儲層條件下超臨界二氧化碳與原油體系最小混相壓力研究

趙 躍 軍， 宋 考 平， 范 廣 娟

( 1.東北石油大學 石油工程學院， 黑龍江 大慶 163318；2.東北石油大學 提高油氣采收率教育部重點實驗室， 黑龍江 大慶 163318；3.東北石油大學 地球科學學院， 黑龍江 大慶 163318 )

儲層條件下超臨界二氧化碳與原油體系最小混相壓力研究

趙 躍 軍*1,2， 宋 考 平1,2， 范 廣 娟3

( 1.東北石油大學 石油工程學院， 黑龍江 大慶 163318；2.東北石油大學 提高油氣采收率教育部重點實驗室， 黑龍江 大慶 163318；3.東北石油大學 地球科學學院， 黑龍江 大慶 163318 )

注二氧化碳開采原油已經(jīng)成為目前世界范圍內(nèi)特低或超低滲透油田重點采用的提高原油采收率技術，驅(qū)油過程中較為理想的驅(qū)替形態(tài)就是能夠形成二氧化碳混相驅(qū)，而最小混相壓力是形成混相驅(qū)關鍵因素之一，因此快速準確預測最小混相壓力是實現(xiàn)混相驅(qū)的重要環(huán)節(jié)．通過長細管驅(qū)替實驗法和多種經(jīng)驗公式法對儲層條件下超臨界二氧化碳與試驗區(qū)原油體系最小混相壓力的預測進行了研究，并用長細管驅(qū)替實驗法對各經(jīng)驗公式法測定的結果進行了誤差分析．研究結果表明：長細管驅(qū)替實驗法預測的最小混相壓力為29.15 MPa；各經(jīng)驗公式法計算得到的最小混相壓力相差較大，預測最大值為42.60 MPa，最小值為10.34 MPa，平均值為26.83 MPa；對比長細管驅(qū)替實驗法測得的結果，各經(jīng)驗公式法預測的最小混相壓力平均值的相對誤差為7.96%，其中相對誤差最小的是石油采收率研究所提出的PRIⅠ方法，相對誤差為1.26%．

最小混相壓力；超臨界二氧化碳；混相驅(qū)；長細管驅(qū)替實驗法；經(jīng)驗公式法

0 引 言

最大幅度提高原油采收率(EOR)是國內(nèi)外所有油田及石油工作者和研究人員追求的目標．雖然水驅(qū)采油技術在國內(nèi)已經(jīng)形成了一套很成熟的體系，然而對于特低滲透和超(致密)低滲透油田來說，注水開發(fā)技術是不適合的．多數(shù)油田需要采用注氣開發(fā)，而在氣源的選擇中二氧化碳由于自身的優(yōu)勢成為了很多油田應用的對象[1-7]．經(jīng)研究發(fā)現(xiàn)，在二氧化碳驅(qū)油過程中會出現(xiàn)混相驅(qū)或者非混相驅(qū)的驅(qū)替形態(tài)，實際數(shù)據(jù)表明存在混相驅(qū)區(qū)塊的采收率要高于非混相驅(qū)區(qū)塊較多，然而能否形成混相驅(qū)的關鍵性因素之一就是原油與二氧化碳體系的最小混相壓力，并且最小混相壓力主要受儲層與原油性質(zhì)、注入氣體成分組成、地層溫度和地層壓力等因素的影響[8-16]．所以整個區(qū)塊能否盡早全面實現(xiàn)混相驅(qū)與能否快速準確地預測最小混相壓力有著非常重要的關系．本文針對超臨界二氧化碳與該試驗區(qū)原油體系最小混相壓力首次采用長細管驅(qū)替實驗法進行預測和確定，并對各經(jīng)驗公式法預測的結果進行誤差分析，最終優(yōu)選出適合預測相似區(qū)塊最小混相壓力的方法．長細管驅(qū)替實驗法是被廣泛應用且普遍認可的實驗方法，該方法的預測結果對于經(jīng)驗公式法的優(yōu)選具有重要作用，尤其對于該試驗區(qū)能夠盡快全面實現(xiàn)二氧化碳混相驅(qū)和進一步提高原油采收率具有重要研究價值．

油田試驗區(qū)北部油藏埋藏較淺，油層頂面深度1 400～1 900 m，南部埋藏較深，油層頂面深度2 100 m左右．試驗區(qū)周圍斷裂比較發(fā)育，均為正斷層，走向以近于南北向為主，斷層延伸長度一般為2.5 km，斷距一般為35～50 m，傾角為25°～45°，天然裂縫不發(fā)育，儲層平均孔隙度為0.102，平均滲透率為1.2×10-3μm2，飽和壓力為7.76 MPa，氣油比為40.3 m3/m3，原油密度為0.853 6 g/cm3，體積系數(shù)為1.148 0，黏度為1.88 mPa·s，單脫死油相對分子質(zhì)量為264.1，井流物組分摩爾分數(shù)：甲烷8.27%、C2～C1026.12%、C11+43.04%、CO2與N2和22.57%，地層溫度為111.5 ℃，地層壓力為31.2 MPa．

1 經(jīng)驗公式法預測最小混相壓力

作者在調(diào)研一些關于經(jīng)驗公式法的文獻時，發(fā)現(xiàn)部分文獻中經(jīng)驗公式的單位或相關參數(shù)不是統(tǒng)一的，這樣會導致同一個經(jīng)驗公式在不同文獻中的表達式都是不同的，不方便進一步應用和研究．因此在查閱了相關的中文文獻和外文原始文獻的基礎上，統(tǒng)一了各經(jīng)驗公式中各個變量的單位和相關參數(shù)．

針對超臨界二氧化碳與原油體系最小混相壓力的預測，國內(nèi)外的研究人員和學者提出過許多種經(jīng)驗公式．但有些方法只能預測二氧化碳純度的影響或者應用條件與本試驗區(qū)塊實際情況不符，本文對此類方法不作討論，如：Sebastian經(jīng)驗公式方法、Dunyushkin-Namiot方法和Kovarik方法等．

(1)National Petroleum Council(NPC)方法

National Petroleum Council(NPC)給出了以原油密度作為主要指標、地層溫度作為輔助指標的確定最小混相壓力的方法[17-19](見表1)．

表1 NPC方法

(2)Glaso經(jīng)驗公式

Glaso在Benham和Alson等對最小混相壓力預測研究的基礎上，給出了中等組分含量在18%以上和以下的兩種關系式[20-25]．

(1)

式中：pmm為最小混相壓力，MPa；Mr,C7+為脫氣油中C7+的相對分子質(zhì)量；t為油藏溫度，℃．

②中等組分含量小于18%時的經(jīng)驗公式

(2)

式中：xRF為油藏流體中C2～C6的摩爾分數(shù)．

(3)Johnson-Pollin(J-P)經(jīng)驗公式[26]

pmm=pci+0.006 897α(t-tci)+ 0.006 897I(βMr-Mr,in)2

(3)

式中：pci為i組分的臨界壓力，MPa；tci為i組分的臨界溫度，℃；Mr,in為注入氣體的相對分子質(zhì)量；Mr為原油的平均相對分子質(zhì)量．

對于純二氧化碳：I=1.276 2，α=18.9，β=0.285．于是式(3)轉換為

pmm=7.528+0.130 4×(t-31.04)+ 0.008 8×(0.285Mr-44.01)2

(4)

(4)石油采收率研究所經(jīng)驗公式

石油采收率研究所根據(jù)與最小混相壓力相關的不同指標參數(shù)給出了兩個經(jīng)驗公式[20]，第一個是與二氧化碳蒸氣壓曲線相關的經(jīng)驗公式PRIⅠ：

pmm=0.051×102.772-1 579/Rt

(5)

其中R=1.8t+492．

第二個是與油藏溫度相關的經(jīng)驗公式PRIⅡ：

pmm=-4.891 3+0.415t-0.001 597 4t2

(6)

需要注意的是：若最小混相壓力小于飽和壓力，則令最小混相壓力等于飽和壓力．

(5)Cronquist經(jīng)驗公式

Cronquist提出了與原有的甲烷摩爾分數(shù)、C5+餾分的相對分子質(zhì)量和溫度等原油特性參數(shù)相關的兩種形式的經(jīng)驗公式[21]，這些參數(shù)對最小混相壓力的影響較大．

第一種形式：

pmm=15.988×(1.8t+32)K

(7)

其中

K=0.744 206+0.001 103 8MC5++ 0.001 527 9xPCI

式中：MC5+為戊烷以上餾分的摩爾質(zhì)量，g/mol；xPCI為甲烷和氮氣的摩爾分數(shù)，%．

第二種形式：

pmm=60.532 9-0.073 612 5t- 0.049 292 4MC5++7.429 65×10-4a+ 2.102×10-4b-5.124×10-4c- 13.469 1logt-0.248 029 logxC1

(8)

其中

a=MC5+×xC1；b=MC5+×t；c=t×xC1

式中：xC1為甲烷的摩爾分數(shù)．

(6)Alston經(jīng)驗公式

Alston給出了與二氧化碳氣體純度相關的最小混相壓力預測的經(jīng)驗公式[22]．由于該試驗區(qū)的注入氣體為純二氧化碳，對于不純注入氣體的經(jīng)驗公式這里沒有列出．

對于純二氧化碳的經(jīng)驗公式：

(9)

式中：nvol、nmint分別為原油中揮發(fā)成分(如N2和C1)物質(zhì)的量和中間烴(C2-4、CO2和H2S)組分物質(zhì)的量．

需要注意的是：如果最小混相壓力小于飽和壓力，則令最小混相壓力等于飽和壓力．

(7)Silva經(jīng)驗公式

Silva等[27-28]根據(jù)原油中各分子大小的分布對最小混相壓力的影響建立了原油相對分子質(zhì)量分布與最小混相壓力之間的函數(shù)關系式．式(10)給出了C2～C31各餾分烴的歸一化質(zhì)量分數(shù)公式．

(10)

式中：wi為i組分的質(zhì)量分數(shù)，當i=31時，其數(shù)值表示為C31以上所有組分的質(zhì)量分數(shù)之和．

體系達到相平衡時，i組分的分配系數(shù)Ki為

logKi=-0.041 75Ci+0.761 1

(11)

其中，Ci為i組分的碳原子數(shù)，C31用平均碳數(shù)C33代替．如果組分的質(zhì)量分數(shù)是分段給出的，則對應的Ki可以按照組分的平均碳數(shù)計算．

質(zhì)量組成參數(shù)F的計算公式如下：

二氧化碳密度在系統(tǒng)壓力達到最小混相壓力時的表達式為

(12)

(13)

a、b為特性參數(shù)，其計算公式如下：

其中：psy為體系壓力，MPa；Tsy為體系溫度，K；Msy為體系平均摩爾質(zhì)量，g/mol；ρsy為體系密度，g/m3；R為理想氣體常數(shù)，取值0.008 314 4 kJ/(mol·K)．

或者根據(jù)二氧化碳氣體達到上述密度和儲層溫度條件下對應的壓力來計算并查表得到其最小混相壓力值．

需要注意的是：如果泡點壓力高于最小混相壓力，則最小混相壓力等于泡點壓力．

2 長細管驅(qū)替實驗法測定最小混相壓力

2.1 實驗原理及裝置

本研究所用的長細管驅(qū)替實驗裝置是自行組建的(見圖1和表2)，裝置主要為分別裝有試驗區(qū)油田原油、二氧化碳和蒸餾水的活塞容器、填砂細管、回壓閥、氣體流量計、液體流量計、ISCO全自動泵等．

圖1 長細管驅(qū)替實驗裝置示意圖

表2 長細管驅(qū)替實驗模型基本參數(shù)

2.2 實驗流程

(1)實驗準備：打開恒溫箱并加熱，當溫度接近儲層實際溫度后通過調(diào)節(jié)恒溫控制器使恒溫箱內(nèi)溫度保持在預定值上；用甲苯和石油醚溶劑進行細管模型的清洗，接著用高壓空氣將殘留的溶劑吹干；開泵后推活塞至容器頂部，將容器內(nèi)的氣體排出．接著向活塞容器中注入二氧化碳后將閥門關閉；填砂細管加飽和蒸餾水，計算該細管孔隙度；用甲苯清洗填砂細管中的蒸餾水，放在恒溫箱中烘干，將細管中的甲苯蒸發(fā)掉；用ISCO恒壓恒速泵向細管模型中壓入配制好的模擬油，當模擬油注入量達到1.5倍孔隙體積時停止，根據(jù)其注入量和出液量的體積差就能夠計算并確定出細管模型中的飽和油量，至此實驗準備工作完畢．

(2)壓力調(diào)整：開啟ISCO恒壓恒速泵，使活塞容器中氣體的壓力提高至低于驅(qū)替實驗壓力的1～3 MPa停止加壓；通過調(diào)節(jié)手動泵使回壓提高到預定的實驗驅(qū)替壓力；在恒壓下開泵注入二氧化碳氣體進行實驗驅(qū)替，此時打開細管模型的出口閥門并調(diào)整活塞容器中的氣體壓力，該壓力要等于或略高于實驗驅(qū)替壓力．

(3)計量并計算：在實驗驅(qū)替過程中，對產(chǎn)油量、產(chǎn)氣量和泵讀數(shù)等數(shù)據(jù)根據(jù)實驗情況定時進行測定并檢查油樣飽和情況；當累計注氣體積大于1.2倍孔隙體積時停止注入并計算該次驅(qū)替實驗的采收率．注意事項：當一次實驗結束后，要重新進行細管模型的清洗，以免影響下一次的實驗結果．

(4)實驗方案的制訂：按照上述的實驗流程進行下一個壓力點下的驅(qū)替實驗．通常情況下，通過該實驗方法要分析出某種氣體的最小混相壓力，至少需要測出5個以上壓力點的采收率．本實驗設定的6個實驗回壓分別為24、26、28、30、32和34 MPa．

2.3 實驗結果

目前，多數(shù)研究者認同的判定細管實驗為混相驅(qū)替的準則為：注入1.2倍孔隙體積二氧化碳氣體時的原油采出程度大于90%，而且隨著驅(qū)替壓力的升高，驅(qū)油效率沒有明顯的增加；在觀察窗中可以觀察到混相流體，即在二氧化碳和其之前的油墻間不存在明顯的界面．

確定最小混相壓力(MMP)的方法是在保證長細管驅(qū)替實驗非混相驅(qū)替和實現(xiàn)混相驅(qū)替各有3次的情況下，繪制各次長細管實驗注入氣體量為1.2倍孔隙體積時對應的原油采出程度與驅(qū)替壓力的關系曲線圖，非混相驅(qū)替段擬合回歸的直線與混相驅(qū)替段擬合回歸的直線的交點所對應的壓力值即為最小混相壓力值．

根據(jù)實驗結果(表3)繪制注入1.2倍孔隙體積二氧化碳氣體時的原油采出程度與實驗驅(qū)替壓力之間的關系曲線(圖2)，確定該試驗區(qū)儲層原油與超臨界二氧化碳體系的最小混相壓力為29.15 MPa．

表3 試驗區(qū)原油注CO2長細管驅(qū)替實驗結果

Tab.3 The long slim tube displacement experiment results of crude oil with injecting CO2in the test area

實驗溫度/℃實驗壓力/MPa注入CO2氣體為1.2倍孔隙體積時采出程度/%評價111.52468.84非混相111.52677.80非混相111.52886.11非混相111.53091.35混相111.53292.86混相111.53493.97混相

圖2 試驗區(qū)原油注CO2長細管驅(qū)替實驗采出程度與驅(qū)替壓力關系曲線

Fig.2 The relation curve between the recovery and the displace pressure of the long slim tube displacement experiment of crude oil with injecting CO2in the test area

3 最小混相壓力預測結果對比

將應用廣泛并被普遍認可的長細管驅(qū)替實驗法與各經(jīng)驗公式法預測的最小混相壓力進行對比(表4)，可以看出：長細管驅(qū)替實驗法得到的最小混相壓力為29.15MPa；經(jīng)驗公式法中預測的最小混相壓力最大值為42.60MPa，最小值為10.34MPa，平均值為26.83MPa；所有經(jīng)驗公式預測的最小混相壓力平均值的相對誤差為7.96%，其中相對誤差最小的是PRIⅠ方法，相對誤差為1.26%，其次是J-P經(jīng)驗公式法，相對誤差為8.82%；其他各經(jīng)驗公式方法的預測結果相對誤差較大．

表4 最小混相壓力預測結果對比

4 結 論

(1)試驗區(qū)原油儲層條件下應用長細管驅(qū)替實驗法預測的最小混相壓力為29.15 MPa；各經(jīng)驗公式法預測得到的最小混相壓力相差較大，壓力預測的平均值為26.83 MPa，平均值的相對誤差為7.96%，其中相對誤差最小的是石油采收率研究所提出的PRIⅠ方法，壓力預測值為28.78 MPa，相對誤差為1.26%．

(2)在實驗設備和時間等條件允許的情況下，長細管驅(qū)替實驗法仍然是試驗區(qū)油田儲層條件下最小混相壓力預測較為可靠的方法．而在進行預篩選或可行性研究時也可以應用石油采收率研究所提出的PRIⅠ方法快速預測試驗區(qū)油田及其他相似區(qū)塊的原油與超臨界二氧化碳體系最小混相壓力．

(3)各經(jīng)驗公式法是在各自特定的油藏環(huán)境、儲層和流體性質(zhì)等條件下通過大量的統(tǒng)計回歸分析得到的，具有較強的局限性．因此用經(jīng)驗公式法預測最小混相壓力時，一定要結合試驗區(qū)塊的實際情況通過長細管驅(qū)替實驗法或者其他方法進行誤差分析和適應性分析之后才可應用．

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Research on minimum miscible pressure of supercritical carbon dioxide and crude oil system under reservoir condition

ZHAO Yuejun*1,2, SONG Kaoping1,2, FAN Guangjuan3

( 1.College of Petroleum Engineering, Northeast Petroleum University, Daqing 163318, China；2.The Key Laboratory of Enhanced Oil and Gas Recovery of Education Ministry, Northeast Petroleum University,Daqing 163318, China；3.College of Geosciences, Northeast Petroleum University, Daqing 163318, China )

Developing oil by injecting carbon dioxide has become the important enhanced oil recovery technology for the ultra-low permeability oil field and extra-low permeability oil field in the current world. The ideal displacement is to form carbon dioxide miscible flooding in the process of oil displacement. The minimum miscible pressure is one of the key factors to form miscible flooding. So it is an important part of the realization of miscible flooding to predict the minimum miscible pressure quickly and accurately. The minimum miscible pressure prediction of the supercritical carbon dioxide and crude oil system under reservoir condition of the test area is studied through the long slim tube displacement experiment method and a variety of empirical formula methods. The minimum miscible pressure predicted by the long slim tube displacement experiment method is applied to analyze the relative error of the result of the empirical formula methods. The research results show that the minimum miscible pressure predicted by the long slim tube displacement experiment method is 29.15 MPa; the minimum miscible pressure values calculated by the various empirical formula methods are quite different: the maximum is 42.60 MPa, the minimum is 10.34 MPa, and the average value is 26.83 MPa; the average relative error to the long slim tube displacement experiment method is 7.96%. The relative error of PRIⅠmethod proposed by Petroleum Recovery Institute is 1.26%, which is the smallest relative error among all of the empirical formula methods.

minimum miscible pressure; supercritical carbon dioxide; miscible flooding; long slim tube displacement experiment method; empirical formula method

2016-07-18；

2017-01-13．

國家重大科技專項(2011ZX05009)；國家自然科學基金資助項目(51404070).

趙躍軍*(1980-)，男，博士，副教授，E-mail:fancyzyj@163.com.

1000-8608(2017)02-0119-07

TE348

A

10.7511/dllgxb201702002