凝析气藏型储气库多周期注采过程中流体相态变化特征

汤勇，龙科吉，王皆明，胥洪成，汪勇，何佑伟，石磊，朱华银

（1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都 610500；2.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；3.中国石油天然气集团有限公司油气地下储库工程重点实验室，河北廊坊 065007）

0 引言

2019年，中国天然气消费量达3 100×108m3，据《2020年中国能源化工产业发展报告》预测，2020年中国天然气需求将进一步增至3 290×108m3，中国进一步发展地下储气库建设迫在眉睫。据统计，世界上 4种主要储气库类型中气藏型储气库工作气量约占全球储气库总工作气量的四分之三，是最主要的储气库调峰设施[1-3]。目前，北美地区及加拿大等国家储气库建设已处于平稳发展阶段。截至2010年，北美地区共建成307座枯竭油气藏储气库，其中气藏型储气库达279座、凝析气藏型储气库10座，气藏型储气库总工作气量约达 980×108m3[4]。中国气藏型储气库发展起步较晚，20世纪70年代大庆油田首次尝试利用枯竭气藏建设储气库，但由于工艺技术和经验不足，收效甚微；2009年，大港油田利用枯竭凝析气藏建成了大张坨等6座凝析气藏型储气库[5]，虽然在一定程度上缓解了京津两大城市的调峰需求，但仍存在达容率低、工作气量小等问题。

凝析气藏型储气库由于其相态特征比一般气藏型储气库复杂，运行过程中相态变化会导致库容和凝析油采出程度发生变化[6]；同时，储气库与气藏在开采方式和运行规律上存在较大差异。凝析气藏在开采过程中，由于反凝析损失，还有相当一部分凝析油未被采出。而在凝析气藏改建储气库的过程中，多轮次的注气采气既能达到建设储气库的目的[7]，又能反蒸发抽提部分凝析油，达到提高凝析油采收率的目的[8-9]。目前，郭平等[10]和 Yang等[11]对凝析气藏衰竭开采过程中的相态特征变化进行了研究；焦玉卫等[12]和朱忠谦[13]针对凝析气藏循环注气过程中流体相态变化特征进行了研究；汤勇等[14]，潘毅等[15]，Wang等[16]研究了地层水对凝析气藏相态特征的影响。

一些学者主要采用数值模拟方法分析了不同因素对凝析气藏型储气库多周期注采过程的影响，利用数学模型对储气库注采动态进行了预测。如Moradi等[17]利用机理模型研究了储气库多周期注采过程中近井及远井地带凝析油饱和度与气相相对渗透率的变化；Mehdi等[18]在对某一凝析气藏模型进行历史拟合的基础上研究了注入气组分和注气量对储气库运行期间凝析油产量的影响；Tuna等[19]发现储气库多周期注采过程中油气之间能更有效发生传质，降低原油黏度，提高原油采收率；Sukru[20]通过数值模拟方法预测了注采气速度和注气量对储气库温度、压力的影响；Fu[21]提出分子间的扩散作用和介质形变对储气库动态性能有影响；吕建等[22]通过组分模型研究了某酸性气藏储气库多周期注采过程中采出酸性气体的组分变化规律；王皆明等[23]建立了气顶油藏型储气库注采气动态预测模型，可预测注采库容指标；孙春柳等[24]通过物理模拟分析了气藏型储气库多周期注采过程中气液渗流规律。

综上，现阶段的物理模拟主要侧重于凝析气反凝析、凝析气单次注气和凝析气藏循环注气的相态模拟，以及多周期注采的渗流特征模拟，但储气库的研究重点集中在多周期注采参数和方案设计的研究。针对凝析气藏型储气库，缺乏从凝析气衰竭开采到多周期注采条件下的相态变化物理模拟研究。商业的 PVT（压力、体积、温度）相态软件包中虽然有定容衰竭实验的相态仿真模拟，但缺少模拟储气库多周期注采过程的相态仿真模拟。现有研究难以反映凝析气藏开采后期的复杂地层流体组成[25]，以及建库后多周期注采过程中相态变化对凝析油采出、库容等产生的影响。

因此，本文基于储气库与气藏开发运行的差异性，提出针对储气库运行特征的多周期注采相平衡实验测试方法，建立仿真热力学理论模型。以实例凝析气藏型储气库为对象，开展多周期注采过程中采出流体和剩余流体组分、剩余流体相态、反凝析油饱和度和凝析油采出程度变化规律研究。该研究方法和成果可为凝析气藏型储气库设计、库容动态分析和运行方案优化提供技术参考。

1 实验方法

1.1 实验样品

由于建库时已经无法取得原始地层流体，因此实验用流体通过地面取样复配。辽河油田双 6储气库原始地层压力为24.76 MPa，建库时地层压力为4 MPa，属于枯竭凝析气藏。本次实验井流物是利用地面凝析油和地面天然气根据相态恢复方法[26-27]复配得到的，其中凝析油来源于储气库生产时取样，地面天然气根据组成配制。按饱和压力进行配样，配样条件为地层温度89 ℃，饱和压力24 MPa。与常规配样不同的是，本次为了保证复配后的井流物和原始凝析气闪蒸气油比一致，加入了适量的邻井油环黑油。经检验，最终复配得到的凝析气气油比为2 548 m3/m3，饱和压力为24 MPa，与原始凝析气藏流体性质一致，满足实验要求。复配凝析气井流物组成如表 1所示，其中 C11+相对密度为0.84，C11+相对分子质量为190.68。实验注入气包括 C1、C2、C3、iC4、nC5、N2，摩尔分数分别为92.27%，5.61%，1.80%，0.24%，0.01%，0.07%，主要成分为甲烷。

表1 配制的凝析气井流物组成

1.2 实验设备

实验的主要设备为DBR-PVT测试仪，多周期注采实验装置如图1所示。图中的驱替泵连接配样器，配样器样品端连接DBR-PVT仪，通过泵驱动活塞将气样转入DBR-PVT仪中。设备具有精确的温压传感系统和测试系统，能清晰观测筒内流体相态变化过程。其中驱替泵的最大压力为100 MPa，排量为0.001～200.000 mL/min；DBR-PVT仪最大承压为70 MPa，最高耐温为200 ℃。分离器连接至 DBR-PVT仪采出管线，对产出油气进行分离，并利用气量计和色谱仪计算和分析油气组成。

图1 多周期注采实验流程示意图

1.3 实验流程

针对凝析气衰竭开发和储气库运行特征，建立了模拟凝析气衰竭开采、储气库多周期注采运行全过程的实验。首先，凝析气在原始地层压力下定容衰竭开采，建库前压力降至 4 MPa；然后逐级注气模拟储气过程，压力增至储气库运行压力上限值，达到平衡后模拟采气过程，定容衰竭开采直到压力降至储气库运行压力下限值；达到平衡后，再进行第 2周期注气，重复上述过程。实验过程中测试每个周期采出油气量和组成，拍摄和测试注采前后PVT筒中凝析油含量变化。

具体实验步骤如下：①转样及恒质膨胀测试，实验温度 89 ℃，将复配的凝析气样通过驱替泵转入DBR-PVT筒内，将筒内压力维持在原始地层压力24.76 MPa，充分搅拌稳定至单相后，进行闪蒸实验和恒质膨胀测试，获取实验流体井流物组成、气油比及露点压力；②凝析气藏衰竭开采模拟，将PVT筒中凝析气样从露点压力（24 MPa）分级定容衰竭开采至目前地层压力（4 MPa），测试不同衰竭压力下PVT筒内凝析油饱和度及采出油气量和油气组分（见图2a—图2b)；③储气库注气阶段模拟，通过驱替泵将注入气从 PVT筒顶部注入剩余流体样品中，测试注入过程中凝析油饱和度变化，直到PVT筒压力达到储气库预设运行压力上限24 MPa，记录各阶段注气量（见图2b—图2c）；④储气库采气阶段模拟，从24 MPa开始，分级降压定容衰竭开采至储气库预设运行压力下限10 MPa，测试不同压力下PVT筒内凝析油饱和度及采出油气量和油气组分（见图 2c—图 2d）；⑤储气库运行阶段多周期注采模拟，重复步骤③至步骤④（见图2d—图2f）。

图2 凝析气藏型储气库多周期注采模拟流程（红色表示凝析油）

2 实验仿真模拟原理

基于凝析气藏型储气库多周期注采物理模拟过程，建立了多周期注采过程相态变化理论模拟模型。其中定容衰竭实验（CVD）模拟的是原始气藏衰竭开采阶段；注入过程模拟注气阶段，用于计算储气库达到运行压力上限值的注气量；变井流物的定容衰竭实验模拟的是采气阶段。

模型中假设：井流物由n个不同的组分构成，初始总物质的量为1 mol；注入气体与PVT筒中剩余流体相平衡是在瞬间完成的；不考虑膨胀及压缩对 PVT筒总容积的影响。每次衰竭实验后的相平衡参数需要通过闪蒸模拟计算得出。多周期注采计算模型由相平衡闪蒸计算模型、定容衰竭计算模型、注气过程混合体系组成计算模型构成，其中通过闪蒸和定容衰竭模拟可以确定不同阶段PVT筒中凝析油饱和度、P-T相图、采出井流物组成和剩余井流物组成等相态特征参数。

2.1 等温闪蒸模拟

相平衡计算模型用于求解第k次衰竭达到平衡时气、液相的摩尔分数，以及气、液相各组分的摩尔分数，等温闪蒸计算物料平衡方程如下：

热力学平衡方程：

通过Peng-Robinson三次方型状态方程计算逸度[28-29]：

2.2 定容衰竭过程模拟

原始地层压力下进行定容衰竭开采，将原始地层条件下1 mol井流物的体积标定为定容体积：

在第k级降压闪蒸时，地层井流物物质的量及采出井流物中i组分的摩尔分数分别为：

衰竭开采到第k级压力时累计采出井流物物质的量为：

衰竭开采到第k级压力时地层剩余油气体系中i组分的摩尔分数为：

衰竭开采到第k级压力时，地层剩余油气体系反凝析油饱和度为：

2.3 多周期注采过程模拟

第m个注入周期需要的注入气物质的量为：

第m个周期注气后油气体系中i组分物质的量为：

2.4 模拟流程

首先对原始地层流体进行定容衰竭模拟，在各衰竭压力级点逐级进行闪蒸计算，获取各级压力下的井流物组成及气液摩尔分数、剩余油饱和度等参数；通过多周期注采模型，计算指定压力下气体注入量，然后对注气后的井流物进行归一化处理后再次进行定容衰竭模拟，逐级进行闪蒸计算，获取各个周期的井流物组分及特征参数。重复注气、定容衰竭计算，实现多周期注采模拟。

3 结果分析与讨论

3.1 原始流体与建库时流体性质对比

原始井流物P-T相图和反凝析油饱和度如图3和图4所示。由图可见，原始地层温度89 ℃下露点压力为24 MPa，当压力降至15 MPa时达到最大反凝析油饱和度10.23%；降至4 MPa建库时，地层反凝析油饱和度为7.05%。

图3 原始地层凝析气相图

图4 原始地层凝析气定容衰竭实验反凝析油饱和度曲线

建库时地层流体组成如表 2所示，建库前后气藏流体性质对比如表 3所示，建库时凝析气和反凝析油相图如图 5所示。可见，建库时地层流体已形成气、油两相（见图5），气相组分变得更为轻质，具有湿气特征，气油比达到75 000 m3/m3，大量中间烃反凝析至凝析油相中，凝析油密度变大。建库时气藏流体相比原始地层流体气油比更高，由于反凝析作用影响，建库时存在大量凝析油滞留在地层中，重质组分含量增加。

图5 4 MPa压力下建库时地层凝析气和反凝析油相图

表2 4 MPa压力下建库时地层流体组成

表3 建库前后气藏流体性质对比

3.2 采出动态特征

3.2.1 采出气体组分变化

实验测试了定容衰竭过程中井流物组分变化（见图6）和5个注采周期采出气C2、C3和C7+的组分变化（见图7）。由图可见，衰竭开发过程中，井流物中重烃含量（C11+）越来越低，这也证明了反凝析的发生。对比注入气和采出气组分，可见第1周期采出气中C2、C3、C7+含量均高于注入气；同时，前两个周期采出气中C7+绝对含量高于建库时气相中的C7+含量，说明凝析油中部分C7+被抽提蒸发至气相中，蒸发作用明显。

图6 原始凝析气定容衰竭实验实测采出井流物组成

图7 各周期高压采气阶段（20～24 MPa）采出气组分变化（周期数为0代表注入气组分）

对比各周期高压采气阶段（20～24 MPa）和低压采气阶段（10～14 MPa）采出气中C1，C6和C11+摩尔分数变化（见图 8），可见高压下采出重烃（C11+）的量相对低压条件多。各周期采气末期（10～14 MPa）采出气中甲烷含量相对较多（见图8），说明低压采气阶段不利于凝析油的蒸发抽提。注采至第 4周期，采出气组分几乎与注入气一致，表明此时注气已无法再抽提蒸发凝析油。

图8 多周期注采采出气组分动态变化特征

3.2.2 凝析油采出程度

各注采周期凝析油采出程度和累计采出程度如图9所示。多周期注采对提高凝析油采收率效果明显，5个周期循环注采采收率较衰竭开发提高 42%。衰竭开发至4 MPa时凝析油采出程度约为23%，经过5个周期循环注采，凝析油累计采出程度达 65%。从单周期凝析油采出程度来看，前两个周期增油效果明显，凝析油采出程度分别为14.8%和7.8%，说明前两个周期注入气对凝析油抽提作用相对更强。

图9 各注采周期凝析油采出程度与累计采出程度（周期数为0代表衰竭开采阶段）

3.2.3 采出流体气油比

建库时地层凝析气流体气油比为75 000 m3/m3，随着多周期注采进行，在储气库运行压力区间内（10～24 MPa），采出流体气油比为10 000～60 000 m3/m3（见图10）。与建库时相比，第1周期各压力下采出气气油比大幅度下降，说明此时注气对凝析油的蒸发抽提作用显著。从第 2周期开始，随着注采周期数增加，相同压力下采出气气油比变化幅度减小，说明注气对凝析油的蒸发抽提作用随周期数增加逐渐减弱，最后达到相对稳定状态。

图10 多周期注采采气过程中气油比变化

3.3 剩余流体相态特征

3.3.1 凝析油饱和度

第 1周期注采 10～24 MPa下注气过程中，PVT筒中凝析油含量变化如图11所示，其中图11a为示意图；图 11b中红色线条为凝析油液量线高度，随注入压力升高，液量线降低，说明PVT筒里凝析油饱和度下降。同时在高压注气阶段（20～24 MPa）凝析油饱和度下降幅度更大，说明高压蒸发能力很强。

图11 第1周期注气（10～24 MPa）过程中液相含量变化

每个周期开采到 10 MPa时的凝析油含量对比如图12所示，经过5个周期注采后，凝析油饱和度几乎降为0，表明多周期的注采对反凝析油的蒸发抽提作用非常显著，这也是凝析气藏型储气库采出滞留地层中凝析油的主要机理。

图12 每个周期采气至10 MPa时的凝析油含量

基于理论模型计算的衰竭开发和各周期采气末凝析油饱和度和实验测试数据对比如图13所示，由图可见，理论计算的饱和度和实验测试结果相吻合，说明建立的模型能够反映注气的蒸发作用。建库时凝析油饱和度约7%，凝析油饱和度随着注采周期不断降低，5个周期后凝析油饱和度几乎为0。

图13 多周期注采凝析油饱和度变化对比图（周期数为0代表建库时）

3.3.2 地层剩余流体组分及相态

基于理论模型计算得到多周期注采过程中各周期采气末地层剩余流体组分（见表4）。经过5个周期循环注采，地层剩余流体中C1摩尔分数从66.95%增大到92.05%。可见，随着注采周期数增加，地层剩余流体组成越来越轻，最终剩余流体组分与注入气组分接近。

表4 储气库多周期采气末（10 MPa）地层剩余流体组分

图14为多周期注采各周期注气末和采气末地层剩余流体相图。各周期注气到24 MPa时流体体系露点压力均低于24 MPa，且随着注采周期数增加，露点压力变低（见图 14a），说明注气蒸发作用明显，平衡时体系中重烃较少。

随着注采周期数增加，各周期回采至10 MPa时剩余流体露点压力总体呈下降趋势（见图14b），说明体系重质烃含量降低。但前两个周期回采至10 MPa时剩余流体体系露点压力相对注气末时升高，是因为前两个周期回采后剩余流体中间烃含量降低，而C1组分所占比例增加，C11+组分变化小，体系组分之间性质相差更大，互溶需要更高的压力，因此露点压力升高。

图14 地层流体相包络线

总体上，前4个周期回采至10 MPa时流体露点压力都高于10 MPa，说明此时是两相体系，存在凝析液，这也和实验测试结果一致。而第5周期采气至10 MPa时地层流体露点压力低于10 MPa，仅存在单一气相，这也和实验测试第5周期后反凝析油饱和度为0的现象相吻合。

3.4 库容增加分析

各周期累计注气量如图15所示，随注气周期数的增加，各周期在最大运行压力下累计注气量增加。表明随着注采进行，在同一运行压力区间，库容得到了提升。且前两个周期凝析油采出程度较高，所以累计注气量相对增量较后几个周期更大。第 5周期累计注气量比第 1周期增加约25%，表明后期储气库增容效果明显。库容增加是由于凝析油饱和度从建库前7%左右降低到第5周期的0，凝析油的采出为气体的储集提供了更多空间，库容增加约7.5%。

图15 各周期24 MPa下累计注气量对比

3.5 实验结果与实际储气库的对比讨论

本文通过实验在PVT筒内模拟储气库实际温度、运行压力区间下的相态变化特征。相态变化的主控因素是温度、压力和组分。PVT筒可视为多孔介质中的一个孔隙，PVT筒中的相态实验反映了实际储气库储集层孔隙中发生的相态变化。但实际储气库中多孔介质的存在使得油气接触比例不均匀，注入气对油的抽提作用和蒸发作用存在非均匀性，导致局部区域接触到的注入气多，反蒸发可能非常明显。另外，毛管压力的存在使得注入压力要高于PVT筒内的压力。

本文实验及仿真模拟与实际储气库多周期注采运行过程的动态相态变化存在一定差异。实验和理论模拟的相平衡状态，相当于多孔介质中一个孔隙中注入气对凝析油的反蒸发作用和凝析油相态变化。这相对于实际储气库来说是极其微观的实验和相态模拟，但可以体现相态变化的本质。而实际储气库中多孔介质不同区域的注入气和凝析油混合比例不同，注气后注入井周围以注入气为主，注入气和凝析油质量之比很大。因此，实际储集层产气初期实际以产出注入气为主，气油比会大于实验和理论模拟结果。

4 结论

本研究建立的凝析气藏型储气库多周期注采实验方法和相平衡仿真模拟模型能够模拟储气库多周期注采运行过程中的动态相态变化特征，为凝析气藏型储气库运行过程相态预测提供了技术支撑。

实验模拟发现，注入气对地层凝析油有较强的蒸发和抽提作用，前两个周期作用最显著，且注气压力越高越有利于凝析油的蒸发抽提。每个注入周期的高压阶段（注气末），地层凝析油相几乎被完全蒸发为单一气相；多周期注采能有效提高凝析油采出程度，经过 5个周期注采，与衰竭开采相比凝析油采出程度提高约42%；5个注采周期后凝析油的采出增加了储气库的库容，第5周期比第1周期注气量增加约25%，库容增加约7.5%。

符号注释：

a——分子间的引力系数，MPa·cm6/mol2；b——体积修正系数，cm3/mol；fg,i——气相中i组分的逸度，MPa；fl,i——液相中i组分的逸度，MPa；i——组分序号；j，k——衰竭降压次数；Ki——i组分在气、液相中的平衡常数；Ki,k——第k次定容衰竭时i组分在气、液相中的平衡常数；m——注入周期数；n——井流物组分总数；ni——油气体系中i组分物质的量，mol；ni(m)——第m周期注气后油气体系中i组分物质的量，mol；ni(m−1)——第m−1周期注气后油气体系中i组分物质的量，mol；ninj(m)——第m个注采周期注入气物质的量，mol；nl,k——第k次定容衰竭时平衡状态下液相的摩尔分数，%；ng,k——第k次定容衰竭时平衡状态下气相的摩尔分数，%；Np,j——第j次定容衰竭采出的井流物物质的量，mol；Np,k——第k次降压后累计采出的井流物物质的量，mol；Np,k–1——第k–1次降压后累计采出的井流物物质的量，当k=1时Np,0=0，mol；p——烃类体系压力，MPa；pa——第m个周期注气前的压力，MPa；pf——原始地层压力，MPa；ph——第m个周期注气后的压力，MPa；pk——定容衰竭到第k次时的地层压力，MPa；R——摩尔气体常数，MPa·cm3/(mol·K)；Sl,k——第k次降压后地层中反凝析油饱和度，%；T——烃类体系温度，K；Tf——原始地层温度，K；Tr——对比温度，无因次；v——平衡条件下体系中气相摩尔分数，%；V——比容，cm3/mol；Vf——1 mol凝析气在原始地层压力下的体积，cm3；xi——液相中i组分的摩尔分数，%；yi——气相中i组分的摩尔分数，%；yi,k——第k次定容衰竭时采出井流物中i组分的摩尔分数，%；zi——原始井流物中i组分的摩尔分数，%；zi,inj——注入气中i组分摩尔分数，%；zi,k——第k次定容衰竭时剩余流体中i组分的摩尔分数，%；Za(m)——第m个注采周期注气前平衡气相的压缩因子；Zh(m)——第m个注采周期注气后平衡气相的压缩因子；Zf——原始地层压力下气相压缩因子；Zl,k——第k级定容衰竭降压时液相压缩因子；Zg,k——第k级定容衰竭时气相压缩因子；α(Tr，ω)——温度函数，无因次；ΔNp,k——第k级定容衰竭采出井流物物质的量，mol；ω——偏心因子。