地层水对凝析气藏注CO2相态的影响

汤　勇　陈淑曲　孙　雷　王　彬　王　军

1.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室•西南石油大学 2.西南石油大学石油与天然气工程学院

地层水对凝析气藏注CO2相态的影响

汤勇1陈淑曲1孙雷1王彬1王军2

1.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室•西南石油大学 2.西南石油大学石油与天然气工程学院

汤勇等. 地层水对凝析气藏注CO2相态的影响. 天然气工业, 2016,36(5):51-57.

常规的凝析气藏衰竭开发和注CO2开发研究中均忽略了地层水的影响，这与真实情况存在偏差，有可能导致研究结果的不确定性加大。为此，基于CO2—烃—水相平衡热力学模型，以一个实际近临界凝析气藏为例，通过相态模拟研究了地层水存在对凝析气藏反凝析相态特征和注CO2相态的影响规律；计算了考虑地层水存在的凝析气定容衰竭反凝析液饱和度和剩余流体组成，以及注CO2过程中凝析油气相体积分数和CO2在凝析油气相中体积分数的变化规律。结果表明：①考虑地层水时定容衰竭的反凝析油饱和度更大，剩余流体重组分含量更高；②近临界凝析气藏压力衰竭过程中，由凝析气转变为挥发油的相变发生得更早；③在注CO2过程中，地层水的存在使得CO2对凝析油的反蒸发作用降低；④考虑地层水存在时凝析油相体积分数高约14%，CO2在凝析油中溶解量比不考虑地层水大6%，CO2含量高和压力较高时差异更明显，同时，地层水的存在也增强了CO2的溶解封存能力。该研究成果对凝析气藏注CO2提高采收率和温室气体CO2埋存评价具有指导意义。

凝析气藏 近临界流体 地层水 反凝析 注CO2相变 热力学模型 提高凝析油采收率

NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 5, pp.51-57,5/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

CO2地质埋存与提高采收率相结合是现阶段世界各国实现温室气体减排既经济又有效的技术措施之一[1-3]。枯竭油气藏对CO2的埋存潜力巨大[1]，而凝析气藏由于其自身的特殊性正在成为CO2埋存的重要靶点。对于衰竭开发的凝析气藏，当地层压力低于露点压力以后会有反凝析油出现，附着在岩石孔隙表面，由于其饱和度达不到临界流动而滞留在地下，导致凝析油采收率大大降低。注气开发是提高凝析油采收率的重要方法之一[4-5]。CO2由于与烃类体系达到混相的压力较低[6-7]，且CO2在原油中的溶解和抽提烃类物质能力强，使得在注气开发中具优势[8]。由此，凝析气藏注CO2提高凝析油和天然气采收率，同时实现温室气体CO2埋存已经成为目前石油行业和环保研究的热点[9-12]。

开发后期凝析气藏是一个凝析油—气—地层水三相共存体系，高温高压条件下烃水互溶加大。而现有的凝析气藏注CO2研究中往往忽略了地层水对相态的影响[10-12]。前人研究发现地层水对高温高压凝析气藏相态影响较大[13-14]。气态水的存在使凝析气体系露点压力降低，重质烃更多地发生反凝析；忽略气相水蒸气的凝析气藏物质平衡方程计算的凝析气藏储量偏大，误差可大于5%[15]。另外，研究发现地层水存在对油藏注CO2驱过程也存在影响[16]，考虑CO2溶解时原油采出程度略低，CO2突破时间推迟，含水饱和度越高，影响程度越大。同时，在CO2驱替CH4提高天然气采收率研究也发现地层水存在会得到更高的采收率[17]；CO2注入盐水层中研究显示地层水存在产生的毛细管束缚对CO2地质埋存影响较大[18]。目前有关地层水存在对凝析气藏注CO2相态影响的研究较少，认识上存在一定的不确定性[19]。

为此，笔者开展了地层水存在对凝析气藏衰竭开发和注CO2开发的影响研究。以国内某近临界凝析气藏为例，基于CO2—烃—水相平衡热力学模型，模拟计算了凝析气藏衰竭开发过程中地层水对反凝析油饱和度大小，剩余流体组成和近临界凝析气藏相态反转的影响。同时在CO2注入过程中，通过考虑水组分的闪蒸模拟计算，分析了考虑地层水时油气相体积分数和油气中CO2含量的变化。

1　CO2—烃—水相平衡热力学理论模型

对于一个CO2—烃—水体系，取1 mol的质量数作为分析单元，当体系处于气、液、液三相相平衡时，其满足的平衡方程[20]为：

其中

遵循的物质平衡方程为：

三相闪蒸计算对应于求解2Nc+3非线性方程组的2Nc+3主要未知数Kiv、Kiw、F1、Fv和Fw。各相摩尔分数被作为因变量。即

上式中Kiv、Kiw分别表示组分i在气相与液烃相、水与液烃相之间的平衡常数；iV、iL、iW分别表示组分i在气相、液烃相和水相中的逸度系数；xiV、xiL和xiW分别表示组分i在气相、液烃相和水相中的摩尔分数；Nc表示组分数；F1、Fv和Fw分别表示平衡时液烃相、气相和水相的摩尔分数；zi表示油气水体系中组分i的总的摩尔分数。

结合Peng－Robinson状态方程，方程组式（1）～（8）可以通过Nghiem和Li[21]提出的拟牛顿连续替代法求解。CO2以及烃类组分在水中的溶解度利用Henry定律[22]求解。

2　地层水对反凝析的影响

以一个实际凝析气藏PVT相态实验数据为基础，通过相平衡热力学模型对凝析气藏定容衰竭过程进行了模拟，计算了考虑水组分和不考虑水组分的反凝析液量，并在此基础上计算了不同衰竭压力下地层剩余流体的组成及反凝析特征。实例凝析气组成如表1所示。该凝析气藏原始地层压力和温度分别为25.5 MPa和132.4 ℃，凝析油密度为0.724 4 g/cm3，气油比为869 m3/m3，露点压力为24.48 MPa。该凝析气流体中C1含量为57.07%，C2～C6含量为25.66%，C7+含量为11.41%，属于低气油比高含中间烃组分的近临界态凝析气藏。模拟计算的考虑地层水时凝析气中气态水摩尔含量为3.24%（表1）。

表1　含水和不含水凝析气样摩尔组成表

图1反映了定容衰竭过程中含水与不含水凝析气反凝析液量变化。由图1可见，考虑地层水比不考虑地层水在相同衰竭压力下所得反凝析液量更大，说明凝析气中气态水的存在使得重质烃类组分更易凝析出来。

图1　考虑与不考虑地层水反凝析液量对比图

模拟计算了温度132.4 ℃下考虑地层水和不考虑地层水存在的压力由24.48 MPa降至8 MPa时的定容衰竭过程，得到不同衰竭压力下的剩余地层流体组成如表2和表3所示。由表2、3可见，在相同压力下，考虑地层水时地层流体C7+含量更高，5 MPa时考虑地层水C7+含量比不考虑地层水高7%，说明衰竭开采后剩下的流体重组分更多，反凝析更严重。

表2　不考虑地层水时定容衰竭实验不同压力下剩余地层流体摩尔组成表

通过不同衰竭压力下地层剩余凝析油气流体组成，分别模拟计算了考虑与不考虑地层水时的反凝析特征，模拟结果如图2所示。由图2可见，在较高压力下，地层流体表现为凝析气相态特征，液相体积较小，反凝析液相饱和度随着压力降低先增加后降低，显示为反凝析特征；在低压（达到17 MPa）时，地层流体表现为挥发油的特征，随着压力降低，液相体积减小，显示为挥发特征。对于近临界烃类流体的这一特殊相变行为，Novosad[23]在其研究中提到，对于一个临界组分，凝析气转变为油再由油转变为气的相变过程不可避免。

表3　考虑地层水时定容衰竭实验不同压力下剩余地层流体摩尔组成表

对比图2-a和图2-b可见，考虑地层水影响时，其压力由22 MPa降至20 MPa时，地层流体开始由凝析气转变为挥发油。而未考虑地层水存在时，这一转变发生在20～17 MPa之间，说明气态凝析水的存在使凝析油气体系倾向于重质化。由此可见：考虑地层水存在时，近临界凝析气藏流体在恒温降压的过程中，凝析气向挥发油的相转变发生得更早。

图2　不同衰竭压力级下地层流体反凝析液量随压力的变化图

3　地层水对CO2反蒸发凝析油的影响

利用相平衡闪蒸模型[22]模拟计算了考虑与不考虑地层水时，CO2含量和压力对凝析气体系在某压力温度下达到平衡时的油气相体积分数、CO2在油气相中含量的影响，从而分析地层水存在对CO2反蒸发抽提凝析油的影响。

模拟计算的CO2—烃—水体系组成如表4所示，CO2注入量分别为0.2 HCPV（烃孔隙体积）、0.4 HCPV、0.6 HCPV和0.8 HCPV。图3为不同CO2含量体系在17 MPa和132.4℃下闪蒸平衡后凝析油相和凝析气相的体积分数（占烃类体积）。由图3可见，随着CO2含量的增加，凝析油相体积减小，凝析气相体积增加，且CO2含量由0.2 HCPV增至0.4 HCPV时，凝析油含量大幅度降低，当CO2含量继续增加时，凝析油饱和度降低幅度越来越小。在相同的CO2含量情况下，考虑地层水的凝析油相体积比不考虑地层水高约14%，说明水的存在使得CO2对凝析油反蒸发的作用降低。

表4　模拟计算样品摩尔组成表

图3　考虑与不考虑地层水凝析油、气相体积分数与CO2注入量关系图

图4所示为不同CO2含量体系在17 MPa和132.4 ℃下闪蒸后，CO2在凝析油气相中的体积分数。由图4可见，随着CO2含量的增加，CO2在凝析油相中的体积分数先增加后降低，在凝析气相中的体积分数不断增加。当CO2含量为0.4 HCPV时，CO2在凝析油相中的体积分数最大，表明当CO2在凝析油相中溶解量达到一定值之后将趋于饱和。在相同CO2含量下，考虑地层水比不考虑地层水时CO2在凝析油相中的体积分数更大，CO2在凝析气相中的体积分数更小；且随着CO2含量增加，这种差异逐渐增大，两者相差6%～9%。这是由于随着CO2含量增加，CO2在地层水中的溶解量增加所致。

图4　考虑与不考虑地层水CO2在凝析油、气相中的体积分数与CO2注入量关系图

利用表4中样品3所代表的含水凝析气体系计算了不同压力下CO2对凝析油的反蒸发作用。图5所示为CO2注入量为0.6 HCPV时的含水凝析气在不同压力下的凝析油气相体积分数（占烃类体积）。由图5可见，在较高压力时，考虑地层水比不考虑地层水凝析油含量偏大。这说明当考虑地层水存在时，一部分CO2会溶解在地层水中，相同CO2注入量时对凝析油产生抽提作用的CO2量降低，这样反凝析油饱和度相对更高。压力越高，CO2在水中溶解加大，影响更显著。

图5　不同压力下考虑与不考虑地层水地层中凝析油、气相体积分数图

图6所示为不同压力下，CO2在凝析油和凝析气中的体积分数。由图6可见，压力较高时，考虑地层水时CO2在凝析油中的含量大于不考虑地层水的情况，低压力时相差较小。综合图3和图5可知，考虑地层水凝析油饱和度比不考虑地层水时高14%～16%，地层水的存在使得CO2对凝析油的反蒸发作用降低。结合图4和图6可知，考虑地层水时，相同CO2含量和地层压力下，由于凝析油饱和度更大，其溶解的CO2量因此更多，CO2在气相中体积分数更小，即考虑地层水存在增强了CO2的溶解埋存机制。

图6　不同压力下考虑与不考虑地层水CO2在凝析油、气中的体积分数图

4　结论

1）考虑地层水存在时，凝析气藏反凝析作用更强，反凝析油饱和度更大，油中重组分含量更高。对于近临界凝析气藏，在等温降压的过程中，由凝析气向挥发油转变将更早发生。

2）地层水的存在使得注入CO2对凝析油的反蒸发作用降低。

3）地层水存在使得CO2在凝析油中溶解量更大，增强了温室气体CO2的溶解封存机制。

4）研究显示地层水对凝析气藏注CO2提高采收率及埋存的影响不可忽视，相关的方案设计和实验研究中需要考虑地层水存在对相态和采收率的影响。

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(修改回稿日期 2016-03-05编 辑 韩晓渝)

环境保护部核准两个煤制气项目

近日，环境保护部公布了核准苏新能源和丰有限公司年产40×108m3煤制天然气项目环境影响报告书的批复通知，基本同意了该项目的建设并提出了一些环保方面的要求。另外，环保部还于同日公布了核准内蒙古北控京泰能源发展有限公司年产40×108m3煤制天然气项目环境影响报告书的批复通知。

虽然煤制气项目现阶段发展迅速，但不能忽视的是，煤制气项目本身对当地的水资源及空气存在着潜在的污染风险，而且投入产出比受到质疑，另外煤制气是否属于清洁环保能源也仍有待讨论。分析认为，“十三五”期间，在中央大力推动供给侧改革的背景下，推动产业结构的调整升级，提高资源的利用效率、重视环境保护、严把部分行业的准入门槛成为了国家的主抓方向。具体到煤制气行业来说，也应跟随国家发展的步伐，订立更高的行业标准，重视环保、严控准入及审批机制，从而保证煤制气行业在更高层次上健康、良性地发展。

（天工 摘编自搜狐网）

Impacts of formation water on the phase behavior of CO2injected into gas condensate reservoirs

Tang Yong1, Chen Shuqu1, Sun Lei1, Wang Bin1, Wang Jun2
(1. State Key Laboratory of Oil & Gas Reservoir Geology and Exploitation, Southwest Petroleum University, Chengdu, Sichuan 610500, China; 2. School of Petroleum and Gas Engineering, Southwest Petroleum University, Chengdu, Sichuan 610500, China)

The impacts of formation water are generally ignored when gas condensate reservoirs are developed by means of conventional depletion and CO2injection, but this is not exactly the actual situations, possibly making the research results more uncertain. In this paper, a real near-critical gas condensate reservoir was taken as an example for study. Based on the CO2–hydrocarbon–water phase equilibrium thermodynamic model, the impacts of formation water on retrograde condensation phase characteristics and phase behavior of CO2injected into gas condensate reservoirs were analyzed by means of phase simulation. The compositions of the remaining fluid and the retrograde condensate saturation of the constant volume depletion were calculated by taking such impacts into consideration. Besides, volume fraction of condensate oil/gas phase during CO2injection and the volume fraction changes of CO2in the condensate oil/gas phase were studied. It is indicated that the content of heavy constituents in remaining fluid and the retrograde condensate saturation of constant volume depletion are higher when the impacts of formation water are taken into account. During the pressure depletion of near-critical gas condensate reservoirs, the phase transition from gas condensate to volatile oil occurs earlier. In the process of CO2injection, the retrograde evaporation of CO2on condensate oil is weakened due to the presence of formation water. If the impacts of formation are considered, the volume fraction of condensate oil is 14% higher and the amount of CO2dissolved in the condensate oil increases by 6%. The difference is larger with the increase of pressure and CO2content. It is revealed that the dissolution and sequestration capacity of CO2is enhanced due to the presence of formation water. These research results play a guiding role in evaluating the CO2injection for enhancing the recovery of gas condensate reservoirs and CO2(greenhouse gas) sequestration.

Gas condensate reservoir; Near-critical fluid; Formation water; Retrograde condensation; CO2injection; Phase transition; Thermodynamic model; Enhancement of condensate oil recovery

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.05.007

国家自然科学基金项目“废弃气藏CO2地质封存机制及运移规律研究”（编号： 51274173）、四川省教育厅创新团队计划项目“温室气体二氧化碳埋存与资源化利用”（编号：16TD0010）、西南石油大学第二届“中青年骨干教师”培养计划资助项目。

汤勇，1975年生，教授，博士，主要从事油气相态理论及测试、气田及凝析气田开发、注气提高采收率、CO2地质埋存方面的研究工作。地址：（610500）四川省成都市新都区新都大道8号。电话：13084410503。ORCID:0000-0002-2750-2225。E-mail: tangyong2004@126.com