利用高碳气运移驱替开发高烃气的机理研究及效果预测*

高 达 马勇新 米洪刚 刘鹏超 欧志鹏 陈建华

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东湛江 524057)

南海西部海域莺歌海盆地东方与乐东气田群泥底辟构造发育，导致壳源CO2由沉积盖层深处向浅部运移[1]，纵向上部分区块及层位的CO2富集，形成高含CO2气藏(以下简称“高碳气藏”)。高碳气藏开发的经济价值较低，而且生产的CO2还需脱碳分离后放空排放，增加开发成本并且不利于环保[2]，因此这类高碳气藏储量动用程度较低，地层压力仍较高；而高烃气藏目前采出程度已较高，地层压力已大幅下降。马勇新 等[3]提出了“油气人工运移”方法及将该方法用于开发利用高碳气藏的思路，即通过钻人工运移井建立高碳气藏与已开发高烃气藏之间的运移通道，依靠层间压力差将高含CO2气(以下简称“高碳气”)运移注入到高烃气藏，提高高烃气藏开发效果以及间接开发利用高碳气藏，但未说明该方法的开发机理及开发效果。本文在前人研究的基础上，通过室内实验和数值模拟，深入研究并明确了高碳气藏运移驱替开发高烃气藏的两大主要机理：一是高碳气驱替高烃气至生产井采出(类似于自流注水[4-5])，即驱替提高采收率机理；二是由于地层束缚水对CO2的溶解度远大于烃类气体[6-7]，地层束缚水可溶解吸收部分高碳气中的CO2，改善高碳气品质，即溶解吸收改质机理。在机理研究基础上，通过对先导试验区开发方案效果模拟,综合分析了高碳气运移驱替开发高烃气的开发效果。

1 方法可行性室内实验

为验证高碳气运移驱替开发高烃气方法的驱替提高采收率机理及溶解吸收改质机理，开展了以下室内实验研究：①长岩心驱替实验，测试用CO2气体驱替长岩心中CH4气体的驱替效果，模拟高碳气驱替高烃气提高采收率可行性机理及效果；②溶解吸收改质实验，将高碳气注入到已溶解高烃气至饱和状态的水溶液中，测试烃组分与CO2组分的变化，模拟地层水对高碳气的溶解吸收改质可行性机理及效果。

1.1 长岩心驱替实验

1) 实验材料。

由渗透率不等的天然短岩心拼接而成的长岩心，气测渗透率为8.9 mD，原始饱和气体为高纯CH4(浓度>99.99%，代表高烃气)；驱替用注入气体为高纯CO2(浓度>99.99%，代表高碳气)。

2) 实验仪器。

主要包括高压驱替泵、恒温箱、长岩心夹持器、气体流量计、气相色谱仪等。

3) 实验步骤。

将长岩心夹持器放入恒温箱(长岩心水平放置)，并设定温度为80 ℃(模拟地层温度)，清洗，吹干、抽真空；用纯CH4驱替长岩心以饱和纯CH4气体；连接纯CO2中间容器，进行驱替实验，回压设置为14 MPa(模拟地层压力)，每隔0.1 PV记录气量，同时进行气相色谱分析，记录产出气中CO2和CH4浓度，当产出气中CO2含量接近100%时，停止驱替。

4) 实验结果。

设计驱替速度分别为0.1、0.2、0.4 mL/min，各驱替速度下采出端CO2摩尔浓度变化情况见图1，可以看出：注入 CO20.6～0.8 PV时，CO2开始突破采出端，之后含量快速上升；驱替速度越小，CO2突破时的PV数越小，主要原因是受气体扩散作用影响，即驱替速度越小，气体扩散作用时效越长，因此在后续数值模拟研究中也考虑了气体扩散。图2为通过采出端CO2摩尔浓度变化计算出的CH4采出程度变化情况，可以看出：注入 CO21 PV时，CH4采出程度已达到91.3%～94.0%，驱替效果非常好；注入 CO21.2 PV以上时，采收率达到93.8%～95.0%，接近100%，此时采出端CO2浓度已接近100%(图1)，主要原因是CO2和CH4都为气体，黏度差异很小，波及系数和驱替效率都接近100%。通过该室内实验，有效地验证了高碳气驱替高烃气，提高高烃气采收率的可行性及效果。

图1 长岩心驱替实验采出端CO2含量变化情况Fig.1 CO2 concentration at the production of the long core displacement experiments

图2 长岩心驱替实验CH4采出程度变化情况Fig.2 Recovery of CH4 of the long core displacement experiments

1.2 溶解吸收改质实验

1) 实验材料。

参照南海西部海域莺歌海盆地东方M气田Ⅱ气组高烃气藏天然气组分和Ⅲ气组高碳气藏天然气组分，配制天然气样品(表1，实际气藏含有部分N2气体)，参照气田实际地层水配制实验用地层水。

2) 实验仪器。

主要包括高温高压反应釜、高压驱替泵、气体计量计、气相色谱仪等。

3) 实验步骤。

设定实验温度80 ℃(模拟地层温度)，在高温高压反应釜中配制充分溶解至饱和的Ⅱ气组高烃气水溶液；将Ⅲ气组高碳气注入到高温高压反应釜饱和水溶液中，充分溶解后测试未溶解气的组成。

表1 实验模拟气体组成及溶解吸收改质实验结果Table 1 Gas composition of experimental simulation and dissolution absorption modification test results

4) 实验结果。

压力14 MPa下的实验结果见表1，可以看出：高碳气注入饱和高烃气水溶液后，未溶解气中CO2摩尔含量从67.6%下降为30.1%，CH4摩尔含量从27.5%上升至56.9%，起到了较显著的改质效果。分析认为，高碳气注入到高烃气水溶液中，原有的溶解平衡被打破，CO2在气相中的浓度大幅度升高，分压值大幅度增加，CO2在水中的溶解度随着分压值升高而增大，且CO2在水中的溶解度较高，因此高碳气中大部分CO2会溶解于水中，从而降低了高碳气中的CO2含量；CH4在气相中的浓度降低，分压值降低，水溶液中部分溶解的CH4会脱出至气相中，由于高碳气中CO2气体的大量溶解以及水溶液中部分CH4气体的脱出，未溶解气组成中CO2含量降低、CH4含量提高，提高了高碳气的天然气品质。实验模拟了在14、12、10、8、5、3 MPa等不同压力下高碳气注入高烃气水溶液的情况，不同压力下溶解吸收改质实验未溶解气组成见图3。从图3可以看出，压力越高，未溶解气组成中CO2摩尔含量下降量越大，CO2被溶解净化的程度越高，主要原因是压力越高，地层束缚水可溶解吸收的CO2量越多。通过该室内实验，有效地验证了高烃气藏地层束缚水溶解吸收高碳气中CO2，改质高碳气的可行性及效果。

图3 不同压力下溶解吸收改质实验未溶解气组成Fig.3 Composition of undissolved gas of dissolution absorption modification test under different pressures

2 开发效果数值模拟

为进一步验证和模拟高碳气运移驱替开发高烃气方法的可行性机理及效果，利用油藏数值模拟软件Eclipse中可模拟多组分气体的E300组分模型以及可模拟CH4与CO2等气体在水相中溶解度的GASWAT模块，以东方M气田Ⅱ气组高烃气藏和Ⅲ气组高碳气藏为参照，建立了高碳气藏驱替高烃气藏数值模拟概念模型(图4)。该模型设置上下两套气层，下层模拟Ⅲ气组高碳气藏(红色表示高碳气)，上层模拟Ⅱ气组高烃气藏(蓝色表示高烃气)，储层孔隙度为24%，渗透率为20 mD，束缚水饱和度为50%，原始地层压力为14 MPa；模型中设置1口生产井单采上层高烃气层，设置1口运移通道井同时射开上下两套气层。E300组分模型中GASWAT模块主要基于改进的PR状态方程[8]，利用气-水相平衡计算气体在地层水中的溶解度，模型建立过程中通过调整模型参数拟合室内实验测得的CH4、CO2组分的溶解气水比，拟合后与实验值基本吻合(图5)，为模拟溶解吸收改质效果奠定了基础。模拟过程中运移通道井不配产，在模型中利用上下气层之间的压差，在井筒内形成窜流，模拟下气层高碳气运移注入上气层高烃气藏。

图4 高碳气驱替高烃气数值模拟概念模型示意图Fig.4 Schematic diagram of numerical simulation model of high CO2 gas displacing high CH4 gas

图5 CH4与CO2组分溶解气水比拟合效果Fig.5 Fitting effect of dissolved gas-water ratio of CH4 and CO2 components dissolved in water

基于概念模型，模拟了高碳气运移驱替开发高烃气的驱替效果及地层束缚水对高碳气中CO2组分的溶解吸收改质作用。在高碳气驱替开发前，高烃气藏气相中CO2含量及地层束缚水中的CO2溶解量均非常低；高碳气注入后，初期运移通道井眼处气相中的CO2含量大幅增加(图6a)，高碳气已经注入至高烃气藏，运移通道井眼附近的地层束缚水中CO2溶解量也大幅增加(图7a)；随着驱替的进行，高碳气波及范围逐渐扩大(图6b)，波及区域的地层束缚水中CO2溶解量大幅增加(图7b)；驱替末期，高碳气波及范围基本不再扩大(波及范围与井网有关)，运移通道井与生产井之间高烃气基本都被置换为高碳气(图6c，红色网格表示被置换为高碳气)，与长岩心驱替实验结果互为验证，但由于衰竭式开采造成地层压力整体下降，开发末期束缚水中CO2溶解量会比中期略有下降(图7c)。由此可见，通过数值模拟概念模型模拟了高碳气驱替置换高烃气，提高了高烃气采收率，且波及区域的地层束缚水溶解吸收了部分CO2，起到了溶解吸收CO2改善高碳气品质的作用。

图6 高碳气驱替高烃气波及范围及气相中CO2浓度模拟图Fig.6 Sweep region of high CH4 gas displacd by high CO2 gas and CO2 concentration in the gas phase

图7 高碳气驱替高烃气地层束缚水中CO2溶解量模拟图Fig.7 Concentration of CO2 dissolved in the irreducible water in the sweep region of high CH4 gas displacd by high CO2 gas

3 先导试验效果预测

通过对南海西部海域莺歌海盆地东方与乐东气田群多个区块进行筛选，优选纵向上叠合性好的东方M气田Ⅲ气组南区与Ⅱ气组西南区开展先导试验方案设计。东方M气田Ⅲ气组南区为高碳气藏，由于尚未开发动用，目前地层压力仍为原始地层压力(约14 MPa)；Ⅱ气组西南区为高烃气藏，多口开发井在生产，目前地层压力约5 MPa。先导试验方案设计部署1口运移通道井A3H1井，主要受效井为现有生产井A1H与A2H井(图8);运移通道井A3H1井定向井段斜穿Ⅱ气组，水平井段部署在Ⅲ气组，同时射开Ⅱ气组和Ⅲ气组，利用Ⅲ气组与Ⅱ气组的压力差在井筒内形成窜流，将Ⅲ气组高碳气引入Ⅱ气组西南区高烃气藏进行驱替开发(蓝色为高烃气，红色为高碳气)。

图8 先导区高碳气驱替高烃气平面波及效果Fig.8 Areal sweep efficiency of pilot test of high CO2 displace high CH4

油藏数值模拟初期Ⅲ气组与Ⅱ气组之间的压力差约9 MPa，运移通道井初期从Ⅲ气组向Ⅱ气组注入高碳气量约33×104m3/d，预测生产4a后高碳气前缘突破至生产井A1H井，A1H井产出气组分中CO2含量逐渐升高(图9)。模拟开发结束时，A3H1井累计向Ⅱ气组注入高碳气7.2×108m3，与不进行高碳气注入开发的基础方案相比(均模拟开采18 a)，Ⅱ气组西南区生产井累计增产气量5.2×108m3，其中由于驱替作用多采出Ⅱ气组高烃气约3.4×108m3，比基础方案提高采收率约11%，Ⅱ气组西南区地层束缚水累计增加溶解CO2量约1.1×108m3(相当于净化了约1.6×108m3的Ⅲ气组高碳气)。可见，通过该方法既提高了Ⅱ气组高烃气藏采收率，又改质净化了部分Ⅲ气组高碳气，并且经济价值低且对环境不利的高碳气仍主要封存在地下孔隙及地层束缚水中。

图9 生产井A1H井组分变化曲线Fig.9 Component changing curves of production Well A1H

4 结束语

从室内实验、数值模拟、先导区开发效果模拟预测等多方面研究分析了高碳气运移驱替开发高烃气主要机理及开发效果，认为主要机理为高碳气驱替置换高烃气以提高高烃气采收率和地层束缚水溶解吸收部分高碳气中CO2从而改善高碳气品质。南海西部海域莺歌海盆地存在数量众多的高碳气藏，目前开发动用程度很低甚至完全未开发，通过本文方法开发利用高碳气藏，一方面可增“烃”减“碳”，充分挖掘高烃气藏的经济价值；另一方面部分高碳气通过地层束缚水溶解吸收CO2改质为高烃气，提高了高碳气的经济价值，并且开发结束后高碳气仍主要封存在地下孔隙与地层束缚水中，控制了CO2气体的排放，可以实现经济效益和环境效益的双赢。