塔里木油田注天然气油气混相带研究

2022-05-18 06:37陈利新王俊芳马燕妮
关键词:气相组分油藏

罗 强 陈利新 王俊芳 马燕妮 杨 博 赵 彬

(中国石油塔里木油田分公司,新疆 库尔勒 841000)

0 前 言

目前,我国大多数油田已进入水驱油藏开发后期,油藏具有低渗、高黏、高温等特性,注聚合物驱已不再适应这类油田的三次采油。注气开发具有驱油效率高且气源寻找相对简单等特点,塔里木油田、克拉玛依油田、吐哈油田、大庆油田、辽河油田等均考虑注气驱并进行了相关的实验评价工作。

我国油藏注气气体主要包括CO2、干气、伴生气等[1-4]。国内外学者开展了一系列注气混相评价工作。Mcguire等人进行了注气驱替岩心实验,并对残余油饱和度进行了评价[5]。刘玉章等人研究了低渗油藏中孔隙特征对注气驱油混相的影响[6]。汤勇等人对注CO2混相驱在油藏筛选、室内实验评价、数值模拟、经济风险评价等方面进行了可行性评价[7]。Mansour等人利用80%甲烷和20%乙烷气体驱替低渗油藏原油,通过地层非均质性、注采井距、注气周期等3个参数对驱油效率进行评价,结果发现,地层均质性对气驱采收率有很大影响,低渗均质油藏采收率大于低渗非均质油藏采收率[8]。目前,国内外对注气混相驱的研究仅在室内实验评价阶段,未形成系统认识,同时也未与现场实际情况作对比分析[9-13]。

本次研究以塔里木油田东河1区块作为研究对象,将采油井到注气井间划分为5个注气相带——原油相带、前缘过渡带、混相带、两相带、气相带,并对 5个相带进行定义。通过理论计算和PR状态方程校正,建立注气混相理论计算模型,利用该模型计算前缘过渡带、混相带、两相带中流体的物性变化,将计算结果与东河1区块采油井DH1-2进行对比,发现计算结果与该井流体物性变化趋势一致。

1 注气相带认识

东河1区块注气开发一段时间后,出现了5个流体性质变化阶段,根据各阶段性质变化情况,将采油井到注气井间划分为5个注气相带——原油相带、前缘过渡带、混相带、两相带、气相带,如图1所示。

图1 注气相带划分示意图

(1)原油相带。原始地层条件下,原油相态未受注气影响,地层流体保持初始状态,气油比不变。

(2)前缘过渡带。地层原油溶解部分气体,原油变轻,气油比初步上升。

(3)混相带。气体多次接触、抽提原油,轻质组分不断向前移动,与前缘过渡带形成混相带,气油比缓慢上升。

(4)两相带。原油继续被抽提,原油中重质组分增加,原油在地层条件下开始脱气,形成气、液两相,气油比迅速上升。

(5)气相带。原油被完全驱替,残余油饱和度低于10%,生产以气相为主。

2 注气混相理论计算模型

2.1 PR状态方程校正

对地层原油的密度、黏度等性质进行测定,采用PR状态方程对液相体积进行校正,如式(1)所示:

(1)

(2)

式中:p——地层压力,MPa;

T——地层温度,℃;

V——原油体积,m3;

a、b、c——方程参数;

R——气体常数;

TG——气体临界温度,℃;

pG——气体临界压力,MPa;

λRA——SRK状态方程Peneloux修正系数。

利用PR状态方程对地层流体测试结果进行拟合,拟合数据包括地层温度下的气油比、饱和压力、密度等,得到地层流体参数体系。在该体系下可计算任何温度、压力下的流体高压物性参数,为多次接触理论模型提供支撑。

2.2 多次接触理论计算模型

注入气与地层原油发生第1次连续性接触,气体抽提出轻质组分后,继续进入下一个单元进行接触,抽提出的气体不断变重,直到注入气与“新鲜”地层原油混合界面张力为0。

假设互相接触相为一个单元z,z由向前接触相x与被接触相y组成,接触方程如式(3)所示:

zij=βjxi+(1-βj)yi=βj-1xi+(1-βj-1)yi

(3)

接触方程受相平衡方程约束:

yijφiG=xijφiL

(4)

最终各组分摩尔含量关系为:

(5)

式中:i——流体组分,C1,C2,C3,…,CN;

j——向前接触相与被接触相混合单元,j=1,2,3,…,M;

βj——j单元体积,m3;

zij——j单元混合相中,i组分的摩尔分数,%;

xij——j单元向前接触相中,i组分的摩尔分数,%;

yij——j单元被接触相中,i组分的摩尔分数,%;

φiG——气相中i组分的逸度,MPa;

φiL——液相中i组分的逸度,MPa。

3 对不同注气相带的认识

在注气过程中,原油相带未受影响,气相带残余油饱和度低,以气相生产为主,故下面仅对前缘过渡带、混相带、两相带进行分析。

3.1 前缘过渡带

选择PR状态方程校正,利用相平衡原理,模拟注入气第1次接触原油时,原油物性的变化规律,结果如表1所示。随着注入气不断溶解在原油中,气油比、膨胀系数、泡点压力、地面油密度等参数值不断增大,地下油密度、地下油黏度等参数值不断减小。

表1 注入气第1次接触原油时地层原油物性变化

3.2 混相带

多次向前接触过程中,向前推进的注入气与“新鲜”油以5∶1(摩尔比)多次接触后,不断抽提原油中轻质、中间烃组分,形成富烃过渡相,与原油相接触界面张力为0,发生混相。通过细管实验测定东河1区块不同压力条件下的驱油效率,实验结果如图2所示。驱油效率为90%时所对应的压力为最小混相压力,为33.07 MPa,该压力低于地层压力,注入气与原油发生混相作用。

图2 东河1区块最小混相压力计算结果

利用多次接触理论计算模型,计算产出天然气摩尔组分的变化情况(见表2)。随着注入气多次向前接触,产出气中N2、CO2含量逐渐增加,C1—C6不断减少,这是因为N2、CO2不易溶于原油,随着注入气抽提作用的加强,N2、CO2被逐渐带出。

表2 不同接触次数下天然气组分变化

3.3 两相带

多次向后接触过程中,原油不断随气体被抽提出来,气油比逐渐上升,这一现象发生在两相带。随着原油不断被抽提,原油中轻质组分(C2—C7)、中间烃组分(C8—C29)含量呈缓慢下降的趋势、重质组分(C30+)含量大幅增加(见图3),原油密度、黏度增加(见图4),气油体积比逐渐上升(见图5)。

图3 多次向后接触原油组分变化

图4 多次向后接触原油密度、黏度变化

图5 多次向后接触气油体积比变化

4 实例应用分析

4.1 生产动态

东河1区块于1990年11月正式投产,经历衰竭、注水、注水+注气、注气开发等阶段。DH1-2井于2003年3月19日投产。2014年9月12日DH1-6-10J井开始进行注气开采。2015年8月13日DH1-2井注气受效,该井为东河1区块第一口注气受效油井,生产情况良好(见图6)。其中,油压由0.10 MPa上升至23.37 MPa,日产油量由 41 t上升至120 t,日产气量由270 m3上升至6.05×104m3。

图6 DH1-2井生产曲线

4.2 实例分析与认识

DH1-2井注气受效前天然气、原油性质几乎不发生变化,为原油相带。注气受效后,其天然气、原油等流体性质均发生变化,如图7—图10所示。

由图7可知,天然气中N2、CO2含量逐渐增加,C1—C6含量逐渐减少。这是由于注气受效后,产出的天然气受溶解、多次向前接触等因素影响,轻质组分减少,而不易溶于原油中的N2、CO2含量逐渐增加。如图8—图10所示,原油中轻质组分(C2—C7)、中间烃组分(C8—C29)含量均呈下降趋势,重质组分(C30+)含量逐渐增加,原油密度、黏度先下降后上升,气油体积比逐渐上升。这是由于随着油井注气逐渐受效,溶解作用使原油密度、黏度减小,进入两相带后,注入气不断抽提原油中轻质、中间烃组分,原油逐渐变重。目前,DH1-2井产出的流体位于两相带,后期将逐渐进入气相带。

图7 DH1-2井天然气各组分摩尔分数变化曲线

图8 DH1-2井原油各组分摩尔分数变化曲线

图9 DH1-2井原油密度、黏度变化曲线

图10 DH1-2井原油气油体积比变化曲线

5 结 语

将采油井到注气井间划分为原油相带、前缘过渡带、混相带、两相带、气相带等5个相带。通过理论计算和PR状态方程校正,建立混相计算模型,该模型能很好地解释不同注气相带流体的性质变化情况。

前缘过渡带中,注入气开始不断溶解在原油中,气油体积比、膨胀系数、泡点压力、地面油密度等不断增加,饱和油密度、饱和油黏度等不断降低。混相带中,随着注气持续推进,采出井先采出向前接触次数更多的天然气,天然气中N2、CO2含量逐渐增加,C1—C6含量逐渐减少。

两相带中,因多次向后接触,原油轻质组分(C2—C7)、中间烃组分(C8—C29)含量减少,重质组分(C30+)含量增加,原油密度、黏度增加,气油体积比上升,这是由于注入气的抽提作用使原油逐渐变重。

理论计算结果与DH1-2井实际生产数据相一致。

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