易挥发性原油定容衰竭非平衡相态研究

2015-12-28刘念秋孙雷周剑锋颜雪李华彦

重庆科技学院学报（自然科学版） 2015年6期

刘念秋孙雷周剑锋颜雪李华彦

(1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都 610500;2.塔里木油田公司天然气事业部，新疆库尔勒 841000;3.中石油华北油田分公司，河北任丘 062550)

易挥发性原油是一种以中间组分(C2-C6)为主的烃类混合物，这使挥发油藏的某些性质与凝析气藏比较相似［1］，同属特殊类型油藏。与普通黑油油藏不同，挥发油藏的储层流体组成和热动力学特性介于黑油和凝析气之间。挥发油藏的开采动态也和凝析气藏类似，溶解气油比高，气相中的大部分烃可在地面以液态形式收获。

1 非平衡相态分析

非平衡相态的定义是对某一个系统而言，当外部条件发生改变时，系统的平衡状态将会被打破，然而系统从一个平衡状态到下一个平衡状态并非瞬时完成，完成相态的转变需要一定时间，在平衡状态转变这段时间内系统就会处于非平衡状态。目前已有文献对凝析气藏的非平衡相态作了较深入的分析［2-4］。

在凝析气藏中，这种非平衡相态会导致反凝析液还来不及析出就被凝析气带出，凝析气中所含凝析液比平衡状态下更多，从而使得采出的凝析油采收率比平衡状态下的预计采收率更高。也有学者对挥发油的非平衡相态进行了研究［5］，但此方面研究仍相对较少。

2 易挥发性原油非平衡相态

2.1 定容衰竭实验

定容衰竭实验的目的是模拟凝析气藏衰竭式开采过程，了解开采动态，研究凝析气藏在衰竭式开采过程中气藏流体体积和井流物组成变化及不同衰竭压力下的采收率。但对于溶解气油比很高的强挥发性油藏流体，当油藏压力降至泡点压力以下，大量溶解气逸出。这种情况类似于凝析气藏的生产动态［6］，对于溶解气油比高的挥发性油藏也可以考虑通过定容衰竭实验来分析挥发性油藏开采过程流体的相态变化。

2.2 非平衡相态定容衰竭计算

为了研究易挥发性原油的非平衡相态，设计进行易挥发性原油非平衡相态定容衰竭实验。表1所示为实验油藏流体性质，表2所示为非平衡定容衰竭实验所得到的基本数据。将采出油、气相全折算为气相，得到非平衡定容衰竭实验折算后的累计采出体积:

式中:Vt—折算采出体积，L;

ng—产出气体物质的量，mol;

no—产出气油物质的量，mol;

qg— 实验产气体积，cm3;

qo— 实验产油体积，cm3;

ρos— 地面凝析油密度，g/cm3;

Mo— 地面凝析油分子量，g/mol。

2.3 平衡相态定容衰竭模拟计算

为了对比采出流体和剩余流体在非平衡定容衰竭过程与平衡定容衰竭过程中的差异，运用CMG数值模拟软件中的PVTi相态计算模块对流体进行平衡定容衰竭过程模拟计算。

表1 实验油藏流体性质

表2 非平衡定容衰竭实验数据

(1)步骤一。根据表1数据，通过式(2)计算实验流体物质的量n，通过式(3)计算在地层温度和泡点压力下1 mol地层流体占有的烃孔隙体积:

式中:n—实验流体物质的量，mol;

V—实验流体体积，cm3;

ρ—实验流体密度，g/cm3;

M—实验流体分子量，g/mol;

Vd—1mol地层流体占有的烃孔隙体积，cm3;

Zd—模拟泡点压力下计算的压缩因子;

Tfi—地层温度，℃;

R— 摩尔常数，取8.314(Pa·m3)/(k·mol);

Pd— 泡点压力，MPa。

(2)步骤二。通过平衡态定容衰竭计算得到衰竭k级压力下平衡气、液相的压缩因子(Zvk、ZLk)和摩尔分量(nvk、nLk)，计算出第k次定容衰竭压降时采出井流物的物质的量，由式(4)、(5)计算:

式中:ΔNpk—地层压力衰竭到第k级压力时采出的井流物物质的量，mol;

Zvk、ZLk—模拟得到第k次衰竭时的平衡气、液相的压缩因子;

nvk、nLk— 模拟得到第k次衰竭时的平衡气、液相的物质的量;

Npk—到第k-1次衰竭时的累计采出井流物物质的量，当k=1时，Np0=0;

pk—定容衰竭到第k次时的地层压力，MPa。

通过模拟也可知平衡态各级衰竭压力下的剩余油体积分数，结果见表3。

(3)步骤三。根据第k次定容衰竭压降时采出井流物的物质的量，由式(6)可以计算出衰竭至第k级压力时地层剩余油气体系的物质的量组成:

式中:zk—衰竭到第k级压力时剩余地层流体的摩尔分数，%;

z—原始井流物物质的量，mol;

(4)步骤四。将各级压力下得到的采出井流物模拟闪蒸至地面条件下，能得到各级压力下采出井流物经冷凝后的采出油物质的量nLj、分子量MLj和密度ρLi，从而计算出各级压力下采出井流物经冷凝后采出油在地面标况下的体积:

式中:VLj—模拟各级压力下采出井流物冷凝后的采出油地面标况体积，cm3;

nLj—1mol井流物在各级压力下采出井流物经冷凝后的采出油物质的量，mol;

MLj—各级压力下采出井流物经冷凝后液相分子量，g/mol;

ρLj—各级压力下采出井流物经冷凝后液相密度，g/cm3;

VL—模拟采出井流物经冷凝后采出油在地面标况下累计体积，cm3。

(5)步骤五。通过式(1)可将模拟采出油气相全折算为气相，得到模拟累计折算采出体积。表3所示为平衡定容衰竭实验模拟数据。

表3 平衡定容衰竭实验模拟数据

3 结果分析

随着压力的降低，剩余油体积逐渐缩小，平衡条件下的剩余油体积分数小于非平衡条件下的剩余油体积分数。图1所示为剩余油体积与衰竭压力关系曲线。由非平衡相态分析可知，当外界压力变化速度超过相变速度时，挥发性流体中的中间烃类组分还来不及挥发至气相而残留在剩余油液相之中，使得剩余油体积变化小，收缩率降低。图2所示为标况下累计产油体积与压力关系曲线。图3所示为累计折算采出体积与压力关系曲线。平衡条件下的累计产油体积大于非平衡条件下的累计产油体积，而平衡条件和非平衡条件下累计折算采出体积变化相差不是很大。可以认为非平衡条件下采出井流物组分较平衡条件下采出组分要轻，使得折算总体积偏大。图4所示为采出井流物气油比与压力关系曲线。非平衡条件下的采出气油比大于平衡条件下的采出气油比，从而可知非平衡条件下更容易使轻组分C1逸出，使采出井流物组分较轻。

图1 剩余油体积与衰竭压力关系曲线

图5所示为采出井流物C2-C6组成与压力关系曲线，图6所示为采出井流物C7+组成与压力关系曲线。平衡条件下采出井流物组分中C2-C6比非平衡条件下采出井流物组分中C2-C6高，非平衡条件下采出井流物组分中C7+比平衡条件下采出井流物组分中C7+低很多，这进一步说明非平衡条件下采出井流物组分较平衡条件下采出组分要轻。