不同气体注入对挥发油流体性质的影响

刘玉奎，郭肖，张弦，常鹏刚，王俊

（1.西南石油大学石油工程学院，四川成都610500；2.中国石油辽河油田分公司，辽宁盘锦124000；3.中国石油华北油田分公司，河北任丘062552；4.中国石化胜利石油管理局，山东东营257000）

不同气体注入对挥发油流体性质的影响

刘玉奎1，郭肖1，张弦2，常鹏刚3，王俊4

（1.西南石油大学石油工程学院，四川成都610500；2.中国石油辽河油田分公司，辽宁盘锦124000；3.中国石油华北油田分公司，河北任丘062552；4.中国石化胜利石油管理局，山东东营257000）

挥发性油藏在注气过程中的流体性质变化是决定注气效果以及确定注入气类型的主要因素。为此，以国内某典型挥发性油藏流体为例，在相态实验拟合的基础上通过注气膨胀实验对比了四种气体（CO2、N2、CH4、天然气）注入对挥发油流体性质的影响，同时为了验证注气膨胀实验结果的准确性，建立机理模型模拟了注入不同气体的开发效果。结果表明：在相同的注入气比例下，CO2对挥发油饱和压力基本没有影响，使体积膨胀和界面张力降低幅度最大，同时降黏效果也较好；CO2是挥发性油藏注气保压开发最理想的气体，若考虑到注CO2在气源获取和管材防腐等方面存在困难，则天然气是另一种可选择的经济有效的气体。

挥发油；注气膨胀实验；流体性质；数值模拟

国外挥发性油藏的发现始于20世纪40年代末50年代初，国外学者针对开发过程中存在的问题进行了大量实验室相态研究和动态模拟[1-3]，使挥发性油藏的开发水平不断提高。近年来国内也陆续发现挥发性油藏[4-7]，但对这类油藏的研究起步较晚。由于挥发油特殊的流体性质（高气油比、高体积系数、低密度、低黏度、高收缩性），其开采特征和开发方式不同于普通黑油油藏[8]，注气保压开发是挥发性油藏一种常用开发方式[9-10]，而注气过程中挥发油流体性质的变化是决定注气效果以及确定注入气类型的主要因素。

国内学者关于注气对挥发油相态影响的研究主要为氮气和烃类气对挥发油饱和压力和临界点的影响[11-12]，而关于CO2对挥发油相态影响的研究较少。本文在不考虑多孔介质对相态影响的条件下，假定注入气与挥发油在PVT筒中充分混合，利用气液两相平衡原理[13]，通过PVTi相态分析模块，在相态实验拟合的基础上通过注气膨胀实验全面分析了注入气类型（CO2、N2、CH4、天然气）及注入量对挥发油的饱和压力、膨胀系数、饱和黏度、界面张力等参数的影响。同时建立机理模型模拟了注入不同气体的开发效果，验证了注气膨胀实验结果的准确性，为挥发性油藏的注气驱机理研究提供理论依据。

1 流体参数及PVT相态拟合

某挥发性油藏井流物组分组成见表1，其中间烃C2–C6含量很高，为18.41%，符合典型挥发油的组分特征。油藏原始地层压力为45.9 MPa，地层温度为136.3℃，原始饱和压力为41.13 MPa，体积系数为2.9，原油相对密度为0.801 8，天然气相对密度为0.738，地层温度下单次脱气实验测得气油比为607.3 m3/m3，原油收缩率为65.65%。

表1 井流物组分摩尔组成数据Table 1 Well flow component molar composition data

对该挥发性油藏流体高压物性实验数据进行拟合，以保证注气膨胀实验中流体物性参数预测的精度。用Whitson方法将重组分C11+劈分为2个组分（C11-C22和C23+），并将所有组分归并为8个拟组分（表2）。

表2 拟组分摩尔组成数据Table 2 Pseudo-component molar composition data

地层温度下饱和压力计算值为41.35 MPa，相对误差为0.55%，地层温度下等组成膨胀实验和定容衰竭实验拟合结果分别见图1和图2。从图2可以看出，当实验压力由饱和压力41.1 MPa下降到36.8 MPa时，压力仅下降了4.3 MPa，液体饱和度由1降到0.63，降低了37%。说明对于挥发油来说压力一旦低于饱和压力会由于脱气导致体积急剧收缩，这正是挥发油的一个典型特征。

图1 等组成膨胀实验相对体积与压力关系拟合结果Fig.1 Equal composition relative volume and pressure of expansion experiment fitting results

图2 定容衰竭实验液体饱和度与压力关系拟合结果Fig.2 Constant volume depletion experiment liquid saturation and pressure fitting results

2 注气对挥发油流体性质的影响

在相态实验拟合的基础上，模拟了注气膨胀实验，在饱和压力下逐步把气体注入挥发油中，每次注入气体后加压以达到新的单相饱和状态，记录新的饱和压力，并测定饱和压力下流体的膨胀系数、黏度和界面张力。注入的气体分别是N2、CO2、CH4、天然气，天然气组分组成如表3所示。

表3 天然气组分摩尔组成Table 3 Mole data of natural gas

2.1 注气对饱和压力的影响

将不同气体按不同比例注入挥发油中流体饱和压力变化如图3所示。可以看出，除CO2外随注入气体比例增加，饱和压力均不断增大，且使饱和压力增加程度由大到小的气体分别为：N2＞CH4＞天然气。当注入5%mol N2时饱和压力就已经接近原始地层压力45.9 MPa，而注入10%mol CH4和15%mol天然气时饱和压力才接近原始地层压力，而注入CO2时饱和压力基本没有变化。这说明天然气中N2对挥发油饱和压力的影响比CH4对挥发油饱和压力的影响要大得多，而CO2对挥发油饱和压力基本没有影响，这也意味着CO2更易与该挥发油发生混相，而N2难以与该挥发油发生混相。

图3 不同注入气体对挥发油饱和压力影响Fig.3 Influence of different injected gas on saturation pressure of volatile oil

饱和压力是挥发油一个非常重要的相态参数，注入气体后饱和压力的升高一旦超过地层压力，挥发油中轻质组分以及中间烃组分就会不断转为气态，液相中重烃组分增加，原油黏度升高，流动性能变差，产量迅速下降。同时气油比急剧上升，原油体积迅速收缩，油层能量很快耗尽，对挥发性油藏的开发带来非常不利的影响。

2.2 注气对膨胀系数的影响

膨胀系数是指一定温度下注气后原油在饱和压力下的体积与同温度注气前原油在饱和压力下的体积之比，表示气体使原油膨胀的程度。

将不同气体按不同比例注入挥发油中流体膨胀系数变化如图4所示。可以看出，随注入气体比例增加，膨胀系数均不断增大，且使膨胀系数增加程度由大到小的气体分别为：CO2＞天然气＞CH4＞N2。当注入气体量为40%mol时，CO2、天然气、CH4、N2分别使膨胀系数增大为1.50、1.42、1.39、1.24，分别使体积膨胀了50%、42%、39%、24%。可见CO2对挥发油体积膨胀效果最明显，其次为天然气和CH4，N2效果最差。

图4 不同注入气体对挥发油膨胀系数影响Fig.4 Influence of different injected gas on expansion coefficient of volatile oil

体积膨胀增加了地层的弹性能量，有利于膨胀后的剩余油脱离地层水及岩石表面的束缚，从而降低残余油饱和度，提高采收率。体积膨胀越大，增油效果越明显[14]。

2.3 注气对饱和黏度的影响

将不同气体按不同比例注入挥发油中流体饱和黏度变化如图5所示。可以看出，随注入气体比例增加，饱和黏度均不断降低，且使饱和黏度降低程度由大到小的气体分别为：天然气＞CH4＞CO2＞N2。当注入气体量为40%mol时，天然气、CH4、CO2、N2分别使饱和黏度由0.176 mPa·s降为0.123 mPa·s、0.127 mPa·s、0.131 mPa·s、0.140 mPa·s，分别使黏度降低了30.1%、27.8%、25.6%、20.5%。可见天然气对挥发油的降黏效果最明显，其次为CH4和CO2，N2效果最差。黏度的降低可以有效提高油流度，降低流度比，减少粘性指进的影响，从而增大波及系数。

图5 不同注入气体对挥发油饱和黏度影响Fig.5 Influence of different injected gas on saturation viscosity of volatile oil

2.4 注气对界面张力的影响

将不同气体按不同比例注入挥发油中油气界面张力变化如图6所示。可以看出，随注入气体比例增加，在饱和压力处的油气界面张力均不断降低，其中N2使界面张力降低程度最小，CO2、CH4和天然气使界面张力降低程度基本一致。当注入气体量为40% mol时，CO2、CH4、天然气、N2分别使界面张力由0.1711 mN/m降为0.0013 mN/m、0.0025 mN/m、0.0033 mN/m、0.0147 mN/m，分别使界面张力降低了99.2%、98.5%、98.1%、91.4%。可见当注入量为40%mol时，注入CO2、CH4和天然气后油气界面张力已接近超低界面张力的上限0.001 mN/m，注N2后界面张力降低幅度也较大但距离超低界面张力的上限仍较远。界面张力越低越利于混相的形成，同时界面张力的降低可以明显改善地下原油的流动性，从而提高驱油效率。

图6 不同注入气体对挥发油界面张力影响Fig.6 Influence of different injected gas on boundary tension of volatile oil

2.5 实验结果讨论

综合比较四种气体对挥发油饱和压力、膨胀系数、饱和黏度和界面张力的影响，可以看出在相同的注入比例下CO2对饱和压力基本没有影响，使体积膨胀和界面张力降低幅度最大，同时降黏效果也较好。当CO2注入量为40%mol时，饱和压力基本没有变化，膨胀系数增大了50%，饱和黏度降低了25.6%，界面张力降低了99.2%。因此注CO2效果最好，其次为天然气和CH4，注N2的效果最差。

在实际的油田注气开采中，注入气与挥发油的混合受多种因素的影响，如多孔介质的非均质性、流体流动速度等，结果并非所有的注入气都与挥发油充分混合。因此预测的流体性质改变值与油藏中实际的改变值存在一定的差异，所以实际生产中注气对地下挥发油流体性质的影响程度还有待进一步研究[11]。

3 挥发性油藏注气数值模拟研究

3.1 机理模型的建立

为了验证注气膨胀实验结果的准确性，参考该挥发性油藏某井区实际地质条件，采用挥发油拟组分组成数据和相态实验拟合后得到的状态方程临界参数场，建立组分模型机理模型（图7），比较注入不同气体的开发效果。该模型网格数为60×60×9，按五点井网布9口采油井，4口注气井，评价时间为15年，模型基本参数见表4。

表4 模型基本参数Table 4 Basic parameters of model

图7 机理模型示意图Fig.7 Mechanism model

3.2 注气效果比较

开发初期同步注气，保持相同的采油速度2.36%，注入气体分别为CO2、天然气和N2，设计四个注入速度：0.015 HCPV/a、0.02 HCPV/a、0.025 HCPV/a、0.03 HCPV/a。同时为延缓气窜的发生，所有生产井打开储集层下部1/3，所有注气井打开储层上部1/3，即在油层上部注气，下部采油，模拟计算指标如图8。

在2.36%的采油速度下，衰竭式开发（仅9口采油井生产）的采出程度仅有18.25%。由图8可以看出，注气保压开发效果远好于衰竭式开发效果，其中注CO2效果最好，其次为天然气，N2效果最差，该结果与注气膨胀实验结果相对应，同时也验证了注气膨胀实验结果的准确性。

图8 不同注入气体开发15年末采出程度对比Fig.8 Recovery degree at the end of 15 years with different injected gas

当CO2注入速度为0.02 HCPV/a时，采出程度达到35%，再增大注入速度，采出程度不再增大；当天然气注入速度达到0.03 HCPV/a时，其效果与注CO2效果相当；当N2注入速度为0.03 HCPV/a时，采出程度仅有29%，远远低于注CO2和天然气的采出程度。

结合注气膨胀实验结果和机理模型注气模拟结果，认为CO2是挥发性油藏注气开发最为理想的气体，另外注天然气也可以达到和注CO2同样的效果，只是需要更大的注气速度和更多的注入量，而注N2的开发效果不好。若考虑到注CO2在气源获取和管材防腐等方面存在困难，则天然气是挥发性油藏注气开发另一种可选择的经济有效的气体。

4 结论

1）注CO2对挥发油饱和压力基本没有影响，而N2、CH4、天然气均使饱和压力增大，其中N2的增大程度最大，饱和压力的升高一旦超过地层压力会对挥发性油藏的开发带来非常不利的影响。

2）四种气体均使挥发油膨胀系数增大，饱和黏度和界面张力降低，其中体积膨胀最明显的是CO2，降黏效果最好的是天然气，N2对界面张力降低程度最小，而CO2、CH4和天然气对界面张力降低程度基本一致。

3）注气膨胀实验结果和机理模型注气模拟结果共同表明,CO2是挥发性油藏注气开发的理想气体，若考虑到注CO2在气源获取和管材防腐等方面存在困难，则天然气是另一种可选择的经济有效的气体。

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（编辑：严骏）

Effects of different injected gas on properties of volatile oil

Liu Yukui1,Guo Xiao1,Zhang Xian2,Chang Penggang3and Wang Jun4
(1.College of Petroleum Engineering,Southwest Petroleum University,Chengdu,Sichuan 610500,China;2.Liaohe Oilfield Company,PetroChina,Panjin,Liaoning 124000,China;3.Huabei Oilfield Company,PetroChina,Renqiu,Hebei 062552,China; 4.Shengli Petroleum Administration Bureau,SINOPEC,Dongying,Shandong 257000,China)

∶The major factor determining gas injection effects and the type of injected gas is the variation of volatile oil properties during the process of injecting gas into a volatile oil reservoir.By use of the fluid from a typical inland volatile oil reservoir,four gas⁃es including CO2,N2,CH4and natural gas are injected into the volatile oil separately by means of swelling experiments after phase behavior experiments are well-fitted.The comparison of the effects of the four gases on the volatile oil properties has been studied. And in order to verify the accuracy of the swelling experiments,a mechanism model is created to simulate the development effect of injecting different gases into the reservoir.The results show that CO2has no effect on the saturation pressure of the volatile oil un⁃der the same injecting rate.At the same time,the degree of volume expansion and interfacial tension reduction is largest when in⁃jecting CO2into the oil and it reduces the viscosity to a certain extent.CO2is the ideal gas for the volatile oil reservoir in the pro⁃cess of gas injection.While considering the difficulties of CO2source accession and pipe anticorrosion,natural gas is a substitute gas which is economical and effective.

∶volatile oil,swelling experiment,fluid property,numerical simulation

TE311

A

2014-12-23。

刘玉奎（1988—），男，在读硕士研究生，油气田开发。

国家科技重大专项“高压水侵气田高效开发机理及高压气井压力系统监测方法”（2011ZX05015-002）。