超高温高压含CO2天然气偏差因子预测模型

王雯娟， 朱绍鹏， 杨 柳， 温云帆， 赵建飞

(1.中海石油有限公司 海南分公司， 海口 570311； 2.西南石油大学 石油与天然气工程学院， 成都 610500)

常规的气藏流体相态已经取得了很多研究成果，但是对于异常高温高压气藏流体相态的研究较少。特别是目前海上LD超高温高压气藏地层温度大于180 ℃、地层压力系数大于2.1、并且地层烃类流体含量低、酸性气体CO2含量高等特点，缺乏类似气藏开采可借鉴经验。对于这类特殊气藏流体，气藏流体相态行为有无特殊性亟须研究。向晶[1]针对高含CO2天然气与水体系相平衡，开展了不同CO2含量天然气PVT相态实验和预测模型研究，但是该研究压力范围在3～53.01 MPa，温度最高达到 148 ℃。 Sun等[2]发现高温高压下天然气偏差因子测定难度高、费用贵，针对这一研究空白，测定了在高达119 MPa的高温条件下凝析气藏和高压天然气藏的偏差因子，为特高压下天然气偏差因子的研究提供了一定的数据支撑。余华杰[3]在120.1 ℃、31.58 MPa条件下进行含CO2体系凝析气样品相态实验，结果表明加大凝析气体系中CO2组分摩尔分数可增加闪蒸气的相对密度、减小偏差因数。Yan等[4]在高温高压下，对凝析气井和天然气井的流体样品进行了物性参数测定，得到了气体偏差因子随温度压力变化的特征。贾英等[5]进行了高含CO2流体高压物性实验，测定了在不同温度和压力下不同CO2含量流体的高压物性参数，修正了高含CO2天然气体系的状态方程。胡伟等[6]在地层温度 110.4 ℃ 和压力35 MPa下，模拟研究了凝析气在裂缝性致密储层中的衰竭开发动态，发现致密多孔介质中凝析气的露点压力比PVT筒中的测量值提高9.42%，与乐东气藏超高温高压地层条件相差较多。……