存在组分梯度的深水挥发性油藏注天然气开发混相机理

杨 莉 杨宝泉 顾文欢 肖 鹏 胡伟岩

(中国海油石油国际有限公司 北京 100028)

在轻质油田开发中，注气是提高采收率的重要驱替方式，而能否实现混相是注气成功的关键。行业标准中[1]关于流体混相的定义是指两种(或多种)流体混合后达到单一、均相的平衡状态，并且一旦形成混相后，各种流体间不存在界面，界面张力为零，界面消失。田巍[2]指出，行业标准中关于混相的定义强调只要压力高于最小混相压力，原油与注入气体接触就能够形成混相流体，没有提到混相流体是怎么形成的，也没有明确注气所波及区是否均为混相状态。陈志豪、曹小朋 等[3-4]研究了注CO2混相过程中混相带的变化规律，从而可以更好地认识注CO2过程中油藏内部不同区域的混相状态，更加深入研究了混相机理。本文所研究的目标油藏地处尼日利亚深水区，流体为挥发油，且存在明显的组分梯度，采用注天然气开发，油藏采出程度已接近70%，该类型油藏的开发国内尚无先例，注气混相机理的相关文献研究成果甚少。本文从表征流体特征随深度变化规律出发，评估不同深度流体的混相压力，从组分变化角度分析了混相产生的本质原因，引入界面张力和混相因子[5]，确定了注天然气过程中不同区域的混相状态，并着重分析了混相带运移和生产气油比的变化规律，从而更好地认识挥发油注天然气混相机理，为生产优化和油藏管理提供重要理论指导。

1 M油藏流体组分梯度特征与表征

M油藏地处西非尼日利亚某深水油田(该区域水深1 500 m)， 为构造油藏，油藏深度3 200～3 400 m，平均厚度20 m，平均渗透率1 200 mD，平均孔隙度25%。在评价阶段，进行了4口井5井次的取样，不同深度组分含量如图1所示。从图中可以看出，C1组分含量为63%～69%，中间组分C2—C6含量为18%～20%，C7+含量为11%～17%,整体呈现随深度变化特征，即随深度增加，C1含量减少、C2—C6含量略有增加、C7+含量增加。流体组分梯度形成主要与油藏温度、压力和重力作用相关，根据相态软件中关于组分梯度计算模型，可以模拟计算组分随深度的变化[6-8]。

图1 M油藏原油组分随深度变化Fig .1 Oil composition of M oil reservoir changes with depth

选取近油藏中部深度(3 347 m)的样品结果进行PVT拟合，首先将N2、CO2、C1至C19归并成6个组分，C20+劈分为2个拟重组分，并通过多组分约束模拟组分随深度变化规律，得到流体性质随深度的变化规律，C1+N2组分和气油比随深度变化规律如图2、3所示。从图2中可以看出，随深度增加，C1+N2

图2 M油藏C1+N2组分含量随深度变化Fig .2 C1+N2 composition of M oil reservoir changes with depth

组分含量变小，且理论计算趋势与5个取样点吻合较好；从图3中可以看出，由于组分的变化，气油比随深度变化差异非常明显，油藏顶部的气油比近1 100 m3/m3，油水界面附近气油比仅为450 m3/m3。流体组分及属性在纵向的差异性，使得油藏中流体流动规律更加复杂。

图3 M油藏气油比随深度变化Fig .3 GOR of M oil reservoir changes with depth

将状态方程参数和组分梯度参数应用于油藏数值模拟模型，模型初始条件的C1+N2组分含量和气油比分布场如图4、5所示(其他组分和属性略)。从图中可以看出，C1+N2组分含量和气油比随深度增加而减小，且变化趋势与拟合曲线一致[7]。

图4 M油藏模型中C1+N2组分摩尔分数分布Fig .4 C1+N2 mole fraction of M oil reservoir distribution in the model

图5 M油藏模型中气油比分布Fig .5 GOR distribution in the M oil reservoir model

2 不同深度样品混相压力评估

2.1 注气组分确定

注入气组分对混相压力非常重要，因此在评估目标油藏流体的混相压力前，首先要确定注气组分。油田各油藏流体均为挥发油，且均存在组分梯度，组分含量有所差异。油田产出油经四级分离器，分离出的天然气再回注到油藏中(图6)。M油藏的组分随深度变化差异较大,以M油藏为例，分析原油分离后的天然气组分。

图6 四级分离器流程图Fig .6 Flowchart of four-stage separator

利用PVT相态软件建立与实际一致的分离器模型，对5组样品进行四级分离计算，分离以后的组分含量差异较小(图7)，取5个样品的平均组分作为注气组分，其注入气组分含量如表1所示。

图7 M油藏5组样品分离后组分分布Fig .7 Composition distribution of 5 groups of samples of M oil reservoir after separation

表1 M油藏注入气组分含量Table 1 Injection gas composition of M oil reservoir

2.2 注天然气混相压力评估

混相压力的评估可以分为静态和动态方法[9-10]，静态法是将两相流体放入特定容器中，改变压力和温度，使之达到互溶状态。动态法是通过细管实验或数值模拟，在油藏条件下，模拟实际注气驱替过程，一般取90%采出程度时的压力为最小混相压力。本文建立数值模拟模型，评估5个样品点在油藏压力和温度下的采出程度，由于油藏数值模拟模型建立属于常规操作，在此不再描述。

5组样品在不同压力下采出程度模拟计算结果如图8所示。从图中可以看出，采出程度为90%时的压力为31～32 MPa，其对应样品的地层压力为36～37 MPa，因此，混相压力低于地层压力约5 MPa，换言之，只要地层压力保持在原始压力附近，注入天然气可以与油藏流体形成混相。

图8 M油藏5组样品不同压力下采出程度模拟计算结果Fig .8 Recovery factor of 5 samples of M oil reservoir under different pressures

3 混相带表征与组分变化特征

3.1 界面张力和混相因子表征混相状态

引入界面张力和混相因子来表征混相状态，分析油藏中不同位置的混相状态，尤其是混相带的变化规律。

混相因子定义为在驱替过程中油气两相之间界面张力与初始界面张力之比的幂次方[5]，见公式(1)。如果注入介质与原油之间不发生混相，气相和油相的界面张力基本不变，则F为1；随着注气前缘组分持续富化，与原油混相程度越高，最后完全成为单相状态，此时气相和油相之间的界面张力为0，则混相因子F也变为0。混相因子由1到0的区域可认为是注气混相带。界面张力的计算如公式(2)所示，界面张力是组分含量、油相、气相密度和等张比容的函数。

(1)

(2)

式(1)、(2)中：F为混相因子，无因次；σ、σ0分别为某时刻和原始状态气相与油相之间的表面张力，dynes/cm；N为系数，经验值取0.25；Pi为i组分的等张比容；ρL、ρg分别为液相和气相的密度，g/cm3；xi、yi分别为组分i在液相和气相的摩尔含量，%；n为组分数。

3.2 等效注气数值模拟模型构建

由于目标油藏组分随深度变化，同时实际油藏注气受到储层、断层和生产制度的影响，不便于单因素分析注气混相机理，因此结合油藏实际条件建立等效机理模型。等效机理模型构建：模型倾角与实际一致(5.7°)，注采井距为1 700 m；不考虑平面波及，采用一维网格，1×1×240，网格尺寸为10 m×10 m×10 m；渗透率和孔隙度取油藏平均值1 200 mD和25%，相渗曲线与实际油藏模型保持一致；流体模型采用1节中的组分梯度模型；注采比为1，油藏压力保持在原始压力状态。M油藏等效注气机理模型示意图如图9所示。

图9 M油藏等效注气机理模型示意图Fig .9 Schematic diagram of M oil reservoir model and equivalent gas injection mechanism model

3.3 注天然气混相带表征

基于建立的等效注气机理模型，选取注入0.5 PV时,界面张力和混相因子变化趋势如图10所示。从图中可以看出，在距离注气井690 m范围内界面张力为0，混相因子为1，该区域原油被注入气完全驱替，油藏流体以纯气相为主，呈单相状态；距离注气井700～910 m范围，界面张力从6.1 dynes/cm降低到1.1 dynes/cm，混相因子仍然为1，定义为非混相带；距离注气井910～1 010 m，界面张力从1.1 dynes/cm降低到0.2 dynes/cm，混相因子从1降低到0.35，定义为混相带；大于1 010 m范围，界面张力为0，混相因子为1，为未波及区。

图10 界面张力和混相因子随注气井距离的变化(注入0.5 PV时刻)Fig .10 Changes of interfacial tension and miscible factor with distance of gas injector(0.5 PV)

根据以上分析，对注采井间的混相状态进行分段，总共分为4个区带[3-4，11]，依次为气相带、非混相带、混相带和油相带，如图11所示。随着注气的进行，每个相带的宽度发生变化。

图11 M油藏注气混相程度区域划分示意图Fig .11 Schematic diagram of regional division of miscibility degree of gas injection in M oil reservoir

3.4 注入PV与混相带宽度关系

研究注入PV对混相带宽度的影响，参考实际油藏状况，选取采油速度9%的模型，设置等效注气参数，统计不同注入PV下的混相带宽度，如图12所示。从图中可以看出，随着注入PV数的增加，混相带宽度是逐步增大的，如在0.1 PV时宽度为50 m，0.5 PV时宽度为130 m，0.78 PV时宽度达到最大270 m，此时为混相带前缘到达油井。回归得到注入PV和混相带宽度的关系式(3):

图12 注入PV与混相带宽度的关系Fig .12 Relationship between PV and miscible band width

W=37.28e0.025 2v

(3)

式(3)中：W为混相带宽度，m；v为注气PV数。

3.5 注气速度对混相带宽度影响

为了分析注气速度对混相带宽度的影响，按照注气速度与采油速度等效设置，测试了采油速度为6%、9%和11%等3组方案，对比同在注入0.5 PV下的混相带宽度，如图13所示。从图中可以看出，三种注气速度下混相带宽度是基本一致的。分析认为，由于模型设置了注采平衡，不同注气速度的油藏模型压力始终保持在原始水平，相同压力下油相和气相的相态变化规律是一致的，并不受注气速度的影响。

图13 不同注气速度对混相带宽度的影响(注入0.5 PV)Fig .13 Influence of gas injection rates on the width of miscible zone(0.5 PV)

3.6 混相带气相和油相组分变化特征

注入气不断抽提油相中组分，最终使得两相中的组分非常接近，从而形成可以互溶的流体，形成混相。定义系数Z，表征同一组分在油相比例与气相比例之比，见式(4)所示。

(4)

式(4)中：Z为比例系数，无因次；xi和yi分别为组分i在油相和气相中的含量，f。

在注入0.5 PV时，各组分Z值随注气距离变化如图14～16所示。从图中可以看出，注入0.5 PV时刻，非混相带为距离注气井700～910 m，混相带为距离注气井910～1 010 m；在非混相带和混相带，8个组分的Z值均逐步增加并趋向于1，其中C1+N2和C2+CO2组分在非混相带和混相带Z值逐步增加，说明该组分溶解于油相的比例越高；其余组分在非混相带和混相带Z值逐步降低，说明该组分被注入气汽化或抽提到气相的比例越来越高，最终气相和油相中比例基本接近，在气相组分和油相组分基本接近时，两相融为一体成为近单相流体，呈混相状态，且越靠近混相带前缘，Z值越接近1，混相程度越高。

图14 C1+N2和C2+CO2组分Z值随注气井距离的变化(注入0.5 PV)Fig .14 Z values of C1+N2 and C2+CO2 components with distance of gas injector(0.5 PV)

图15 C3至C19组分Z值随注气井距离的变化(注入0.5 PV)Fig .15 Z values of C3 to C19 components with distance of gas injector(0.5 PV)

图16 两组拟重组分Z值随注气井距离的变化(注入0.5 PV)Fig .16 Z values of CN1 and CN2 components with distance of gas injector(0.5 PV)

4 混相带突破特征与生产验证

4.1 注气突破时气油比变化特征

注气突破时机通常依据气油比变化进行判断。选取混相带前缘到达生产井时刻，混相因子与气油比随注气井距离变化如图17所示。

从图17中可以看出，混相因子为0.1到1.0范围为混相带，在混相带前缘运移到生产井时，生产井附近的气油比约为1 200 m3/m3；当混相带完全到达生产井时，相当于混相带末端，气油比约为3 000 m3/m3。模型原始状况下，注气井所在高部位的气油比为1 100 m3/m3，生产井所处低部位气油比为460 m3/m3。分析得出，混相带前缘运移到生产井时，生产气油比与高部位原始气油比相当；此后混相带逐步到达生产井，气油比持续升高，当气油比达到3 000 m3/m3左右，混相带原油完全从油井产出，之后进入非混相驱阶段。

图17 混相带前缘运移到油井时混相因子与气油比随注气井距离的变化Fig .17 Change of miscibility factor and GOR with distance of gas injector when the front of miscibility zone migrated to producer

4.2 M油藏生产动态实例分析

分析M油藏单井生产动态，选取生产相对稳定的MP-3井，该井实际产油量和生产气油比如图18所示。从图中可以看出，油井初期生产气油比为460 m3/m3，随着生产进行，油井生产气油比逐步升高，在达到1 100 m3/m3之前，产量基本保持稳定，气油比升高主要原因为高部位高气油比原油被驱替到低部位，混相带尚未推进到油井，整体上属于混相驱生产阶段。当生产气油比在1 100～3 000 m3/m3时，产出流体中气相比例增高，油相比例下降，采油指数逐步降低，产量开始下降，属于混相带突破阶段。当气油比超过3 000 m3/m3后，气油比呈快速上升趋势，产量开始快速递减，油藏进入非混相开发阶段；在该阶段，通过改变M油藏注气井的注气量，同时改变采油井产量，有效扩大注气波及方向，通过持续优化，MP-3井生产气油比控制在3 000 m3/m3以内，有效减缓了产量递减。

图18 MP-3井日产油和生产气油比曲线Fig .18 Daily oil production and GOR curves of Well MP-3

因此，根据本文对M油藏混相机理的研究，建立了基于气油比变化的油藏混相阶段判断标准，进而指导油藏管理和生产优化，最大限度提高油藏混相注气开发效果。

5 结论

1) 界面张力和混相因子可用来表征注入介质与油藏流体的混相程度，便于分析油藏中不同位置的混相状态。

2) M油藏注伴生天然气，不同深度流体均可以形成混相，其油藏内部混相状态分为4个区域，即气相带、非混相带、混相带和油相带，其中混相带随注入PV增加而变宽，变化范围约为50～270 m。

3) 当气油比超过1 100 m3/m3以后，油藏整体由混相驱阶段依次过渡到混相带突破阶段和非混相驱阶段，不同阶段的产量递减特征不同，并确定了气油比的判别范围，进而指导油藏的生产优化调整，最大限度实现油藏混相注气的开发效果。