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    深層縫洞型油藏?zé)N氣混相驅(qū)可行性及影響因素

    2021-12-08 02:18:10李吉康孫致學(xué)譚濤郭臣謝爽郝聰
    新疆石油地質(zhì) 2021年6期
    關(guān)鍵詞:混相細(xì)管采收率

    李吉康,孫致學(xué),譚濤,郭臣,謝爽,郝聰

    (1.中國(guó)石油大學(xué)(華東)石油工程學(xué)院,山東 青島 266580;2.中國(guó)石化西北油田分公司 勘探開(kāi)發(fā)研究院,烏魯木齊 830011)

    塔里木盆地塔河油田主體區(qū)為深層巖溶縫洞型油藏,其儲(chǔ)集層溫度高且壓力大,原油組分復(fù)雜[1-5]。2013 年塔河油田開(kāi)始實(shí)施注氮?dú)忾_(kāi)發(fā)[6-9],但是隨著注氣時(shí)間的增長(zhǎng),出現(xiàn)氣竄,驅(qū)油效果變差[10-11],大量的剩余油未能動(dòng)用,亟需新的提高采收率措施。

    注氣混相驅(qū)是一種重要的提高原油采收率方法,當(dāng)?shù)貙訅毫Ω哂谧⑷霘馀c原油的最小混相壓力時(shí),注入氣與原油形成混相,兩相界面消失,驅(qū)油效率大幅提高[12-13]。前人研究成果也表明,對(duì)非均質(zhì)碳酸鹽巖油藏進(jìn)行烴氣混相驅(qū),可明顯提高波及系數(shù)[14]。本文通過(guò)物理和數(shù)值模擬,研究塔河油田縫洞型油藏?zé)N氣混相驅(qū)可行性及影響因素,為該類(lèi)型油藏的高效開(kāi)發(fā)提供參考。

    1 油藏概況

    塔河油田位于塔里木盆地北部,其奧陶系油藏為典型的縫洞型碳酸鹽巖油藏,主體由多期巖溶作用疊加改造而成。該油藏儲(chǔ)集層屬于斷溶體,構(gòu)造陡,油層厚,油藏埋深5 500~5 850 m,目前地層平均壓力為60.00 MPa,壓力保持程度為96.62%,油層平均溫度為130.4 ℃,地層體積系數(shù)為1.410 2。地層原油密度為0.693 5 g/cm3,氣油比為132 m3/m3,飽和壓力為20.24 MPa。地層流體臨界壓力為12.04 MPa,臨界溫度為378.9 ℃;最大蒸發(fā)壓力為20.74 MPa,臨界蒸發(fā)溫度為421.9 ℃,地飽壓差為40.87 MPa,屬未飽和油藏。

    2 相態(tài)實(shí)驗(yàn)擬合

    深層縫洞型油藏流體性質(zhì)多樣,根據(jù)油品性質(zhì),研究區(qū)可以劃分為2 個(gè)油區(qū),地層原油密度和原油黏度呈南低北高分布,南部輕質(zhì)油區(qū)面積較大。樣品選自S86 井,通過(guò)擬合恒組成膨脹實(shí)驗(yàn)和微分脫氣實(shí)驗(yàn)結(jié)果,調(diào)整擬合狀態(tài)方程參數(shù),研究深層縫洞型油藏?zé)N氣混相驅(qū)可行性及影響因素。

    2.1 地層流體組分

    實(shí)驗(yàn)室測(cè)得研究區(qū)井流物具15 種組分,在保證實(shí)驗(yàn)擬合精度的前提下,依據(jù)井筒流體性質(zhì)相似的原則,結(jié)合注入氣組成,井筒流體組分可歸納為7 類(lèi):CO2(1.83%)、N2(2.66%)、CH4(42.17%)、C2H6(7.41%)、C3H8—C6H14(10.63%)、C7H168—C10H22(10.58%)和C11H24及其以上烷烴(24.27%)。注入氣為油田伴生氣配制而成,由85.00%的CH4和15.00%的C2H6組成。

    2.2 相態(tài)實(shí)驗(yàn)擬合

    描述流體相態(tài)行為的半理論半經(jīng)驗(yàn)狀態(tài)方程有很多類(lèi)型,進(jìn)行相態(tài)實(shí)驗(yàn)擬合時(shí)選取的狀態(tài)方程直接決定擬合效果,研究選取最常用的Peng Robinson 立方型狀態(tài)方程[15]進(jìn)行相態(tài)擬合。使用PVTi 相態(tài)軟件進(jìn)行擬合過(guò)程中,對(duì)于CO2、N2、CH4、C2H6、C3H8、C4H10、C5H12和C6H14的臨界壓力、臨界溫度和偏心因子等性質(zhì)認(rèn)知明確,不需要調(diào)整,但是庚烷以上重組分的臨界屬性不確定,則需要調(diào)整。PVTi 相態(tài)軟件可以通過(guò)劈分加組分、回歸加組分的相對(duì)分子質(zhì)量和回歸加組分屬性方法擬合實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)。

    恒組成膨脹實(shí)驗(yàn)是模擬地層原油在降壓開(kāi)采過(guò)程中性質(zhì)變化的實(shí)驗(yàn),實(shí)驗(yàn)測(cè)定流體相對(duì)體積等參數(shù)隨壓力的變化,并測(cè)定原油泡點(diǎn)壓力,主要反映原油隨壓力變化的膨脹能力。根據(jù)恒組成膨脹實(shí)驗(yàn)與擬合計(jì)算(圖1),實(shí)驗(yàn)的泡點(diǎn)壓力為20.24 MPa,擬合泡點(diǎn)壓力為20.16 MPa,相對(duì)誤差為0.39%。

    圖1 恒組成膨脹實(shí)驗(yàn)擬合結(jié)果Fig.1.Fitting curve of expansion experiment with constant compositions

    通過(guò)微分脫氣實(shí)驗(yàn),可確定原油在脫氣過(guò)程中相對(duì)體積、溶解氣油比、密度、黏度等隨壓力的變化。根據(jù)實(shí)驗(yàn)結(jié)果,原油相對(duì)體積先隨壓力增大而增大,超過(guò)臨界壓力之后,則緩慢降低;溶解氣油比隨壓力增大而增大;黏度和密度變化大體相似,隨壓力增大先減小,待到壓力超過(guò)臨界壓力后,開(kāi)始增大(圖2)。

    圖2 微分脫氣實(shí)驗(yàn)擬合曲線Fig.2.Fitting curves of differential degassing experiment

    由恒組成膨脹實(shí)驗(yàn)和微分脫氣實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)的擬合結(jié)果可知,在測(cè)試壓力區(qū)間,實(shí)驗(yàn)測(cè)量值與計(jì)算擬合值相對(duì)誤差小于5%,在可接受范圍內(nèi)??傊鄳B(tài)實(shí)驗(yàn)擬合精度較高,可以用于后續(xù)烴氣驅(qū)組分模擬。

    3 最小混相壓力計(jì)算

    深層縫洞型油藏具有高溫高壓的特點(diǎn),理論上適合混相驅(qū)。最小混相壓力是注入氣體與油藏原油能夠發(fā)生混相的最小壓力,是判斷油藏混相驅(qū)可行性的重要參數(shù)。本文選擇經(jīng)驗(yàn)公式法、PVT 分析法和油藏?cái)?shù)值模擬法,計(jì)算塔河油田深層縫洞型油藏?zé)N氣混相驅(qū)的最小混相壓力。

    3.1 經(jīng)驗(yàn)公式法

    利用改進(jìn)后的最小混相壓力經(jīng)驗(yàn)公式[16],計(jì)算深層縫洞型油藏?zé)N氣混相驅(qū)的最小混相壓力,考慮了油藏溫度、原油中C7+相對(duì)分子質(zhì)量、原油中揮發(fā)組分、中間組分和注入氣中C2—C5的物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)、C2—C5相對(duì)分子質(zhì)量等參數(shù)對(duì)最小混相壓力的影響:

    式中——注入氣中C2—C5組分物質(zhì)的量分?jǐn)?shù),%;

    ——注入氣中C2—C5組分的相對(duì)分子質(zhì)量;

    pmmp——最小混相壓力,MPa;

    t——油藏溫度,℃;

    VC1——原油中CH4組分物質(zhì)的量分?jǐn)?shù),%;

    ——原油中間烴組分物質(zhì)的量分?jǐn)?shù),%;

    ——原油中C7+組分的相對(duì)分子質(zhì)量。

    油藏溫度為130.4 ℃,原油中間烴組分(C2—C6)物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)占18.04%,CH4組分物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)占42.17%,C7+相對(duì)分子質(zhì)量為269.23;注入氣體的C2—C5物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)占15.00%,相對(duì)分子質(zhì)量為44.10;帶入模型得到的最小混相壓力為41.30 MPa。

    3.2 擬三元相圖法

    利用擬三元相圖法計(jì)算最小混相壓力,需要將原油組分劃分為3個(gè)擬組分:甲烷(C1)、乙烷(C2)和丙烷及其他組分(C3+)。三元相圖的頂點(diǎn)代表純組分,注入烴氣落在C1與C2的連線上。

    使用PVTi 模塊繪制原油三元相圖,延長(zhǎng)臨界點(diǎn)過(guò)包絡(luò)線的切線與C1和C2連線相交,過(guò)原油組分組成點(diǎn)做相包絡(luò)線的切線與C1和C2連線相交,兩個(gè)交點(diǎn)將C1和C2連線劃分為3個(gè)區(qū)域,自上而下分別為非混相區(qū)、多級(jí)接觸混相區(qū)和一次接觸混相區(qū)。如圖3a所示,在130.4 ℃和38.00 MPa 條件下,兩切線將C1與C2連線分為3 個(gè)區(qū)域,注入烴氣落在非混相區(qū),即在地層溫度下,壓力為38.00 MPa時(shí),注入氣與原油無(wú)法形成混相,最小混相壓力大于38.00 MPa。

    如圖3b 和圖3c 所示,壓力增大,兩相區(qū)域減小,相包絡(luò)線上移導(dǎo)致臨界點(diǎn)過(guò)相包絡(luò)線的切線和原油組成點(diǎn)過(guò)相包絡(luò)線的切線上移,多級(jí)接觸混相區(qū)上移并且減小。壓力為40.59 MPa 時(shí),注入烴氣落在臨界點(diǎn)過(guò)相包絡(luò)線的切線上,說(shuō)明注入烴氣與地層原油在該條件下開(kāi)始發(fā)生多次接觸混相;壓力大于40.59 MPa時(shí),注入烴氣組成落入多次接觸混相區(qū),即注入烴氣與油藏最小混相壓力為40.59 MPa。

    圖3 研究區(qū)油氣不同壓力條件下三元相圖Fig.3.Ternary phase diagrams under different pressure

    3.3 細(xì)管組分模擬法

    細(xì)管組分模擬是通過(guò)建立組分模型,以數(shù)值模擬的方式模擬細(xì)管實(shí)驗(yàn)中地層流體與注入氣的混相過(guò)程,根據(jù)注入壓力和采收率的對(duì)應(yīng)關(guān)系計(jì)算最小混相壓力。細(xì)管模型的孔隙度和滲透率分別為30%和350 mD,將細(xì)管模型x方向劃分為40 個(gè)網(wǎng)格,單個(gè)網(wǎng)格長(zhǎng)度為0.45 m,y和z方向設(shè)置1個(gè)網(wǎng)格,單個(gè)網(wǎng)格長(zhǎng)度為0.004 m,地層溫度為130.4 ℃,細(xì)管長(zhǎng)度為18 m,注入氣體積為1.2 PV,注入烴氣組成為85.00%的CH4和15.00%的C2H6。

    在不同驅(qū)替壓力下,注入1.2 PV 的烴氣以后,細(xì)管模型采收率隨著驅(qū)替壓力的增加而增大(圖4)。當(dāng)采收率小于95%時(shí),驅(qū)替壓力小于最小混相壓力,隨著驅(qū)替壓力增加,細(xì)管模型采收率逐漸增大;當(dāng)采收率大于95%時(shí),驅(qū)替壓力大于最小混相壓力,隨著驅(qū)替壓力增加,細(xì)管采收率增加速度變緩,繼續(xù)增加驅(qū)替壓力,采收率達(dá)到最高值不再增加。在油藏條件下注入烴氣,當(dāng)壓力達(dá)到40.27 MPa時(shí)發(fā)生混相,即最小混相壓力為40.27 MPa。

    圖4 細(xì)管組分模擬最小混相壓力計(jì)算結(jié)果Fig.4.Results of the minimum miscible pressure calculation from slim tube composition simulation

    綜上所述,利用經(jīng)驗(yàn)公式法、擬三元相圖法及細(xì)管組分模擬法計(jì)算的最小混相壓力分別為41.30 MPa、40.59 MPa 和40.27 MPa,而油藏目前地層平均壓力為60.00 MPa,遠(yuǎn)大于計(jì)算所得的最小混相壓力,因此,油藏可用烴氣混相驅(qū)開(kāi)采。

    4 影響因素分析

    研究目標(biāo)油藏為深層縫洞型油藏,原油性質(zhì)復(fù)雜,前期以注氮?dú)夥腔煜囹?qū)開(kāi)采,部分區(qū)域的地層流體中存在氮?dú)?,需要進(jìn)行細(xì)管組分模擬實(shí)驗(yàn),確定前期注入氮?dú)夂筒煌推穼?duì)烴氣混相驅(qū)的影響。

    4.1 前期注入氮?dú)庥绊?/h3>

    研究區(qū)于2014 年9 月開(kāi)始進(jìn)行注氮?dú)馓岣卟墒章?,目前部分區(qū)域儲(chǔ)集層,特別是注氣井周?chē)?,存在大量的游離氮?dú)猓笃谶M(jìn)行烴氣混相驅(qū)可行性研究必須考慮油藏前期注入氣對(duì)烴氣混相驅(qū)影響。因?yàn)樵嫉貙訅毫Ω哂诘獨(dú)獾淖钚』煜鄩毫17],所以氮?dú)馀c地層流體未發(fā)生混相。因此,進(jìn)行細(xì)管組分模擬方法計(jì)算最小混相壓力時(shí),儲(chǔ)集層原始流體組分不變,在注入烴氣中加入氮?dú)猓3肿⑷霘庵械獨(dú)夂蜔N氣的比例,模擬儲(chǔ)集層中含氮?dú)獾牟煌瑓^(qū)域。注入烴氣依然由85.00%的CH4和15.00%的C2H6組成。

    如圖5 所示,細(xì)管模型基礎(chǔ)參數(shù)不變,注入氣體積為1.2 PV,注入氣體分別為15.00%氮?dú)?85.00%烴氣、35.00%氮?dú)?65.00%烴氣、54.70%氮?dú)?45.30%烴氣和70.00%氮?dú)?30.00%烴氣,模擬具不同含量氮?dú)獾挠筒夭墒章省?/p>

    圖5 不同氮?dú)夂考?xì)管組分模擬結(jié)果Fig.5.Results of slim tube composition simulation with different nitrogen contents

    隨著氮?dú)夂康脑黾樱钚』煜鄩毫Σ粩嘧兇螅?5.00%、35.00%和54.70%氮?dú)鈱?duì)應(yīng)最小混相壓力分別為44.34 MPa、49.36 MPa 和60.00 MPa。當(dāng)?shù)獨(dú)夂看笥?4.70%,即氮?dú)馀c注入烴氣含量比大于1.208時(shí),最小混相壓力大于地層平均壓力,油藏?zé)o法采用烴氣混相驅(qū)開(kāi)采。

    如圖5 所示,在非混相階段,隨著氮?dú)夂康脑黾?,同一?qū)替壓力條件下細(xì)管模型驅(qū)替效率降低,非混相階段氮?dú)怛?qū)替效率低于烴氣驅(qū)替效率;在混相階段,隨著氮?dú)夂康脑黾樱?qū)替效率降低,并且混相階段最終采收率也降低,說(shuō)明前期注入的氮?dú)鈺?huì)降低烴氣混相驅(qū)的最終采收率。

    綜上所述,儲(chǔ)集層中存在的氮?dú)鈺?huì)對(duì)烴氣混相驅(qū)的效率產(chǎn)生影響,儲(chǔ)集層中氮?dú)獾暮吭礁?,烴氣驅(qū)最小混相壓力越大,在氮?dú)夂颗c注入烴氣含量比為1.208 時(shí),注入烴氣在地層壓力下無(wú)法與原油形成混相。

    4.2 不同油品性質(zhì)影響

    混相驅(qū)效果一般取決于原油組成、壓力和溫度,實(shí)驗(yàn)樣品取自S86 井、T705 井和S90 井,包含研究區(qū)不同性質(zhì)油品,其中,S86 井和S90 井流體組分如表1所示,T705井油品屬于中質(zhì)原油,S86井和S90井油品屬于輕質(zhì)原油。

    表1 研究區(qū)部分井采出流體組分及含量%Table 1.Compositions and contents of produced fluids from 2 wells in the study area%

    擬組分劃分同T705 井,注入氣為油田伴生氣配制而成,其中,注入氣由85.00%的CH4和15.00%的C2H6組成,采用擬三元相圖法和細(xì)管組分模擬法計(jì)算T705井和S90井的最小混相壓力。

    利用擬三元相圖法計(jì)算,T705 井注入氣與地層原油最小混相壓力為57.35 MPa,S90井最小混相壓力為38.98 MPa(圖6);采用細(xì)管組分模擬方法計(jì)算,T705 井和S90 井地層原油與注入氣最小混相壓力分別為57.24 MPa和38.96 MPa(圖7)。

    圖6 不同油品性質(zhì)最小混相壓力計(jì)算三元相圖Fig.6.Ternary phase diagrams at the minimum miscible pressure for different oil properties

    圖7 不同油品性質(zhì)細(xì)管組分模擬最小混相壓力計(jì)算結(jié)果Fig.7.Results of the minimum miscible pressure calculation from slim tube composition simulation for different oil properties

    由計(jì)算結(jié)果可知,不同的油品性質(zhì)對(duì)烴氣混相驅(qū)影響很大,隨著油品中的輕組分含量的減少,原油與注入烴氣的最小混相壓力增大,T705 井油品為研究區(qū)重組分含量最高的油品,與注入烴氣的最小混相壓力為57.24 MPa 左右,說(shuō)明研究區(qū)多數(shù)區(qū)域原油可以與注入烴氣發(fā)生混相。由實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知,在混相實(shí)驗(yàn)后期隨著壓力增大,細(xì)管模型采收率趨于定值,并且原油中的重組分含量越高,最終采收率越低。注入烴氣與研究區(qū)原油發(fā)生混相,提取原油中的輕組分物質(zhì),原油組成中的輕組分物質(zhì)含量越高,越容易發(fā)生混相,最小混相壓力越小;原油中的重組分含量越高,最終采收率越低。

    5 結(jié)論

    (1)研究區(qū)烴氣混相驅(qū)具有良好的可行性。

    (2)非混相階段氮?dú)怛?qū)替效率低于烴氣驅(qū)替效率,混相驅(qū)階段前期注入的氮?dú)鈱?dǎo)致烴氣混相驅(qū)的最終采收率降低。

    (3)儲(chǔ)集層中氮?dú)夂吭礁撸瑹N氣驅(qū)的最小混相壓力越高,氮?dú)夂颗c注入烴氣含量比大于1.208,注入烴氣在地層中無(wú)法形成混相。

    (4)原油中的輕組分含量越低,原油與注入烴氣的最小混相壓力越大,烴氣混相驅(qū)最終采收率越低。

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