CO2驱最小混相压力及其动态变化研究

韩 波，任韶然，李 伟，张 亮，陈国利，闫方平.

(1.长庆油田第七采油厂，陕西西安 710200；2.中国石油大学石油工程学院，山东青岛 266580；3. 吉林油田勘探开发研究院，吉林松源 138000；4.承德石油高等专科学校，河北承德 067000)

CO2混相驱是一种可以有效提高油藏采收率的增产措施[1-9]，实现混相驱的首要条件是油藏压力高于原油—CO2的最小混相压力(MMP)[10]，以期获得较高的驱油效率，在CO2混相驱的研究中，MMP是研究重点。目前已经有许多实验和数学模型的方法来确定MMP，其中细管实验法自1983年由Stalkup首次提出后一直沿用至今[11]，被认为是研究MMP最精确的方法；但细管实验法也存在一些问题，如实验所需时间长，需要花费大量的人力物力。此后在1986年由Christiansen和Kim提出了升泡仪法确定MMP[12]，升泡仪法的优点是可以直接观察整个混相过程及状态。在MMP的计算模型方面，Alston等人在研究中发现MMP随着原油中挥发性组分(CH4、N2)摩尔比例的增大而增大，随着原油中中轻质组分(C2、C3、C4等)摩尔比例增大而减小，建立了考虑原油挥发组分(CH4、N2)及中轻质组分(C2、C3、C4等)摩尔比例的预测模型[13]。此后Emera和Sarma在MMP模型研究中将油藏温度、C5+相对分子质量，以及挥发组分和中间组分的比值作为重要参数，采用遗传算法，在Alston模型基础之上发展了精度更高的GA模型[14]。国内秦积舜等人进行了CO2与原油传质混相过程的研究[15-17]，表明降低CO2—原油MMP的不仅仅是C2～C4，C5和C6也具有较强的传质作用，能显著降低CO2与原油的MMP。陈百炼等曾提出一种改进的MMP计算模型[18]，该模型主要考虑了油藏温度、油藏原油轻质挥发性组分(C1+N2)、中间烃组分(C2～C6)以及C7+分子量4个参数对MMP的影响，具有较高的精确度。

但是以上针对MMP的研究主要是静态MMP的测试，没有考虑油藏原油组分变化对MMP的影响。现场试验表明，CO2驱过程中油层内不同位置的油藏压力和原油组分都处于动态变化中，因此需要研究油藏内MMP和混相程度的动态变化，进而精确评价CO2驱的效果。本文以某低渗油藏为研究对象，对比4种不同确定MMP的方法，给出了一种简单而快捷的MMP计算方法，并研究了降压生产、注气量、驱替压力、温度等因素对MMP动态变化的影响。

1 目标区块油藏概况

目标区块位于我国东北某油田，属低孔低渗油藏，注水采收率较低且注水困难，因此开展了CO2驱油项目，目前已经建成国内规模最大的CO2驱EOR及地质埋存示范区项目。试验区面积约1.7 km2，地质储量为86×104t，油藏埋深为2 000～2 400 m，平均地层压力为24.2 MPa，压力系数为0.99；油层平均温度为98.9 ℃，地温梯度为3.14 ℃/100 m。储层有效孔隙度为8%～15%，平均为12.7%；渗透率为0.24～9.85 mD，平均为3.5 mD。地层原油黏度为1.85 mPa·s，密度为0.761 5～0.768 6 g/cm3，体积系数为1.172 3，凝固点为33 ℃，单次脱气气油比为36.7 m3/m3，地饱压差较大。试验区于2004—2008年陆续投入开发，注气井自2008年4月开始注气，北部5个井组呈七点系统，注采井井间距介于250～300 m，注气井平均日注入量为30～50 t/d，注入压力为12～13 MPa，注入温度为-18～-20 ℃，液态注入。按原计划要先纯注入CO2五年，而后开始水和CO2交替注入。

2 目标区块CO2—原油最小混相压力(MMP)的确定

2.1 细管实验法

细管驱替实验法是目前公认的用来测试MMP的方法。在油藏温度为98.8 ℃条件下，本文选定在6个驱替压力点进行细管驱替实验，分别为11.80 MPa、14.90 MPa、19.00 MPa、24.10 MPa、29.00 MPa和40.00 MPa。实验结果如图1所示，6个驱替压力下进行细管实验得到的采收率分别为52.24%、65.01%、78.42%、91.21%、92.21%、92.63%。当压力低于23.00 MPa时，随着压力的增加，采收率的增加幅度很大；当压力大于23.00 MPa后，细管中原油的采收率大于90%，随着压力的增加，采收率的增加幅度很小。可知目标区块原油与CO2的MMP为23.00 MPa。

图1 细管实验驱替压力与采收率曲线Fig.1 Oil recovery versus displacement pressure

2.2 油藏数值模拟法

根据细管实验中物理模型的基本参数，利用油藏数值模拟软件建立一维驱替细管模型，模拟细管实验过程，确定目标区块CO2驱油的MMP。根据实验条件，设计细管长度为18 m，孔隙度为0.314，渗透率为5.9 mD，温度为98.9 ℃；模型X方向分为50个网格，每个网格长度为0.36 m；模型Y方向和Z方向均为一个网格，网格长度均为0.003 8 m，即DI=0.36 m，DJ=DK=0.003 8 m。模型中使用的相渗模型由改进的Corey相渗模型得来[19-20]，并经过适当的模拟调试。PVT模型中将原油划分8个拟组分，具体见表1。

表1 拟组分分布表Table 1 Molar fraction of pseudo components

分别在驱替压力为11.80 MPa、14.90 MPa、19.00 MPa、24.10 MPa、29.00 MPa和40.00 MPa六个压力条件下进行细管驱替油藏数值模拟研究，做出不同驱替压力下细管模拟采收率与驱替压力的关系曲线，并与细管驱替实验得到的实验数据进行对比，如图2所示。可知模拟结果与实验结果相近，得到MMP为23.00 MPa。与实验法相比，油藏数值模拟法具有成本低、所需时间短的优点。因此在建立的PVT模型可以准确描述油藏原油特征的基础上，可以采用油藏数值模拟法来确定MMP。

图2 细管驱替模拟结果与细管实验结果对比Fig.2 Comparison between slim tube displacement experiment and simulation

2.3 经验公式法

利用改进的MMP计算模型来计算目标区块原油与CO2的MMP[18]。该模型主要考虑了油藏温度、油藏原油轻质挥发性组分(C1+N2)、中间烃组分(C2～C6)以及C7+分子量4个参数对MMP的影响。模型的主要形式为：

(1)

式中pm,min——CO2—原油最小混相压力(MMP)，MPa;

t——油藏温度，℃；

Mr.C7+——C7+相对分子质量；

xC1+N2——油藏原油中轻质挥发组分C1和N2的摩尔分数，%；

xC2～C6——油藏原油中中间烃组分(C2～C6)的摩尔分数，%。

将油藏温度98.9 ℃、C7+分子量250.320 6、C1+N2挥发组分的摩尔分数2.314%、C2～C6中间烃组分的摩尔分数15.389%代入模型可得MMP为24.69 MPa。

2.4 PVT分析法

本文利用CMG软件Winprop模块，基于Peng-Robinson方程对CO2与原油的MMP进行计算。选用cell to cell方法，给出不同压力下的拟三元相图，分析不同压力下三元相图中临界点的位置，从而确定CO2与原油的MMP。得到不同压力下的拟三元相图如图3所示，分析临界点的位置可以确定MMP为23.56 MPa。

图3 不同压力下多次接触混相三元相图Fig.3 Ternary diagrams for multiple miscibility of CO2

综合对比细管实验法、油藏数值模拟法、经验公式法、PVT分析法可知，4种方法均可较精确地计算原油与CO2的MMP，但由于PVT分析法计算过程简单、易操作，因此在精确建立油藏原油PVT模型的基础上，可以用PVT分析法计算MMP。

3 最小混相压力(MMP)动态变化及其影响因素分析

上述的MMP实验和模型方法主要基于静态混相压力的测试，没有考虑CO2驱过程中油藏内原油和气体组分变化对混相压力的影响。现场试验表明，CO2驱过程中油层内不同位置的原油组分都处于动态变化中，因此需要研究油藏内MMP的动态变化。本文研究了降压生产、累积注气量、驱替压力以及温度4个因素对CO2与原油MMP动态变化的影响。

3.1 目标区块CO2驱机理模型

根据章节1目标油藏实际参数建立CO2驱机理模型，为直观地表现注采井间各参数的变化情况，将实际油藏简化为四分之一柱状均质概念模型，一注一采(模型中心为一口注入井，模型外围为一口生产井)。根据实际油藏情况，设置井间距为250 m，油藏埋深为2 300 m，地层温度为98.9 ℃。模型共有网格25×1×4=100个，模型纵向上分为4层，X方向网格步长10 m，Y方向网格步长90 m，模型具体参数见表2。

表2 模型基本参数设置Table 2 Basic parameters for reservoir simulation model

3.2 压降产生的影响

在实际油藏开发过程中，地层压力会逐渐下降，当近井地带地层压力降低到原油泡点压力以下时，原油中的溶解气就会脱出，造成原油组分的变化，进而导致原油与CO2的MMP也发生变化。基于建立的原油PVT模型，将原油分别在不同压力下进行闪蒸脱气，模拟实际油藏开发中当地层压力降低到泡点压力后的原油脱气过程。分析脱气后原油组分的变化及MMP的动态变化。

图4所示为在不同压力下脱气后地层原油组分的变化。可知整体上随着油藏压力的降低，原油中CH4、C2～C3、N2等轻质挥发性组分的比例越来越低，且CH4含量的下降幅度很大，压力每降低1 MPa，CH4摩尔比例约下降3%。C7～C20、C31～C35以及C36～C45等中重质组分的相对摩尔含量随着油藏压力的降低而不断升高。当油藏压力低于1 MPa以下时，原油中的CH4全部脱出，同时原油中C2～C3、C4～C6等轻质烃的含量会急剧下降，C7～C20、C21～C35以及C36～C45中重质组分的摩尔含量进一步增加。

图4 不同压力脱气后原油组分变化Fig.4 Oil composition change for flash calculation at different pressures

压力的降低会引起原油组分发生变化，进而会导致原油与CO2的MMP也发生变化。图5所示为在油藏开发过程中当地层压力降低到泡点压力以下时MMP的动态变化过程。可知当油藏压力大于1 MPa时，随着油藏压力的降低，原油中CH4、N2等挥发性组分脱出速率较快，MMP不断下降，油藏压力每下降1 MPa，MMP降低0.5 MPa；当油藏压力低于1 MPa时，原油中的CH4及N2全部脱出，但同时原油中C2～C3以及C4～C6等易于与原油混相的轻质烃组分也大量脱出，且此时原油中重质组分含量急剧上升，导致MMP又开始增大。当脱气压力为1 MPa时，MMP出现最小值为21.31 MPa。

图5 不同压力脱气后对应原油与CO2最小混相压力动态变化Fig.5 Dynamic change of MMP due to degassing at different pressures

实际上，对目标油藏来说，由于油藏压力降低和原油脱气导致MMP变化范围并不大，脱气后MMP降低约2 MPa。但对于高饱和油藏(原油中CH4含量较大，气油比大)，脱气可能导致CO2与原油MMP的变化较大，因为高饱和油藏CH4的含量较高，脱气过程中CH4的脱出量以及脱出速度要远远大于其他组分，所以MMP的下降程度会更大。

3.3 累积注气量的影响

在CO2驱过程中，随着注入CO2量不断增加，CO2不断抽提萃取地下原油中的轻质组分，造成原油组分不断变化，进而导致MMP不断变化。图6及图7分别为不同注气量下剩余油重质烃组分及中轻质烃组分摩尔含量的变化情况。可知随着注入量的不断增加，由于注入的CO2能够不断将原油中的中轻质组分抽提到气相中去，因此使剩余油重质烃组分摩尔比例不断升高，中轻质组分摩尔比例不断下降，导致原油物性变差。此外可以发现在气驱前缘处油相中重质组分的摩尔含量最低，说明CO2驱为向前接触混相，在气驱前缘处油气两相物性最为接近，有利于达到混相。

图6 剩余油重质组分含量变化曲线Fig.6 Molar fraction of heavy oil composition in remaining oil due to CO2 injection

图7 剩余油中轻质组分含量变化曲线Fig.7 Molar fraction of light-medium oil composition in residual oil due to CO2 injection

图8所示为不同注气量下MMP的动态变化过程。可知随着CO2注入量的不断增加，MMP不断增大，且越靠近注入井位置MMP越大。注气1年，注入井附近剩余油的MMP可升高至88 MPa；注气5年，MMP可达137 MPa；注气12年后，MMP最大值变为278 MPa。即随着注入量的不断增大，CO2与原油混相所需压力不断增加。经CO2驱替后，由于CO2对原油轻质组分的萃取抽提造成剩余油中重质组分摩尔含量大幅度上升，使得原油物性变差，导致CO2与近井地带剩余原油很难达到混相。

图8 不同注入量下MMP动态变化Fig.8 Dynamic change of MMP due to different CO2 injection volumes

3.4 驱替压力的影响

在CO2驱过程中，驱替压力不同，CO2对原油的抽提能力也不同，会造成地下原油组分变化不同，进而使MMP发生变化。图9、图10所示分别为不同驱替压力下剩余油中轻质组分摩尔含量以及MMP变化曲线，可知驱替压力越高，剩余油中轻质烃组分摩尔比例越小，MMP越大。驱替压力高，高压下CO2的密度大、抽提能力强，地下原油中轻质烃组分被CO2大量萃取到气相中，导致剩余油中轻质烃组分摩尔含量下降，重质烃组分摩尔含量增大，进而导致MMP增大。在现场生产中可利用提高驱替压力或油藏压力的方法增强CO2对原油的抽提能力，有利于CO2与原油混相并且有利于改善产出油的物性。

图9 不同压力下剩余油中轻质组分摩尔含量Fig.9 Molar fraction of light-medium oil composition in residual oil due to different pressures

图10 不同驱替压力下油藏内不同位置MMP的动态变化Fig.10 Dynamic change of MMP due to different injection pressures

3.5 温度的影响

图11、图12分别为不同温度对剩余油中轻质组分及MMP的影响。可知，当温度为120 ℃时，气驱前缘处CO2与剩余油MMP为26.16 MPa；当温度为98.9 ℃时，气驱前缘处CO2与剩余油MMP为27.20 MPa；当温度为80 ℃时，气驱前缘处CO2与剩余油MMP为28.56 MPa。整体上油藏温度越低，CO2与剩余油MMP越大。这是因为油藏温度低，同等压力条件下的CO2密度大，对原油中轻质组分的抽提能力更强，造成剩余油中轻质组分摩尔比例下降，重质组分摩尔比例增大，因此CO2与剩余油的MMP大。在实际油藏中，油藏温度过高往往不利于CO2与原油的混相，油藏温度较低时，CO2与原油中中轻质组分的性质更为接近，有利于CO2与原油混相。

图11 不同温度下剩余油中轻质组分摩尔含量Fig.11 Molar fraction of light-medium oil composition in residual oil due to different temperatures

图12 不同温度下CO2与原油MMP动态变化Fig.12 Dynamic change of MMP due to different temperatures

4 结论

(1)利用细管实验法、油藏数值模拟法、经验公式法以及PVT分析法4种方法计算试验区的MMP分别为23.00 MPa、23.00 MPa、24.69 MPa、23.56 MPa，结果表明在精确建立PVT模型的基础上可以利用PVT分析法来计算MMP，与其他方法相比具有操作简单、所需时间短的优点。

(2)降压生产过程中，原油中CH4、N2等挥发性组分的脱出能够降低MMP，油藏压力每下降1 MPa，MMP降低0.5 MPa。因此可以采用降压的方法脱除CH4、N2等挥发性组分，从而降低MMP。

(3)累积注气量越多，驱替压力越大、油藏温度越低，剩余油中重组分含量越高，MMP越大。气驱后，原油物性变差，MMP由最初的23.56 MPa增加到278 MPa，地下原油与注入气很难再次达到混相状态。因此对于CO2驱后油藏的提高采收率措施应该将重点放在提高波及系数方面，如采取水气交替注入、泡沫驱等方式进一步提高采收率。