低渗透油藏 CO2驱最小混相压力预测研究

郑 强,程林松,黄世军,祝春生

(教育部重点实验室 中国石油大学,北京 102249)

低渗透油藏 CO2驱最小混相压力预测研究

郑 强,程林松,黄世军,祝春生

(教育部重点实验室 中国石油大学,北京 102249)

注 CO2提高低渗透油藏采收率研究中,最小混相压力是 CO2驱过程中的重要参数。以国内某低渗透油藏流体为研究对象,在室内相态实验研究基础上,综合运用多级接触和多因素回归分析方法,考虑原油组分和温度,建立适合目标油藏实际的 CO2最小混相压力预测公式。与传统经验公式相比,该公式提高了典型区块最小混相压力的预测精度,为现场确定最小混相压力提供了简单、可靠的计算方法,为低渗透油藏 CO2驱最小混相压力的预测提供了新的思路。

低渗透油藏;CO2驱;最小混相压力;预测

引 言

国内低渗透油气田石油地质储量丰富,在低渗透储量中动用和未动用的储量几乎各占一半[1]。目前,中国注水开发油田综合含水已在 81%以上,有的达 90%以上[2]。与水相比,CO2的注入能力大,不受矿化度的影响,可有效降低原油黏度,尤其在水敏性低渗透油藏中优势更为明显[3]。最小混相压力是低渗透油藏注 CO2开发重要参数。目前,最小混相压力的确定主要有室内实验和理论计算等方法。细长管实验是实验室测定最小混相压力的一种常用、准确的方法,缺点是实验周期长、耗费大;理论计算主要是运用前人回归的大量经验公式来预测最小混相压力,虽然计算方便快捷,但精度低[4]。因此,需要结合具体油藏条件,重新建立适合目标区块的最小混相压力计算方法。

1 油藏流体相态数值拟合

PVT拟合的目的是：用相态分析软件对室内等组分膨胀实验和注 CO2膨胀实验的数据进行计算拟合,得到可代表真实储层流体特性的状态方程参数。这些参数是组分模型中油、气性质计算的基础[5]。目标油藏物性参数为：油藏原始地层压力为 21.26 MPa,地层温度为 108.4℃,饱和压力为10.41 MPa,溶解气油比为 35.9,地层原油密度为0.746 g/cm3,地面脱气原油密度为 0.843 g/cm3,地层原油黏度为 1.67 mPa·s。

对地层井流物进行劈分归并。一般情况下,将油藏流体划分成 4～10个组分,就足以满足拟合精度的需要[6]。经多次拟合计算,最终将所有地层原油全组分合并为 CO2、C1+N2、C2-6、C7+4个拟组分。通过对流体泡点压力、溶解气油比、原油黏度、液相密度和油相体积系数进行拟合,得到了符合真实流体相态特征的拟组分模型。其状态方程参数场见表 1。

表 1 油藏流体拟组分状态方程参数场

2 最小混相压力计算方法对比与分析

自 20世纪 70年代以来,发展了众多预测 CO2最小混相压力的经验公式。该研究选用 Glaso、Alston、Silva和 Yuan4种计算方法来预测 CO2驱最小混相压力。

2.1 Glaso考虑中间组分对 CO2最小混相压力的影响

(1)油中 C2-C6馏分的摩尔质量百分比大于18%时,关系式为：

式中：fRF为 C2-C6的摩尔分数,%。

2.2 Alston关联式

式中：MC5+为 C5+的相对分子质量;Xvol为挥发成分(如 N2和 C1)的摩尔数,mol;Xint为中间烃 (C2-4、CO2和 H2S)的摩尔数 ,mol。

2.3 Silva关联式

其关系式为：

式中：Wi为组分 i的质量分数;Ci为组分 i的碳原子数;Ki为组分 i在富 CO2相和富油相间的分配系数;F为质量组成参数。

2.4 Yuan等人关联式

其关系式为：

式中：a1～a10分别为回归系数;PC2-6为 C2-C6的质量摩尔分数,%。

由现场提供的细长管实验可知,油藏流体在油藏温度下的 CO2最小混相压力为 27.90 MPa。以上经验公式法的计算结果统计见表 2。

可见,对于同一油藏流体,不同的经验公式计算结果相差较大,而且误差较大 (至少 15.94%)。

3 最小混相压力的计算新方法

考虑到实际油藏组分和油藏温度的变化对最小混相压力的影响,选择 C1+N2、C2-6、C7+和 T 4个参数为回归变量,利用多次接触方法,应用相态预测不同组分含量及不同温度条件下 CO2的最小混相压力。

3.1 数据体准备

考虑 5个不同组分流体,分别在 80.0、90.0、100.0、108.4、120.0℃等不同温度条件下进行 CO2最小混相压力的测试。不同流体组分含量见表 3,计算结果见表 4。

表 4 不同流体组分不同温度下最小混相压力计算结果

3.2 最小混相压力计算新方法

选取拟合公式的形式,以上述计算结果作为样本,进行回归计算,得到适合典型区块的最小混相压力回归公式。以 C1+N2、C2-6、C7+和温度 T为拟合变量,最小混相压力与各变量为指数关系,则公式的基本形式为：

整个拟合的相关系数为 0.971 5,精度较高,拟合公式能够反映样本数值规律。因此,适合本油藏条件的 CO2最小混相压力的计算公式为：

公式的适用条件：甲烷的摩尔含量自在 15%～35%之间,油藏温度在 80～120℃之间。在油藏组分和油藏温度下,公式计算结果为 27.86 MPa,与细管实验误差仅为 0.13%,很好地预测了 CO2驱的最小混相压力。

4 结 论

(1)目前的经验公式计算结果偏差较大,误差至少为 15.94%。

(2)在精确相态拟合基础上,新预测公式误差仅为 0.13%,预测精度高,可以用于同类油藏 CO2驱最小混相压力的预测。

[1]陈铁龙 .三次采油概论 [M].北京：石油工业出版社,2000：40-73.

[2]张旭,刘建仪,易洋,等 .注气提高采收率技术的挑战与发展[J].特种油气藏,2006,13(1)：6-9.

[3]祝春生,程林松 .低渗透油藏 CO2驱提高原油采收率评价研究[J].钻采工艺,2007,30(6)：55-60.

[4]郝永卯,陈月明,于会利 .CO2驱最小混相压力的测定与预测[J].油气地质与采收率,2005,12(6)：64-66.

[5]李仕伦,张正卿,冉新权 .注气提高石油采收率技术[M].成都：四川科学技术出版社,2001：153-160.

[6]AliDanesh.油藏流体的 PVT与相态 [M].北京：石油工业出版社,2000：222-232.

Prediction of the m in imum m iscibility pressure of CO2-flooding for low permeability reservoir

ZHENGQiang,CHENGLin-song,HUANG Shi-jun,ZHU Chun-sheng
(MOE Key Laboratory,China University of Petroleum,Beijing102249,China)

Theminimum miscibility pressure is an importantparameter in CO2-flooding for low permeability reservoir.A prediction formula of CO2MMP is established for a low permeability reservoir in China based on laboratory experiments on phase behavior,usingmultiple contact and multiple regression analysiswith consideration of crude oil composition and temperature.Compared to traditional empirical formula,this formula has improved the prediction accuracy ofMMP,is simpler andmore reliable,and can be applied to similar low per meability reservoirs.

low permeability reservoir;CO2-flooding;minimum miscibility pressure;prediction

TE348;TE357.4

A

1006-6535(2010)05-0067-03

20100127;改回日期：20100308

国家“973”项目“温室气体提高石油采收率的资源化利用及地下埋存”(2006CB705808)

郑强 (1983-),男,2003年毕业于长江大学石油工程专业,现为中国石油大学 (北京)石油天然气工程学院在读硕士研究生,主要研究方向为油藏工程。

编辑姜 岭