楊 莉 楊寶泉 顧文歡 肖 鵬 胡偉巖

(中國海油石油國際有限公司 北京 100028)

在輕質(zhì)油田開發(fā)中，注氣是提高采收率的重要驅(qū)替方式，而能否實現(xiàn)混相是注氣成功的關(guān)鍵。行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)中[1]關(guān)于流體混相的定義是指兩種(或多種)流體混合后達到單一、均相的平衡狀態(tài)，并且一旦形成混相后，各種流體間不存在界面，界面張力為零，界面消失。田巍[2]指出，行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)中關(guān)于混相的定義強調(diào)只要壓力高于最小混相壓力，原油與注入氣體接觸就能夠形成混相流體，沒有提到混相流體是怎么形成的，也沒有明確注氣所波及區(qū)是否均為混相狀態(tài)。陳志豪、曹小朋 等[3-4]研究了注CO2混相過程中混相帶的變化規(guī)律，從而可以更好地認(rèn)識注CO2過程中油藏內(nèi)部不同區(qū)域的混相狀態(tài)，更加深入研究了混相機理。本文所研究的目標(biāo)油藏地處尼日利亞深水區(qū)，流體為揮發(fā)油，且存在明顯的組分梯度，采用注天然氣開發(fā)，油藏采出程度已接近70%，該類型油藏的開發(fā)國內(nèi)尚無先例，注氣混相機理的相關(guān)文獻研究成果甚少。本文從表征流體特征隨深度變化規(guī)律出發(fā)，評估不同深度流體的混相壓力，從組分變化角度分析了混相產(chǎn)生的本質(zhì)原因，引入界面張力和混相因子[5]，確定了注天然氣過程中不同區(qū)域的混相狀態(tài)，并著重分析了混相帶運移和生產(chǎn)氣油比的變化規(guī)律，從而更好地認(rèn)識揮發(fā)油注天然氣混相機理，為生產(chǎn)優(yōu)化和油藏管理提供重要理論指導(dǎo)。

1 M油藏流體組分梯度特征與表征

M油藏地處西非尼日利亞某深水油田(該區(qū)域水深1 500 m)， 為構(gòu)造油藏，油藏深度3 200～3 400 m，平均厚度20 m，平均滲透率1 200 mD，平均孔隙度25%。在評價階段，進行了4口井5井次的取樣，不同深度組分含量如圖1所示。從圖中可以看出，C1組分含量為63%～69%，中間組分C2—C6含量為18%～20%，C7+含量為11%～17%,整體呈現(xiàn)隨深度變化特征，即隨深度增加，C1含量減少、C2—C6含量略有增加、C7+含量增加。流體組分梯度形成主要與油藏溫度、壓力和重力作用相關(guān)，根據(jù)相態(tài)軟件中關(guān)于組分梯度計算模型，可以模擬計算組分隨深度的變化[6-8]。

圖1 M油藏原油組分隨深度變化Fig .1 Oil composition of M oil reservoir changes with depth

選取近油藏中部深度(3 347 m)的樣品結(jié)果進行PVT擬合，首先將N2、CO2、C1至C19歸并成6個組分，C20+劈分為2個擬重組分，并通過多組分約束模擬組分隨深度變化規(guī)律，得到流體性質(zhì)隨深度的變化規(guī)律，C1+N2組分和氣油比隨深度變化規(guī)律如圖2、3所示。從圖2中可以看出，隨深度增加，C1+N2

圖2 M油藏C1+N2組分含量隨深度變化Fig .2 C1+N2 composition of M oil reservoir changes with depth

組分含量變小，且理論計算趨勢與5個取樣點吻合較好；從圖3中可以看出，由于組分的變化，氣油比隨深度變化差異非常明顯，油藏頂部的氣油比近1 100 m3/m3，油水界面附近氣油比僅為450 m3/m3。流體組分及屬性在縱向的差異性，使得油藏中流體流動規(guī)律更加復(fù)雜。

圖3 M油藏氣油比隨深度變化Fig .3 GOR of M oil reservoir changes with depth

將狀態(tài)方程參數(shù)和組分梯度參數(shù)應(yīng)用于油藏數(shù)值模擬模型，模型初始條件的C1+N2組分含量和氣油比分布場如圖4、5所示(其他組分和屬性略)。從圖中可以看出，C1+N2組分含量和氣油比隨深度增加而減小，且變化趨勢與擬合曲線一致[7]。

圖4 M油藏模型中C1+N2組分摩爾分?jǐn)?shù)分布Fig .4 C1+N2 mole fraction of M oil reservoir distribution in the model

圖5 M油藏模型中氣油比分布Fig .5 GOR distribution in the M oil reservoir model

2 不同深度樣品混相壓力評估

2.1 注氣組分確定

注入氣組分對混相壓力非常重要，因此在評估目標(biāo)油藏流體的混相壓力前，首先要確定注氣組分。油田各油藏流體均為揮發(fā)油，且均存在組分梯度，組分含量有所差異。油田產(chǎn)出油經(jīng)四級分離器，分離出的天然氣再回注到油藏中(圖6)。M油藏的組分隨深度變化差異較大,以M油藏為例，分析原油分離后的天然氣組分。

圖6 四級分離器流程圖Fig .6 Flowchart of four-stage separator

利用PVT相態(tài)軟件建立與實際一致的分離器模型，對5組樣品進行四級分離計算，分離以后的組分含量差異較小(圖7)，取5個樣品的平均組分作為注氣組分，其注入氣組分含量如表1所示。

圖7 M油藏5組樣品分離后組分分布Fig .7 Composition distribution of 5 groups of samples of M oil reservoir after separation

表1 M油藏注入氣組分含量Table 1 Injection gas composition of M oil reservoir

2.2 注天然氣混相壓力評估

混相壓力的評估可以分為靜態(tài)和動態(tài)方法[9-10]，靜態(tài)法是將兩相流體放入特定容器中，改變壓力和溫度，使之達到互溶狀態(tài)。動態(tài)法是通過細(xì)管實驗或數(shù)值模擬，在油藏條件下，模擬實際注氣驅(qū)替過程，一般取90%采出程度時的壓力為最小混相壓力。本文建立數(shù)值模擬模型，評估5個樣品點在油藏壓力和溫度下的采出程度，由于油藏數(shù)值模擬模型建立屬于常規(guī)操作，在此不再描述。

5組樣品在不同壓力下采出程度模擬計算結(jié)果如圖8所示。從圖中可以看出，采出程度為90%時的壓力為31～32 MPa，其對應(yīng)樣品的地層壓力為36～37 MPa，因此，混相壓力低于地層壓力約5 MPa，換言之，只要地層壓力保持在原始壓力附近，注入天然氣可以與油藏流體形成混相。

圖8 M油藏5組樣品不同壓力下采出程度模擬計算結(jié)果Fig .8 Recovery factor of 5 samples of M oil reservoir under different pressures

3 混相帶表征與組分變化特征

3.1 界面張力和混相因子表征混相狀態(tài)

引入界面張力和混相因子來表征混相狀態(tài)，分析油藏中不同位置的混相狀態(tài)，尤其是混相帶的變化規(guī)律。

混相因子定義為在驅(qū)替過程中油氣兩相之間界面張力與初始界面張力之比的冪次方[5]，見公式(1)。如果注入介質(zhì)與原油之間不發(fā)生混相，氣相和油相的界面張力基本不變，則F為1；隨著注氣前緣組分持續(xù)富化，與原油混相程度越高，最后完全成為單相狀態(tài)，此時氣相和油相之間的界面張力為0，則混相因子F也變?yōu)??；煜嘁蜃佑?到0的區(qū)域可認(rèn)為是注氣混相帶。界面張力的計算如公式(2)所示，界面張力是組分含量、油相、氣相密度和等張比容的函數(shù)。

(1)

(2)

式(1)、(2)中：F為混相因子，無因次；σ、σ0分別為某時刻和原始狀態(tài)氣相與油相之間的表面張力，dynes/cm；N為系數(shù)，經(jīng)驗值取0.25；Pi為i組分的等張比容；ρL、ρg分別為液相和氣相的密度，g/cm3；xi、yi分別為組分i在液相和氣相的摩爾含量，%；n為組分?jǐn)?shù)。

3.2 等效注氣數(shù)值模擬模型構(gòu)建

由于目標(biāo)油藏組分隨深度變化，同時實際油藏注氣受到儲層、斷層和生產(chǎn)制度的影響，不便于單因素分析注氣混相機理，因此結(jié)合油藏實際條件建立等效機理模型。等效機理模型構(gòu)建：模型傾角與實際一致(5.7°)，注采井距為1 700 m；不考慮平面波及，采用一維網(wǎng)格，1×1×240，網(wǎng)格尺寸為10 m×10 m×10 m；滲透率和孔隙度取油藏平均值1 200 mD和25%，相滲曲線與實際油藏模型保持一致；流體模型采用1節(jié)中的組分梯度模型；注采比為1，油藏壓力保持在原始壓力狀態(tài)。M油藏等效注氣機理模型示意圖如圖9所示。

圖9 M油藏等效注氣機理模型示意圖Fig .9 Schematic diagram of M oil reservoir model and equivalent gas injection mechanism model

3.3 注天然氣混相帶表征

基于建立的等效注氣機理模型，選取注入0.5 PV時,界面張力和混相因子變化趨勢如圖10所示。從圖中可以看出，在距離注氣井690 m范圍內(nèi)界面張力為0，混相因子為1，該區(qū)域原油被注入氣完全驅(qū)替，油藏流體以純氣相為主，呈單相狀態(tài)；距離注氣井700～910 m范圍，界面張力從6.1 dynes/cm降低到1.1 dynes/cm，混相因子仍然為1，定義為非混相帶；距離注氣井910～1 010 m，界面張力從1.1 dynes/cm降低到0.2 dynes/cm，混相因子從1降低到0.35，定義為混相帶；大于1 010 m范圍，界面張力為0，混相因子為1，為未波及區(qū)。

圖10 界面張力和混相因子隨注氣井距離的變化(注入0.5 PV時刻)Fig .10 Changes of interfacial tension and miscible factor with distance of gas injector(0.5 PV)

根據(jù)以上分析，對注采井間的混相狀態(tài)進行分段，總共分為4個區(qū)帶[3-4，11]，依次為氣相帶、非混相帶、混相帶和油相帶，如圖11所示。隨著注氣的進行，每個相帶的寬度發(fā)生變化。

圖11 M油藏注氣混相程度區(qū)域劃分示意圖Fig .11 Schematic diagram of regional division of miscibility degree of gas injection in M oil reservoir

3.4 注入PV與混相帶寬度關(guān)系

研究注入PV對混相帶寬度的影響，參考實際油藏狀況，選取采油速度9%的模型，設(shè)置等效注氣參數(shù)，統(tǒng)計不同注入PV下的混相帶寬度，如圖12所示。從圖中可以看出，隨著注入PV數(shù)的增加，混相帶寬度是逐步增大的，如在0.1 PV時寬度為50 m，0.5 PV時寬度為130 m，0.78 PV時寬度達到最大270 m，此時為混相帶前緣到達油井?；貧w得到注入PV和混相帶寬度的關(guān)系式(3):

圖12 注入PV與混相帶寬度的關(guān)系Fig .12 Relationship between PV and miscible band width

W=37.28e0.025 2v

(3)

式(3)中：W為混相帶寬度，m；v為注氣PV數(shù)。

3.5 注氣速度對混相帶寬度影響

為了分析注氣速度對混相帶寬度的影響，按照注氣速度與采油速度等效設(shè)置，測試了采油速度為6%、9%和11%等3組方案，對比同在注入0.5 PV下的混相帶寬度，如圖13所示。從圖中可以看出，三種注氣速度下混相帶寬度是基本一致的。分析認(rèn)為，由于模型設(shè)置了注采平衡，不同注氣速度的油藏模型壓力始終保持在原始水平，相同壓力下油相和氣相的相態(tài)變化規(guī)律是一致的，并不受注氣速度的影響。

圖13 不同注氣速度對混相帶寬度的影響(注入0.5 PV)Fig .13 Influence of gas injection rates on the width of miscible zone(0.5 PV)

3.6 混相帶氣相和油相組分變化特征

注入氣不斷抽提油相中組分，最終使得兩相中的組分非常接近，從而形成可以互溶的流體，形成混相。定義系數(shù)Z，表征同一組分在油相比例與氣相比例之比，見式(4)所示。

(4)

式(4)中：Z為比例系數(shù)，無因次；xi和yi分別為組分i在油相和氣相中的含量，f。

在注入0.5 PV時，各組分Z值隨注氣距離變化如圖14～16所示。從圖中可以看出，注入0.5 PV時刻，非混相帶為距離注氣井700～910 m，混相帶為距離注氣井910～1 010 m；在非混相帶和混相帶，8個組分的Z值均逐步增加并趨向于1，其中C1+N2和C2+CO2組分在非混相帶和混相帶Z值逐步增加，說明該組分溶解于油相的比例越高；其余組分在非混相帶和混相帶Z值逐步降低，說明該組分被注入氣汽化或抽提到氣相的比例越來越高，最終氣相和油相中比例基本接近，在氣相組分和油相組分基本接近時，兩相融為一體成為近單相流體，呈混相狀態(tài)，且越靠近混相帶前緣，Z值越接近1，混相程度越高。

圖14 C1+N2和C2+CO2組分Z值隨注氣井距離的變化(注入0.5 PV)Fig .14 Z values of C1+N2 and C2+CO2 components with distance of gas injector(0.5 PV)

圖15 C3至C19組分Z值隨注氣井距離的變化(注入0.5 PV)Fig .15 Z values of C3 to C19 components with distance of gas injector(0.5 PV)

圖16 兩組擬重組分Z值隨注氣井距離的變化(注入0.5 PV)Fig .16 Z values of CN1 and CN2 components with distance of gas injector(0.5 PV)

4 混相帶突破特征與生產(chǎn)驗證

4.1 注氣突破時氣油比變化特征

注氣突破時機通常依據(jù)氣油比變化進行判斷。選取混相帶前緣到達生產(chǎn)井時刻，混相因子與氣油比隨注氣井距離變化如圖17所示。

從圖17中可以看出，混相因子為0.1到1.0范圍為混相帶，在混相帶前緣運移到生產(chǎn)井時，生產(chǎn)井附近的氣油比約為1 200 m3/m3；當(dāng)混相帶完全到達生產(chǎn)井時，相當(dāng)于混相帶末端，氣油比約為3 000 m3/m3。模型原始狀況下，注氣井所在高部位的氣油比為1 100 m3/m3，生產(chǎn)井所處低部位氣油比為460 m3/m3。分析得出，混相帶前緣運移到生產(chǎn)井時，生產(chǎn)氣油比與高部位原始?xì)庥捅认喈?dāng)；此后混相帶逐步到達生產(chǎn)井，氣油比持續(xù)升高，當(dāng)氣油比達到3 000 m3/m3左右，混相帶原油完全從油井產(chǎn)出，之后進入非混相驅(qū)階段。

圖17 混相帶前緣運移到油井時混相因子與氣油比隨注氣井距離的變化Fig .17 Change of miscibility factor and GOR with distance of gas injector when the front of miscibility zone migrated to producer

4.2 M油藏生產(chǎn)動態(tài)實例分析

分析M油藏單井生產(chǎn)動態(tài)，選取生產(chǎn)相對穩(wěn)定的MP-3井，該井實際產(chǎn)油量和生產(chǎn)氣油比如圖18所示。從圖中可以看出，油井初期生產(chǎn)氣油比為460 m3/m3，隨著生產(chǎn)進行，油井生產(chǎn)氣油比逐步升高，在達到1 100 m3/m3之前，產(chǎn)量基本保持穩(wěn)定，氣油比升高主要原因為高部位高氣油比原油被驅(qū)替到低部位，混相帶尚未推進到油井，整體上屬于混相驅(qū)生產(chǎn)階段。當(dāng)生產(chǎn)氣油比在1 100～3 000 m3/m3時，產(chǎn)出流體中氣相比例增高，油相比例下降，采油指數(shù)逐步降低，產(chǎn)量開始下降，屬于混相帶突破階段。當(dāng)氣油比超過3 000 m3/m3后，氣油比呈快速上升趨勢，產(chǎn)量開始快速遞減，油藏進入非混相開發(fā)階段；在該階段，通過改變M油藏注氣井的注氣量，同時改變采油井產(chǎn)量，有效擴大注氣波及方向，通過持續(xù)優(yōu)化，MP-3井生產(chǎn)氣油比控制在3 000 m3/m3以內(nèi)，有效減緩了產(chǎn)量遞減。

圖18 MP-3井日產(chǎn)油和生產(chǎn)氣油比曲線Fig .18 Daily oil production and GOR curves of Well MP-3

因此，根據(jù)本文對M油藏混相機理的研究，建立了基于氣油比變化的油藏混相階段判斷標(biāo)準(zhǔn)，進而指導(dǎo)油藏管理和生產(chǎn)優(yōu)化，最大限度提高油藏混相注氣開發(fā)效果。

5 結(jié)論

1) 界面張力和混相因子可用來表征注入介質(zhì)與油藏流體的混相程度，便于分析油藏中不同位置的混相狀態(tài)。

2) M油藏注伴生天然氣，不同深度流體均可以形成混相，其油藏內(nèi)部混相狀態(tài)分為4個區(qū)域，即氣相帶、非混相帶、混相帶和油相帶，其中混相帶隨注入PV增加而變寬，變化范圍約為50～270 m。

3) 當(dāng)氣油比超過1 100 m3/m3以后，油藏整體由混相驅(qū)階段依次過渡到混相帶突破階段和非混相驅(qū)階段，不同階段的產(chǎn)量遞減特征不同，并確定了氣油比的判別范圍，進而指導(dǎo)油藏的生產(chǎn)優(yōu)化調(diào)整，最大限度實現(xiàn)油藏混相注氣的開發(fā)效果。