CO2对凝析气藏相态特征及开发指标的影响

余华杰

（中海油研究总院 开发研究院，北京 100027）

0 引言

随着天然气工业的发展、天然气勘探领域的扩大和技术的提高，含CO2天然气藏越来越多被人们发现，松辽、渤海湾和准噶尔等盆地分别发现含CO2火山岩气藏[1-4］，气藏CO2摩尔分数为20%～98%.其中，渤海湾海域发现的含CO2凝析气藏不同于常规凝析气藏或纯CO2气藏[5］，其凝析气摩尔分数为40%～90%，为高含或特高含CO2凝析气藏，凝析油地质储量高达数百万m3，CO2地质储量为数十亿m3，开发高含CO2凝析气藏，提高凝析油和天然气采收率是气田开发面临的难题.在邻近断块内发现的凝析气藏，凝析气中CO2摩尔分数为8%～10%，为研究不同摩尔分数CO2对凝析气体系相态特征的影响提供对比样品.在凝析气田的开发与开采过程中，凝析气的相态变化研究具有重要意义[6-7］，由于CO2与常规天然气在高压物性方面存在较大差异，使高含CO2凝析气藏在开采过程中出现比常规纯凝析气藏更为复杂的凝析油—凝析气体系相变，且CO2对提高凝析气藏采收率具有重要作用.目前有关CO2驱油的研究和应用主要集中于低渗透油田和小断块油田等复杂类型油田[8-10］，对于CO2对凝析气藏相态特征的影响研究及合理利用CO2提高凝析气藏采收率方面的研究和矿场试验还比较少.

文中通过对渤海湾海域高含及低含CO2凝析气体系进行高温高压相态实验和不同开发方式数值模拟，分析不同摩尔分数CO2凝析气体系在开发过程中对地层流体PVT相态特征及开发指标的影响，为评价CO2对凝析气藏开发的影响、优选合理开发方式提供依据.

1 实验仪器和样品

实验仪器为JEFRI全观测地层流体分析仪，由加拿大DBR公司研制生产，仪器具有1个150mL整体可视高温高压PVT室，测试温度为-30.0～200.0℃，精度为0.1℃；测试压力为0.10～70.00MPa，精度为0.01MPa.实验流程主要为：注入泵系统→PVT室→闪蒸分离器→油／气相色谱→油气计量系统[11］.实验方法根据国家标准SY／T 5542-2009《油气藏流体物性分析方法》.

实验所用2个地层凝析气样品来自渤海湾盆地中部海域，其中，样品2取自A油田东三段Ⅲ油组，原始地层温度和压力为120.1℃和31.58MPa，CO2摩尔分数为59.90%；样品1为样品2相邻断块内的凝析气样品，原始地层温度和压力为118.6℃和31.06MPa，CO2摩尔分数为8.17%.2个样品的地层流体组分组成见表1.根据天然气藏分类方法[5］，样品1属于中含CO2范畴，样品2属于特高含CO2范畴，由于样品1的CO2摩尔分数远低于样品2的，因此样品1代表低含CO2凝析气体系样品、样品2代表高含CO2凝析气体系样品.由表1可见：样品1的轻烃（C1）组分摩尔分数（73.80%）高于样品2的（29.05%）；样品1的中间烃（C2-C6）组分摩尔分数（13.27%）高于样品2的（6.52%）；样品1和样品2的重烃（C7＋）组分摩尔分数近似，分别为4.09%和4.08%.

表1 凝析气地层流体样品Table1 Component composition of two samples %

2 实验结果与分析

2.1 单次闪蒸实验

单次闪蒸实验基于保持油气分离过程中体系总组成恒定不变的原理，将处于地层条件下的单相地层流体瞬间闪蒸到大气条件，测量体积和气液量变化[14］.为了评价CO2对凝析气体系物理性质的影响，在恒压35MPa下，分别将原始地层条件下的2个凝析气样品闪蒸到大气条件（0.101MPa，20℃），测定闪蒸油和闪蒸气的物性参数（见表2）.由表2可见：虽然单次闪蒸实验前样品1的中间烃和重烃摩尔分数之和高于样品2的（见表1），反映样品1的可液化体积大，但实验后得到的样品1的凝析油含量低于样品2的.这是由于流体相变特征极为复杂，同一组分对于不同组成的凝析气体系的影响不同[12］.

实验后样品1和样品2的凝析油质量浓度大于250.0g／m3，属于高含凝析油的凝析气体系[5］，样品2闪蒸气的相对密度高于样品1的、体积因数和偏差因数小于样品1的，表明随着凝析气体系中CO2摩尔分数的增加，实验后闪蒸气相对密度增加、体积因数和偏差因数减小.这是由于闪蒸气主要是由CO2、N2等非烃和少量的C1、C2等易挥发的轻烃组成，在大气压力条件下CO2与C1、C2等轻烃相比具有更大的密度和更小的偏差因数.

表2 CO2凝析气样品单次闪蒸实验流体物性参数Table 2Fluid properties characteristic of low and high content CO2condensate gas

2.2 等组分膨胀实验

等组分膨胀实验又称p-V关系实验，是指在地层温度下测定恒定质量的地层流体的压力与体积关系的实验[14］.为了评价CO2对凝析气体系弹性膨胀能力的影响，在原始地层温度下改变压力，测定凝析气体系样品的露点压力，分析气体偏差因数、体积因数与压力的关系（见图1）.

在原始地层温度下，样品1的露点压力为31.06 MPa，与样品2的露点压力（31.28MPa）基本相当，2个样品的露点压差分别为0MPa和0.30MPa，表明凝析气体系在原始地层条件下处于高度饱和状态.在压力高于露点压力时，凝析气体系为单相气体状态，随着压力的下降凝析气体系偏差因数呈直线缓慢下降趋势，且在相同压力条件下样品2的偏差因数比样品1的约小0.1.偏差因数越小凝析气越易于压缩，表明加大CO2摩尔分数可减小凝析气偏差因数、增加凝析气体系弹性膨胀能力（见图1）.

图1 等组分膨胀实验结果Fig.1 Results of p-Vexperiment

当压力下降至露点压力以下时，凝析气体系不再是单一气相，而由凝析油反凝析表现为油气两相状态，两相流体体系体积因数随着压力下降而迅速上升，当压力下降至8.00MPa时，不同流体体系体积是露点压力下流体体积的3～4倍，且在相同压力条件下，样品2的体积因数略大于样品1的，流体体系体积因数也较大.体积因数越大体系的弹性膨胀能力也越强，表明无论是在高于露点压力的单相状态还是在低于露点压力的两相状态，加大CO2摩尔分数可减小凝析气偏差因数、增大两相体积因数，以及增加流体体系的弹性膨胀能力.

2.3 定容衰竭实验

定容衰竭实验通过模拟凝析气藏衰竭式开采过程，认识凝析气藏开采动态，并分析开采过程中气藏流体体积和井流物组成变化，以及不同衰竭压力下凝析气藏的采出程度[14］.为了评价不同CO2摩尔分数对凝析气体系抑制凝析油反凝析及对凝析油和天然气采出程度的影响，在原始地层条件下，模拟改变压力测定地层反凝析油饱和度、采出井流物及井流物采出程度等动态参数.

定容衰竭实验反凝析油体积比与压力关系曲线见图2.由图2可见：样品2的最大反凝析压力（10.0 MPa）比样品1的（15.0MPa）低5.0MPa，其露点压力与样品1的近似，表明高含CO2能够降低凝析气的最大反凝析压力、延缓凝析气体系的反凝析.样品2的最大反凝析油体积比（5.69%）比样品1的（7.50%）低约2%，其凝析油质量浓度略高于样品1的（见表2），表明高含CO2具有较强的气化萃取能力，可抑制凝析油的反凝析，减少凝析油的反凝析损失.

定容衰竭实验地层反凝析油采出程度与压力关系曲线见图3.由图3可见：压力为5.0MPa时，样品2的凝析油质量浓度略高于样品1的（见表2），其凝析油采出程度（45.0%）相对于样品1的（39.1%）高出5.9%，与凝析油质量浓度与凝析油采收率呈反比的认识[13］不同.实验表明高含CO2有利于提高凝析油的采出程度.样品2的天然气采出程度（84.4%）相对于样品1的（77.7%）高出6.7%，表明高含CO2能够增强凝析气体系的弹性膨胀排驱能力，从而增加天然气的采出程度.

图2 地层反凝析油量与压力关系曲线Fig.2 Retrograde condensate oil vs.pressure curve

图3 采出程度与压力关系曲线Fig.3 Recovery efficiencies vs.pressure curve in course of depletion

3 CO2对凝析气藏开发效果的影响

渤海A油田东三段Ⅲ油组为受岩性构造控制的凝析气藏，油气层平均孔隙度为20.8%、平均渗透率为780.8×10-3μm2，储层具有中孔、中渗的物性特征；气藏气柱高度约为200m，含气面积为4.93km2，油组内CO2地质储量高达14.0×109m3.油组内边水体积大约为凝析气体积的2～3倍，属于弱边水能量的范畴，天然能量明显不足[15］.该气藏天然气品质较差、CO2含量高，无法作为燃料气气源使用；此外，CO2作为温室气体，根据环境保护要求不可以直接排放.因此，将烃类气体与CO2分离后，将CO2作为回注气体的气源进行开发，既保持地层压力，又实现CO2的天然埋存，还可以得到纯烃气作为燃料气.为分析CO2对凝析气藏开发效果的影响，进行注CO2膨胀数值模拟实验和循环回注CO2开发指标预测.

3.1 注CO2膨胀数值模拟实验

基于CO2对凝析气相态变化影响的物理模拟实验，利用Eclipse数值模拟软件中的PVTi模块模拟注入CO2组分对高含CO2凝析气体系物性参数的影响.首先对东三段Ⅲ油组凝析气PVT测试结果进行PVTi拟合，拟合大气条件下凝析油的密度和生产气油比，以及原始地层条件下的露点压力；然后拟合地层温度下变压力的等组分膨胀实验、定容衰竭实验；最后基于拟合后的状态方程，模拟注入CO2后该油组凝析气露点压力、体积膨胀因数及偏差因数等物性参数变化（见表3）.

表3 注入CO2气后凝析气体系物性参数Table3 Condensate gas properties after injecting CO2

由表3可见：随着CO2注入量的增大，凝析气露点压力逐渐降低，且注入量越大，露点压力越低.当注入CO2的体积达到凝析气体积的80%时，与未注前相比露点压力下降7.55MPa，偏差因数减小16.7%，表明加大CO2摩尔分数对降低高含CO2凝析气体系露点压力作用显著，露点压力的降低可有效延缓凝析油的反凝析、提高凝析油的采收程度，以及减小高含CO2凝析气体系的偏差因数.与未注前相比，凝析气的膨胀因数升高约4.5倍，表明注入CO2能较好地增加高含CO2凝析气体系的膨胀能力.

3.2 循环回注CO2开发指标预测

为了对比CO2对凝析气藏开发指标的影响，设计衰竭开发和循环回注CO2开发下的油藏数值模拟方案，运用Eclipse数值模拟软件对2种开发方式进行模拟，结果见表4.

表4 循环回注CO2对凝析气藏开发指标的影响Table4 Inpact on development indexes of condensate gas reservoir of CO2

由表4可见：循环回注CO2方式开发方式效果好于衰竭开发方式的，提高凝析油采出程度26.2%，提高烃类气采出程度5.3%，不仅大幅度提高凝析油采出程度，而且提高烃类气的采出程度.主要原因为：（1）衰竭开发方式，随着凝析气藏压力降低，凝析油的反凝析损失使大量凝析油残存在地层中，无法采出.（2）循环回注CO2开发方式，一方面CO2可有效降低凝析气的最大反凝析压力，降低反凝析油量，起到保持地层压力的作用，延缓和减少凝析油的反凝析；另一方面，反复多轮次循环回注CO2对反凝析油的气化萃取及CO2弹性膨胀能力对凝析气的不断排驱置换作用，有利于提高凝析油和烃类气的采出程度.

4 结论

（1）对于凝析气体系，加大CO2组分摩尔分数能增加闪蒸气的相对密度、减小体积因数和偏差因数、增强弹性膨胀能力、降低最大反凝析压力、减少最大反凝析液量、提高凝析油和天然气的采出程度.

（2）对于高含CO2的凝析气体系，循环回注CO2是较为合理的开发方式，其开发效果好于衰竭开发方式的，可大幅度提高凝析油和纯烃类气采出程度.

（3）鉴于CO2对改变凝析气相态和改善开发效果的积极作用，对于高含CO2的凝析气藏或CO2气源充足的凝析气藏，应充分利用CO2循环回注提高采收率.

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