应用数值模拟研究原油脱气后注气效果

O 郭平 赖文君

（西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室 四川 610500）

应用数值模拟研究原油脱气后注气效果

O 郭平 赖文君

（西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室 四川 610500）

近年来，采用注气方式开采低渗油藏成为有效的提高采收率的三次采油方法。注气驱主要分为混相驱和非混相驱。调研发现，许多学者已经针对混相驱和非混相驱进行了相应的研究，但在非混相驱中，对于低于饱和压力下注气的相关理论和实验研究很少。目前，室内注气实验均建立在饱和压力之上，而且实验周期较长，花费较大。为此，采用数值模拟方法在室内实验的基础上建立起对应的数值模拟模型，验证其正确性，进而模拟研究原油脱气下注气的效果。结果表明：利用数值模拟方法开展压力低于饱和压力下注气，结果可靠；原油脱气后注气驱油，其采收率随压力变化出现上翘趋势；压力仍是影响注气驱油采收率的一个关键性因素。此次研究补充和丰富了油藏注气研究的相关内容，为更好地开展油藏注气驱提供了理论指导。

数值模拟；原油脱气；注气

随着油藏的开发，低渗油藏所占比例增大，该类油藏的合理开发成为行业关注的焦点。目前，国内外普遍采用注气驱的方式开采该类油藏。注气驱替主要分为混相驱和非混相驱，针对二者的研究比比皆是，然而在非混相驱的研究中，主要集中于注气时地层压力高于原油饱和压力的情况，而针对低于饱和压力下注气的研究较少，几乎没有。然而随着开发和开采的不断深入，这一情况我们也必须考虑。此外，注气室内实验研究均是建立在高于饱和压力的条件下，而针对低于饱和压力下注气的实验方法还没有相应的指导标准，而且实验需要消耗大量时间和成本。因此需要采用其他方法进行研究。

细管实验主要用于确定原油与注入气的MMP（通过实验后绘制的采收率和驱替压力关系曲线确定）,另一方面，该实验也能够描述随压力变化原油采收率的变化。文中，笔者主要采用数值模拟的方法，结合相关细管实验数据，建立起一维细管实验模拟模型，并对已有的细管实验进行拟合，再在此基础上模拟从不同初始地层压力衰竭到不同设定地层压力情况下后注气驱油过程，计算对应原油采收率，进一步分析原油脱气后注气机理和效果。

一、室内细管实验测试

设定实验温度为地层温度85℃。根据《SY/T6573-2003最低混相压力细管实验测定法》利用先前配置和准备好的原油和注入气体开展细管实验，实验用细管参数。实验过程中，分别开展对应于5个不同的驱替压力下注入1.2倍孔隙体积注入气体时气驱油实验，获得相应的原油采收率。根据驱替压力与原油采收率曲线得到最小混相压力为26.65 MPa。

二、细管实验模拟

1.地层流体PVT拟合

运用斯伦贝谢（Schlumberger）公司的Eclipse-PVTi数值模拟模块对流体的相态进行模拟。采用该模块来模拟流体特征及性质，明确其流体组分相关变化，建立精确PVT拟合参数场。该参数场能够直接导入到后期建立的组分模型中，从而参与数值模拟计算。这次研究采用X井区的地层流体参数，对流体的组分进行劈分、组合，运用PR3状态方程，完成对地层原油饱和压力、单次闪蒸气油比、CCE、多级脱气实验和注气膨胀实验等结果的拟合。认为如果拟合值与实验值的相对误差小于3%，流体的PVT参数场拟合完成，且拟合结果可靠。

2.数值模型的建立与拟合

运用Eclipse E300组分模型结合上述细管实验的相关参数建立相应的一维细管实验数值模拟模型。模型设计为15011，共150个网格，每个网格的大小为：DX为10cm，DY和DZ均为0.317042cm。平均渗透率为21.157m2，平均孔隙度为39.25%。计算得到模型的孔隙体积为59.179cm3，而实验实际的孔隙体积59.21cm3，二者的相对误差为0.53%，说明建立的模拟模型可靠。在模型的初始端和末端均设置有一口井，对应实验的注入井与生产井，模拟实验过程中对应的流体的流入与流出。在地层温度下，模拟计算在5个不同驱替压力条件下注入1.2倍孔隙体积指定气体时分别对应的原油采收率，绘制出采收率与驱替压力的关系曲线，得到最小混相压力。当驱替压力为27.83MPa时曲线出现明显的转折，当驱替压力大于该压力后对应的采收率变化并不大，说明数值模拟得到该地层原油与注入气体的最小混相压力为27.83MPa。对比实验结果和模拟结果发现，模型预测的MMP和实验得到的MMP（26.65MPa）较为接近，相对误差为4.43%，可认为建立的细管实验模拟模型的模拟结果可靠，验证了模型的可靠性。

三、原油脱气后注气模拟

在上述模型基础上，分别针对初始地层压力为15MPa、22.64MPa、35MPa和40MPa开展直接注入一定量的注入气、衰竭到一定压力（30MPa、20MPa、15MPa、8 MPa、5MPa、4MPa、3MPa）后注入相同量的注入气，并得到各种情况下对应的原油采收率。分析结果发现，注气时的地层压力对原油的采收率影响较大，随着注气时的地层压力的变化原油采收率的变化主要分为三个阶段：

I阶段：注气时地层压力大于混相压力，此时为混相驱，原油采收率较大，并且随着压力的变化，原油采收率变化不大；

II阶段：注气时的地层压力大于饱和压力而小于混相压力，此时为非混相驱，随着压力的变化，原油采收率变化较大，近似为线性关系；

III阶段：注气时地层压力小于饱和压力，此时仍为非混相驱，随着压力的变化，原油采收率变化不大，相较于II阶段，曲线出现上翘的趋势。

针对不同的初始地层压力，上述三个阶段可能不会完全出现。当初始地层压力大于混相压力时，采用上述方法开展注气驱，会出现Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ阶段。当初始地层压力小于混相压力而大于饱和压力时，采用上述方法开展注气驱，只会出现Ⅱ、Ⅲ阶段。

以初始压力为40MPa为例进行深入分析，结果发现，衰竭生产过程中，随着地层压力降低，原油变轻。当降低到饱和压力以下时，原油开始脱气，越低于饱和压力，脱出的气越多，开始注气时，原油越重，但低于初始。高于饱和压力低于混相压力注气，气油比基本保持不变，直到气体突破，气油比迅速上升。相反，低于饱和压力注气，存在一部分脱出气，脱出气和注入气很快形成连续相，气体很快突破，表现出“高气油比”，同时，混有脱出气的注入气易溶于原油中，使原油变轻，易于流动。随着时间的推移，脱出气不断被采出，注入气和原油性质差异越来越大，不易溶于原油中，原油变重不易流动，气体连续性可能被破坏，表现出“低气油比” 因此，相较于II阶段，III阶段并非延续II阶段趋势，而表现出上翘的现象。此外，虽然III阶段采收率有一定的回升，但仍然低于II阶段，说明压力仍然是影响注气驱油采收率的关键因素。

四、结论

1.室内实验一般在压力大于饱和压力情况下开展，为考虑压力低于饱和压力情况，采用数值模拟方法建立对应室内实验模型可对压力低于饱和压力的情况开展研究。

2.采用衰竭后注气的思路，开展脱气后注气驱油细管实验模拟。模拟结果表明，同衰竭到高于饱和压力而低于混相压力的情况相比，二者虽同为非混相驱，但脱气后注气驱油的采收率随压力的变化趋势并未延续前者，而出现上翘。

3.地层压力仍为影响注气驱油采收率的关键因素。

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Research on the Gas Injection Effect After Crude Oil Deaeration by Using Numerical Simulation

Guo Ping, Lai Wenjun
（State Key Laboratory for‘Oil and Gas Geology and Exploitation’project, Southwest Petroleum University,Sichuan, 610500）

In recent years, the use of gas-injection way to exploit low oil-permeability reservoir become the effective tertiary oil recovery method to improve recovery efficiency exploitation.Gas-injection displacement consists of miscible-phase displacement and immiscible displacement. Research finds that many scholars have carried on corresponding research for miscible-phase displacement and immiscible displacement, but in the immiscible displacement, little relevant theoretical and experimental research about the gas injection under the saturation pressure.At present, the indoor gas injection experiment is taken on the basis of above saturation pressure, besides, the experiment period is longer and cost is larger.To this end, adopting the numerical simulation method, on the basis of indoor laboratory experiments, to build the corresponding numerical simulation model, verify its correctness, and then take simulation studies on the effect of gas injection in the condition of crude oil degassing. The results show that the result of the use of numerical simulation method to carry out gas injection with the pressure lower than the saturation pressure is reliable;The oil recovery rate of gas injection flooding after crude oil degassing presents upward trend with pressure changes; Pressure is still a key factor affecting gas injection flooding recovery rate .The study complements and enriches the relevant content of reservoir gas injection study, which provides theoretical guidance for reservoir gas injection flooding.

numerical simulation；crude oil deaeration；gas injection

T

A

郭平（1965～），男，西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，研究方向：油气相态、气田开发、油气藏工程、注气提高采收率等。赖文君（1990～），女，西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，研究方向：油气田开发。