CO2原油体系饱和压力的测定与预测

薄启炜

(中国石油化工股份有限公司 油田勘探开发事业部，北京 100728)

生产实践表明，注CO2可提高原油采收率15%～25%[1-2]。CO2与原油实现混相，对CO2提高采收率的效果至关重要，而 CO2-原油体系饱和压力的大小对二者混相的难易有重要影响[2-4]。因此，需要测定或预测不同条件下 CO2-原油体系的饱和压力。为此，笔者基于实验室试验，选择了计算饱和压力的PREOS方程，并对其进行了改进，以使之成为一种比较理想的饱和压力计算方法。

1 饱和压力测定试验

1.1 试验装置

测定试验采用美国RUSKA公司的三看窗高压PVT试验装置，见图1。

1.压力表；2.比例泵；3.汞储槽；4.油样瓶；5. CO2气瓶；6.泵；7.三看窗釜；8.空气浴；9.增压机；10.气样瓶

1.2 试验样品

试验油气样品由胜利油田提供，其油藏和原油基本数据为：油层深度3 143～3 152 m，原始地层压力31.56 MPa，地层温度116 ℃，饱和压力11.4 MPa，气油比87.2 m3/m3，地下原油相对密度0.714 6，地面罐油相对密度0.843 4，地下原油黏度0.89 mPa·s，饱和压力下原油黏度0.62 mPa·s，地面原油黏度6.67 mPa·s。油气样及井流物组成见表1。

表1 油气样及井流物组成

1.3 试验结果与分析

试验测定了原油和6种注CO2摩尔分数下的压力(p)和相对体积(V)关系(见图2)，相对体积指给定压力下混合物总体积与饱和压力下混合物总体积之比。从图2可以看出，当所注气摩尔分数较低时，p-V曲线上有明显的折点，说明随着压力的降低会出现明显的相变，折点处即是饱和点。随着注气摩尔分数的升高，p-V曲线上的折点变得不明显起来，当CO2的摩尔分数达到63%左右时，气液相间的密度差别已经不大，从p-V关系图中已很难分辨出饱和压力。即当注入CO2的摩尔分数达到63%时，接近一次接触混相的状态。

图2 注入不同摩尔分数CO2时的压力和相对体积关系

许多文献也报道了类似的试验结果[5]。因此可以认为，当注入CO2的摩尔分数达到60%以上时，CO2-原油多组分体系一般可达到一次接触混相的状态。

由p-V关系试验测得的数据整理计算即可得到注入不同摩尔分数CO2所对应的饱和压力，如图3所示(图中还表示出了其他几个油样的数据曲线)。R.K.Srivastava[5]在对Weyburn油田CO2混相驱进行实验室评价时发现，对于该油田的3个不同油样，如果饱和压力采用相对值，即测得饱和压力与原始饱和压力之差，3个不同油样的曲线基本一致。所以，他认为根据该油田3个油样的数据回归得出的曲线，可以用来预测该油田其他油样的饱和压力。对比图3中各曲线可以发现，它们基本上都符合线性或者幂函数关系。根据这些曲线形态的相似性，可以将R.K. Srivastava的结论加以推广，认为对于一个特定油田的不同油样来说，注入不同摩尔分数CO2所对应的相对饱和压力曲线是一致的，可以用回归曲线对该油田的饱和压力进行预测。

图3 注入不同摩尔分数CO2所对应的饱和压力

2 饱和压力预测

目前已经开发了几种计算饱和压力的方法，笔者利用比较理想的状态方程闪蒸计算方法确定 CO2-原油多组分体系的饱和压力。

2.1 状态方程的选择与修改

选用公认比较理想的PREOS进行计算，其原始表达式为：

p=[RT/(V-b)]-a(T)/[V(V+b)+b(V-b)]

(1)

式中：p为系统压力，MPa；T为系统温度，K；V为系统体积，mL；R为通用气体常数；a、b为无量纲常数。

K.H.Coats和G.T.Smart[6]认为不对状态方程的参数作明显的修改，PREOS不会得到油藏流体的准确相形为。对于 CO2-原油多组分体系这种复杂的油藏流体，PREOS更需要改进。

笔者在利用以上方法进行计算时发现，计算结果对原油中C+组分的摩尔质量、密度和临界性质等参数非常敏感，而这些参数的准确求取是很困难的。同时，该方法比较复杂，计算稳定性不太理想。因此，对PREOS进行了以下几方面的改进。

1) 重质馏分(C+)的描述。为解决重组分C+的临界值难于确定的问题，采用单碳数函数对其进行扩展描述，将其分割为若干个SCN单碳组，并利用Twu关系式计算各单碳组的临界性质，利用Lee-Lesler关系式计算各单碳组的偏心因子。表达式为：

ZCn=exp(A+BMCn)

(2)

式中：ZCn为重组分中各种物质的摩尔分数，%；MCn为重组分中各种物质的分子量；n为总组分数；A、B为与具体油样有关的常数。

A、B由以下两式计算：

(3)

(4)

2) 对于Ki j，采用PREOS提供的原始数据，对于扩展组分没有提供数据的，根据原始数据外推求值。

3) 通过对大量现有试验数据的回归，将CO2的参数调整为：a(Tc)= 0.272 755，b=0.020 834。

4) 对α函数，采用Twn提出的以下形式：

α=α0+ω(α1-α0)

(5)

(6)

(7)

式中：ω为偏心因子，无量纲，可查表或计算得到；Tr为对比温度，等于系统温度与临界温度的比值，无量纲。

2.2 计算结果与分析

利用以上改进的PREOS，通过相平衡闪蒸计算可解得 CO2-原油多组分体系的饱和压力。对图3中3个油样进行计算，结果见图4。对比试验值和计算值可以看出，改进的PREOS计算的 CO2-原油多组分体系的饱和压力与试验值非常吻合，是一种比较理想的饱和压力计算方法。

图4 饱和压力试验值与计算值对比

3 结 论

1) 当注入CO2的摩尔分数达到60%以上时， CO2-原油多组分体系一般可达到一次接触混相的状态。

2) 对特定油田的不同油样，注入不同摩尔分数CO2所对应的相对饱和压力曲线是一致的，可用回归曲线进行预测。

3) 改进的PREOS用于计算 CO2-原油多组分体系的饱和压力，结果与试验值非常吻合，证明其为一种比较理想的饱和压力计算方法。

参 考 文 献

[1] Danesh A.油藏流体的PVT与相态[M].沈平平，韩冬，译.北京：石油工业出版社，2000：20-256.

[2] 刘炳官，朱平，雍志强，等.江苏油田CO2混相驱现场试验研究[J].石油学报，2002，23(4)：56-60.

[3] 王利生,郭天民.江汉油藏油及其注二氧化碳体系高压粘度的实验测定[J].石油大学学报：自然科学版,1994,18(4):125-130.

[4] Dong M，Huang S S，Srivastava R. A laboratory study on near-miscible CO2injection in Steelman reservoir[J].Journal of Canadcan Petroleum Technology，2001，40(2):53-61.

[5] Srivastava R K，Huang S S.Laboratory investigation of Weyburn CO2miscible flooding[J].Journal of Canadcan Petroleum Technology，2000，39(2):41-51.

[6] Coats K H,Smart G T.Application of a regression-based EOS PVT program to laboratory data[J].SPE Reservoir Engineering,1986,1(3):277-299.