挥发性油藏CO2驱动态混相特征

王 锐 ，吕成远，伦增珉，王进安，赵淑霞，王 欣，许 寻

（1.中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083；2.中国石化中原油田分公司勘探开发研究院，河南濮阳 457000）

挥发性油藏是指地层温度低于临界温度，靠近临界点的油藏，其烃类流体性质接近临界状态，中间烃（C2—C6）含量高，组分和热力学参数介于黑油和凝析气之间，原油性质与常规黑油存在较大差异。挥发性油藏埋藏深，地层压力高，气油比较高，原油收缩率大，这些性质决定了挥发性油藏的开发与常规黑油油藏的开发有很大的区别［1-4］。挥发性油藏在衰竭开发过程中，原油急剧收缩脱气，地层能量迅速消耗，并且气液组成不断发生变化，低于饱和压力开采时，油气体积比急剧上升，原油体积迅速收缩，导致衰竭开发采收率低。因此，该类油藏必须保持压力开采，即压力必须保持在饱和压力以上［5-6］。除此之外，一般挥发性油藏采取注水和注气能取得较好的开发效果。对于埋藏深、渗透率低的挥发性油藏，注水压力高，水驱难以实施，注气成为该类油藏提高采收率的主要手段［7-8］。常用的注气介质主要包括烃类气体、N2和CO2等。相比于烃类气体和N2来说，CO2在原油中的溶解能力更强，泡点压力上升更慢，降黏和膨胀能力更强，因此具有更好的注入性和驱油效果［9-12］。然而，挥发性油藏CO2注入能力差，混相驱压力高，难以实施混相驱。笔者以目标区挥发性油藏为研究对象，通过室内实验和数值模拟研究其注CO2过程中的动态混相特征，并剖析衰竭开发转CO2驱界限。

1 原油物性分析

对目标区挥发性原油样品进行高温高压物性测试分析，结果表明，目标区挥发性油藏埋深大于3 300 m，地层压力大于38 MPa，油藏温度大于120 ℃，溶解气油比大于130 m3/m3（表1）。通过三元组分相图（图1）分析可知，区块A 为典型的高挥发性油藏，区块B和C为弱挥发性油藏。

表1 目标区挥发性油藏基础参数Table1 Basic parameters of volatile oil reservoirs in target area

2 CO2驱动态混相压力研究

2.1 高挥发性油藏最小混相压力测试

图1 挥发性油藏类型分析Fig.1 Analysis of volatile oil reservoir types

原油组分分析 选取区块A的原油样品进行不同衰竭阶段的脱出气及剩余油全烃组分分析，结果（图2，图3）表明，随着衰竭压力水平的降低，脱出气中CH4含量逐步降低，中间烃（C2—C5）含量缓慢升高。不同衰竭阶段剩余油中CH4+N2含量逐步降低，中间烃（C2—C5）含量缓慢升高，原油组分从典型挥发性原油逐步向弱挥发性原油和黑油过渡区转变。

图2 区块A不同衰竭阶段脱出气组分变化Fig.2 Variation of released gas components at different depletion stages for Block A

图3 区块A不同衰竭阶段剩余油全烃组分变化路径Fig.3 Residual oil components change path at different depletion stages for Block A

剩余油CO2驱最小混相压力测试 利用不同衰竭阶段剩余油开展CO2驱长细管最小混相压力（MMP）测试。结果（图4）表明，随着衰竭压力的降低，MMP 逐步降低，衰竭压力降低至5.13 MPa 时，MMP 从38.03 MPa 降低至12.57 MPa，表明挥发性油藏衰竭过程会导致CO2驱混相压力的降低。其主要原因是衰竭过程使得溶解气中CH4含量显著降低，中间烃相对含量上升，从而使得该类油藏具有适度衰竭“脱气降混”特征。

图4 不同衰竭阶段剩余油CO2驱最小混相压力降低幅度测试Fig.4 CO2MMP decreasing degree test for the residual oil at different depletion stages

2.2 弱挥发性油藏最小混相压力预测数值模拟计算

为了进一步明确挥发性油藏CO2驱“脱气降混”特征，选取另外2 种弱挥发性油藏原油样品进行衰竭过程中最小混相压力数值模拟计算研究。首先用PVTsim 软件进行2 种原始原油流体相态、注气膨胀实验、最小混相压力实验拟合；然后，利用相态软件进行不同衰竭压力下剩余油的最小混相压力数值模拟计算。结果（图5）表明，不同挥发性油藏衰竭后CO2驱最小混相压力均表现出降低的趋势。其中，溶解气油比较大的油样，CO2驱“脱气降混”程度较大，反之则越小。显然，挥发性油藏中溶解气CH4含量对CO2驱混相压力影响较大，通过适度的压力衰竭后，脱出部分CH4后再注入CO2，可以有效降低CO2混相压力。

图5 不同挥发性油藏CO2驱“脱气降混”特征比较Fig.5 Comparison of characteristics of releasing methane and decreasing CO2MMP for different volatile oil reservoirs

3 衰竭开发转CO2驱界限

挥发性油藏衰竭开发转CO2驱具有“脱气降混”特征，为了明确“脱气降混”特征对衰竭开发转CO2驱界限的影响规律，对3 个区块挥发性油藏衰竭开发转CO2驱界限进行分析。利用地层压力/原始泡点压力表示衰竭压力水平；当地层压力低于MMP时，CO2驱混相驱无法实现，其对应的界限即为衰竭开发转CO2驱界限。结果（图6—图8）表明，区块A衰竭开发转CO2驱压力水平界限为100.2%，区块B为126.1%，区块C 为127.8%。即原油溶解气油比越高的油藏，其衰竭开发转CO2驱的压力水平界限越低，反之则越高。当衰竭压力水平在该界限以下时，要实施CO2混相驱则需要提前补充地层能量。另外，随着压力衰竭至原油泡点压力以下后，其CO2驱最小混相压力有降低的趋势，原始溶解气油比越高，其“脱气降混”的程度越大，后续需要注CO2补充地层能量的幅度就越小，反之则越高。

图6 区块A衰竭开发转CO2驱界限Fig.6 CO2injection timing after depletion for Block A

图7 区块B衰竭开发转CO2驱界限Fig.7 CO2injection timing after depletion for Block B

图8 区块C衰竭开发转CO2驱界限Fig.8 CO2injection timing after depletion for Block C

4 结论

挥发性油藏衰竭开发转CO2驱存在“脱气降混”特征，即随着地层压力的降低，原油中CH4组分部分脱出，有助于CO2驱最小混相压力的降低，其“脱气降混”程度随着溶解气油比的升高而增加。提出了挥发性油藏衰竭开发转CO2驱界限，即原油溶解气油比越高，其衰竭开发转CO2驱界限越低，脱气后CO2混相驱补充地层能量幅度越小；反之，转驱界限越高，补充地层能量幅度越大。