不同气体对注烃气混相驱油效果的影响

祝浪涛， 廖新维， 赵晓亮， 陈志明， 陈奕洲， 王　浩

(中国石油大学(北京) 石油工程教育部重点实验室， 北京　102249)



不同气体对注烃气混相驱油效果的影响

祝浪涛， 廖新维， 赵晓亮， 陈志明， 陈奕洲， 王浩

(中国石油大学(北京) 石油工程教育部重点实验室， 北京102249)

摘要：针对国外W油田异常高压和烃气产出量不足的特点，研究了N2、CH4、CO2和烟道气等四种气体对烃气混相驱油效果的影响.利用基于混合单元网格法编制的软件，得出了四种气体与烃气驱最小混相压力的相互关系；在PVT数据拟合的基础上，运用数值模拟软件模拟注气膨胀试验得到了分别加入四种气体的烃气与原油物性的关系；在国外W油田地质模型和井组的基础上优化研究了不同注入气比例对采出程度和累计注入气量的影响.结果表明，N2、CH4和烟道气等三种气体都能不同程度地增大原油的烃气驱最小混相压力，且N2对最小混相压力的影响最大，CO2能够使得原油的最小混相压力发生微弱地降低；在储层原始压力77.59 MPa下，分别加入了四种气体的烃气都能使得原油体积膨胀系数和原油饱和压力上升，而原油的密度和粘度降低，其中N2的降粘效果和使原油膨胀的能力最强;运用数值模拟优化研究得到最优加入气为烟道气，其相应的最佳注入气比例为1.2.

关键词：混合单元网格法； 数值模拟； 烃气混相驱； 原油物性

0引言

烃气驱在国内外已经成为了提高采收率的重要方法之一[1-3]，而且混相驱替相对于非混相驱替具有更优的驱油效率.目前,判断原油是否发生混相的常用标准为压力.当储层压力高于最小混相压力(MMP)时，注入气才能实现混相驱替.因此，最小混相压力是气驱开发方案设计中的一个非常重要的参数.

在油藏注烃气现场试验中，由于油田产出烃气的量是一定的，完全回注产出烃气并不能获得理想的采收率.因此,为了提高采出程度，往往在产出烃气中加入其它气体提高注入气量，从而提高原油采出程度.2002年，王进安、曾贤辉等[4]对低渗透挥发性油藏进行了注烃气驱室内试验研究，指出低渗透挥发性油藏注烃气驱能获得较高的采收率；2006年，J.Bon，M.K.Emera等[5]采用室内实验方法研究了nC5对纯CO2的最小混相压力的影响.其研究表明，nC5易溶于原油且能够明显降低烃气驱的最小混相压力；2010年，Dawoud A.M等[6]对Abu Dhabi油田非均质性碳酸岩储层进行注烃气混相驱研究，指出在碳酸岩储层中烃气、水交替注入能够明显提高波及系数；2011年，彭恩、郭平等[7]对不同烃类注入气对黑油油藏相态特征的影响进行了研究，指出伴生气相对于干气驱油效果更好；2013年，丁名臣、赵海龙等[8]对烃类气驱油效率影响因素进行了试验研究.结果表明，丙烷能够提高烃气的驱油效率，水驱后注气时机对烃气驱油效果的影响不大；2014年，尚宝兵、廖新维等[9]对杂质气体与CO2最小混相压力和原油物性的关系进行了研究.研究表明，N2和CH4都在不同程度上增大了CO2的混相压力，但能够提高气体的波及系数；2014年，A.Mohsenzadeh、M.Escrochi等[10]研究了CO2加入烃气后对裂缝性稠油油藏注烃气驱油效果的影响.其实验表明，CO2的加入能够明显提高烃气的驱油效果.

上述前人的研究结果表明，注入气的组成对气驱油效果有着巨大的影响，但这些研究工作却罕见综合分析不同气体对烃气驱最小混相压力和驱油效果的影响.因此，为弥补这方面的空白，本研究将以国外W油田油样为研究对象，对N2、CH4、CO2和烟道气(15%CO2+85%N2)等四种气体加入烃气后对烃气混相驱油效果的影响进行了综合分析研究.

本研究运用基于混合单元网格法编制的软件研究了四种气体对烃气最小混相压力(MMP)的影响，并利用数值模拟软件模拟注气膨胀试验研究了四种气体对饱和压力、原油粘度、原油密度和原油体积膨胀系数等的影响；最后，以W油田井组为基础，优化研究了分别加入了四种气体的烃气的最优注入气比例.

1烃类气组成与MMP的关系

国外W油田的基本物性参数为：储层温度为98 ℃、原油饱和压力为27.88 MPa、储层原始压力为77.59 MPa、地饱压差为49.71 MPa、压力系数为1.76，属于异常高压油藏[11，12]；储层原油密度为613.1 kg/m3、储层原油密度为0.208 cp、原油气油比为540.3 m3/m3，属于挥发性原油[13].

1.1MMP计算

本文采用的最小混相压力计算软件是基于混合单元网格法[14-16]编制而成，而混合单元网格法是在系线解析法[17]研究的基础上发展起来的.由于其应用效果好，已引起了很多研究人员的重视.因为混合单元网格法是在系线解析法基础上发展起来的，因此所需要的参数与系线解析法相同，包括原油和注入气各组分摩尔含量、临界参数(临界压力、临界温度、偏心因子等)和油藏温度等，这三类数据都可以通过原油的PVT实验获得.

该方法的特点是：临界参数和状态方程的选取决定了预测结果的准确性.状态方程主要通过闪蒸计算确定气液相组成，而在目前的多种状态方程中，PR状态方程结果已很准确；而临界参数的确定，则需要通过PVT实验的支撑，PVT实验结果决定临界参数的准确性.

运用该软件计算得到了不同注入气与不同原油之间的最小混相压力(如表1所示).将软件计算结果与细管实验结果进行对比(表1),可以看出,软件计算确定的最小混相压力与细管实验结果十分相近，精度都在90%以上.这说明混合单元网格法可以较为准确地确定注入气体与原油的最小混相压力.

表1　最小混相压力的软件计算结果

1.2MMP与烃类气体组成的关系

利用基于混合单元网格法编制而成的软件，研究了N2、CH4、CO2和烟道气等四种气体加入产出烃气后对烃气驱最小混相压力的影响.经过计算得到N2、CH4、CO2和烟道气等四种气体与原油的最小混相压力分别为47.1 MPa、43.2 MPa、14.4 MPa、45.2 MPa，产出烃气的最小混相压力为26.6 MPa.

从图1可以看出，N2、CH4和烟道气等三种气体都能使烃气驱的最小混相压力增大，且N2对混相压力的作用大于CH4，与其它三种气体相反，CO2能够使得最小混相压力降低.当加入的气体与产出气的摩尔数之比为0.6时，N2使得烃气驱的最小混相压力增加到43.1 MPa，约为产出气最小混相压力的1.62倍；CH4使得烃气驱的最小混相压力增加到31.8 MPa，约为产出气最小混相压力的1.20倍；CO2使得烃气驱的最小混相压力降低到24.6 MPa，约为产出气最小混相压力的0.92倍；烟道气使得烃气驱的最小混相压力增加到39.7 MPa，约为产出气最小混相压力的1.49倍.

图1　MMP与注入气摩尔分数关系

综上所述，N2相对于CH4，更能明显地增加烃气驱的最小混相压力，当加入的气体与产出气的摩尔数之比低于0.6时，混相压力都不会超过44 MPa；CO2虽然能够使得烃气驱的最小混相压力下降，但下降幅度不大.

2烃类气组成对原油物性的影响

由于储层属于异常高压挥发性油藏，储层压力高油质较轻，产出的烃气能够与地层原油之间在储层压力条件下完全混溶，使得原油的物理性质发生明显变化.由于油藏的产出气(烃气)总量有限，为了增加注气量，往往在烃气中加入其它易于获得的气体，如CO2、N2、CH4和烟道气(15%CO2+85%N2).因此，研究不同气体对烃气驱油物性的作用，能够加深对烃气驱油机理和不同气体对烃气驱油效果的影响.

通过数值模拟软件模拟注气膨胀试验，研究了不同气体加入产出烃气后对烃气驱原油物性的影响.为了使结果更可信，四种气体加入产出烃气的比例相同，即加入气体与产出烃气的摩尔数之比为0.3.当分别注入这四种加入了不同气体的烃气时，得到了储层原油的饱和压力以及在储层原始压力下(77.59 MPa)的原油粘度、原油体积系数和原油密度随注入气摩尔分数的变化关系，如图1所示.

从图2(a)中可以看出，N2、CH4和烟道气等三种气体能够使储层原油的饱和压力随着注入气摩尔分数的增加而增大，相反CO2则会使得饱和压力发生微弱地下降趋势.这表明原油的饱和压力与气体在原油中的溶解度密切相关，气体的溶解度与原油的饱和压力成反比.由此可以得出，CH4和N2等的加入会使得烃气的混相能力降低，且N2的影响更大，而CO2的加入虽能够改善注入烃气的混相驱替效果，但效果不明显.

从图2(b)～(d)中可以看出，四种气体注入的摩尔分数越大,原油的体积系数就会越大，而密度和粘度就越小.在注入气摩尔分数小于0.4时，N2、CH4和CO2等三种气体对原油体积膨胀系数的影响作用逐渐增强;而当注入气摩尔分数大于0.4时，N2、CH4和CO2等三种气体对原油体积膨胀系数的影响作用则逐渐降低，其中N2对原油体积膨胀系数的影响最显著,CO2、N2和CH4的降低密度作用依次减弱,N2、CO2和CH4的降粘作用依次降低.

从这四种气体的注气膨胀试验结果可以看出，气体对原油物性的影响与常规的结论[18,19]相差很大.这主要是因为该油藏储层原始压力为77.59 MPa，属于异常高压油藏，注入气对该油藏原油的物性与对常规油藏的原油物性的影响有着巨大的差别.例如,当注入气为加入烟道气的烃气，注入气摩尔分数为0.6时，原油体积膨胀系数达到6.78 m3/m3，原油密度降低了12.0%，粘度降低了50.1%；而当注入气为加入纯CO2的烃气时，原油体积膨胀系数达到5.83 m3/m3，原油密度降低了3.9%，粘度降低了42.3%.因此,可以得出，在油田属于异常高压油藏的条件下，N2加入烃气可以改善原油的流动性，原油的膨胀驱油能力增强；与在注入烃气中加入N2相比，在异常高压条件下,CO2和CH4等对于改善驱油效果而言并不具备优势.

(a)饱和压力

(b)原油体积膨胀系数

(c)原油密度

(d)原油粘度图2　烃类气组成对原油物性的影响

3烃类气组成对采收率的影响

以国外W油田注采井网为基础,进行了注气试验.研究井组为5点井网，注采井距为1 500 m.其注采参数分别设置为：注入井井口压力为65 MPa，井底压力必须小于地层破裂压力83 MPa；生产井井口压力为15 MPa，井底压力不能低于30 MPa(高于原油原始泡点压力)，关井气油比设置为3 000 m3/m3；数值模拟时间设置为30年.

从图3中可以看出，不同注入烃气的烃气驱原油采出程度,随着注入气比例(例如注入气比例为1.1，表示加入气体与产出烃气摩尔数之比为0.1，依此类推)的增加呈现先显著上升再缓慢下降的趋势，并且其最大采出程度相近，大约为0.6；在原油采出程度随着注入气比例上升阶段，N2、CH4和CO2等对烃气驱提高采出程度的影响依此降低.N2针对异常高压油藏提高采出程度更具有优势，而在原油采出程度下降阶段(图3)，加入N2的烃气驱下降幅度最大；每一种注入气体都有最优注入气比例，加入N2的烃气和加入烟道气的烃气最优注入比例都为1.2，而加入CH4的烃气和加入CO2的烃气的最优注入比例为1.3.

分析试验结果可从图4看出，累计注入气量随着注入气比例的增加而增大，当注入气比例超过一定比例时，除加入N2的烃气的累计注入气量出现明显下降趋势外，加入其它三种气体的烃气的累计注入气量均不会增加或下降幅度较小.N2和CH4由于难溶解于原油，膨胀性能较大，使得生产井在低注入气比例时产量较之加入CO2的烃气驱更大，从而使得产出气量更大，累计注入气量更多；而随着注入气比例逐渐增加，烃气驱将会出现气串并且气串时间逐渐提前.加入N2的烃气驱在注入气比例超过1.3时，N2的加入能够使得气串时间大幅提前，烃气产量增加幅度和累计注入气量将随着注入气比例的增加而减少.

综上所述，N2相较于CH4和CO2而言，针对本文中的异常高压油藏,在提高采收率方面更具有优势，而且N2还具有来源丰富、价格便宜等优势；烟道气组成为15%CO2+85%N2，从采出程度与累计注入气量两个指标进行分析可以得知，烟道气和N2两种气体对烃气驱的影响相近，而烟道气相对于N2又具有来源丰富和节省提纯费用等优势.因此,在烃气中加入烟道气为最佳方案，最优注入气比例为1.2.

图3　采出程度与注入气比例关系

图4　累计注气量与注入气比例关系

4结论

(1)在国外W油田储层压力条件下，N2、CH4和烟道气等三种气体能够使得烃气驱大部分时间为混相驱替，且提高最小混相压力的能力依次降低；而CO2与其它三种气体相反，能够微弱地降低烃气驱的最小混相压力.

(2)当压力为异常高压(77.59 MPa)时， N2的降粘和膨胀性能最好，降低原油密度的能力亦较好，仅次于CH4；烟道气组成为85%的N2和15%的CO2，该气体改善烃气驱油效果的作用仅次于N2.

(3)以国外异常高压挥发性W油田为研究对象，其研究结果表明，N2与烟道气的最优注入气比例都为1.2，驱油效果相近，原油采收率较高.故综合考虑气源、气体提纯、采出程度和注入气量等四个方面的关系可以得出，烟道气为最优加入气.

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Effects of different gases on hydrocarbon miscible displacements

ZHU Lang-tao， LIAO Xin-wei， ZHAO Xiao-liang， CHEN Zhi-ming,

CHEN Yi-zhou， WANG Hao

(MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering, China University of Petroleum (Beijing), Beijing 102249, China)

Abstract:The foreign W oilfield is an abnormal high pressure reservoir,and its gas production is insufficient.In this paper,we study the effects of the four kinds of gases,including N2,CH4,CO2,and flue gases,on hydrocarbon miscible displacements.The software based on multiple mixing-cell method is used to calculate the MMP (minimum miscible pressure) and the relationship between make-up gas and MMP is obtained.Base on PVT data,eclipse is used to simulate the gas-injection expansion experiment to analyze the effects of different gases on hydrocarbon miscible displacements.Optimization is conducted to get the effects of hydrocarbon injected rate to the recovery rate and cumulative injection volume.The results show that the N2,CH4and flue gases can increase the MMP of hydrocarbon displacement,and the N2has the greatest impact on MMP,and CO2can make the MMP decreases.Under the initial reservoir pressure 77.59 MPa,the hydrocarbon gas compounded with different gases can make the oil volume and saturation pressure increase.They also can make the oil density and the viscosity decrease.Further,N2has the best ability to reduce oil viscosity and make the volume of crude oil expand.It is also found that flue gas is the best additive gas and the optimal injection rate is 1.2.

Key words:multiple mixing-cell method; numerical simulation; hydrocarbon miscible displacement; physical property of crude oil

中图分类号：TE357.45

文献标志码：A

文章编号：1000-5811(2015)05-0100-05

作者简介:祝浪涛(1992-)，男，四川内江人，在读博士研究生，研究方向：油藏数值模拟

基金项目：国家重大科技专项项目(2011ZX05009)

收稿日期:*2015-04-22