缝洞型油藏不同注入气体最小混相压力计算方法

2019-05-13朱桂良刘中春宋传真

特种油气藏 2019年2期

朱桂良，刘中春，宋传真，张慧

(中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083)

0 引言

塔河油田缝洞型油藏经过弹性能开发、底水能量开发、注水开发， 2012年开始转为注气吞吐及氮气驱替开发，取得较好效果，但对于注气机理的研究处于初级阶段，注入气发生混相的机理尚不明确[1-15]。部分学者对常规砂岩油藏的最小混相压力进行了研究，提出了关于最小混相压力的计算公式[16-20]，但塔河油田油品性质差异大，稀油和稠油均有分布，上述公式并不适用。因此，基于室内实验，研究塔河油田特定油品在不同注入气体情况下的混相情况，并建立塔河油田不同油品性质、不同注入气体的最小混相压力计算公式。

1 最小混相压力测试

1.1 测试方法

目前确定最小混相压力的方法主要有实验测定法、数值模拟法和经验公式法等。细管实验是研究油藏注气混相条件的重要手段，目前已经成为行业内公认的测定气驱最小混相压力的通用方法。设计制作了细管实验装置，主要包括注入系统、细管模型、回压调节器、压力监测系统、温度控制系统、产出油(气)计量系统。实验装置最大工作压力为80 MPa，最高工作温度为180 ℃。细管实验的主体是一根内部装填石英砂或玻璃珠的耐高温耐高压不锈钢盘管，放置于恒温空气浴中。高温高压条件下，注入气驱替细管模型中的地层原油，在过渡带中注入气与地层原油发生组分交换。在合适的压力条件下，注入气与原油达到多次接触动态混相，该过程与油层中发生的气驱油过程相似，从而可以确定最小混相压力。

1.2 实验材料

实验用原油为在塔河油田获取的4种油样，其中，2种为稀油，2种为稠油，具体原油性质见表1。油田现场注气主要采用CO2或N2，结合塔河油田实际生产情况，研究了注入气体为N2、N2+ CO2复合气(N2与CO2的含量比分别为80∶20、50∶50、30∶70)及CO2与原油的最小混相压力。

表1 塔河油田4种取样原油参数

2 实验结果分析

2.1 最小混相压力确定准则

细管实验判断混相的通用准则为：注入1.2倍孔隙体积气体时的驱油效率(原油采出程度)大于90%，且随着驱替压力的升高，驱油效率没有明显增加。基于此，利用实验测得4种油样在5种注入气达到1.2倍孔隙体积时的驱油效率，绘制不同压力下，注入1.2倍孔隙体积时驱油效率的关系曲线，混相前与混相后的2条直线段的交点对应的压力值即为最小混相压力(图1)。

图1 最小混相压力确定方法示意图

2.2 最小混相压力测试结果

根据细管实验结果，基于混相准则，确定了塔河油田4个油样的最小混相压力(表2)。由表2可知，稀油最小混相压力较小，稠油最小混相压力较大，随着油藏温度升高，最小混相压力升高，CO2比例大于50%的复合气才能与原油混相。

3 缝洞型油藏最小混相压力计算方法

3.1 常规计算方法

目前，针对CO2驱最小混相压力预测的经验公式较多，且每个公式所考虑的影响因素也不同[16-30]。如Alston关联式(式1)，考虑了温度、轻质组分、重质组分、C1、CO2及N2的影响，但未考虑CO2与N2比例的影响，与其他公式相比，考虑较为全面。因此，在Alston公式的基础上改进，形成了塔河缝洞型油藏注气最小混相压力计算公式。

(1)

式中：MMP为最小混相压力，MPa；T为温度，℃；MWC7+为C7+的分子质量，g/mol；Xvol为C1和N2组分的摩尔分数，%；Xint为C2—C6及CO2的摩尔分数，%。

表2 4种油样最小混相压力测试结果

3.2 改进计算方法

引入CO2占注入气体(CO2与N2的复合气)比值R，建立了N2和CO2不同比例混合气最小混相压力计算公式：

(2)

式中：X、a、b、c、d为待确定参数；R为CO2占复合气的比例。

为了方便求解，将式(2)两边取对数，得到：

(3)

将4种油样的原油组分、温度及最小混相压力等结果(表1、2)带入式(3)中，利用多元回归方法求取各变量参数，最终确定X、a、b、c、d分别为e-6.8018、2.234、2.499 4、0.430 7、-0.873 9，则塔河油田缝洞型油藏注气最小混相压力的计算公式为：

(4)

4 方法应用

W-1井是塔河油田一口生产井，经过前期弹性开发和注水开发后，井间剩余油富集，后期采用注气开发。注气方案设计前，利用式(4)计算了不同注入气的最小混相压力(图2)。由图2可知，当油藏压力为62 MPa时， CO2占注入气的比例超过60%时才能实现混相，因此，最终注气方案中N2与CO2的比例为40∶60。注气方案实施后，取得较好的注气效果，换油率达到0.5 t/m3。实例应用表明，利用文中建立的缝洞型油藏最小混相压力的计算方法，能够有效地指导现场注气方案的制订。