多孔介质对注CO2原油相态影响实验及表征

姜颜波

（中国石化油田勘探开发事业部，北京100728）

流体相态研究是油气田开发的基础，其理论和方法研究较为完善。经典的流体相态理论均是基于PVT 筒实验获得的，其忽略了多孔介质的影响[1-4]。由于多孔介质孔隙小、结构复杂、比表面积大，导致其间流体相态与PVT筒中存在较大差异。自20世纪40年代以来，国内外学者对多孔介质中流体相态开展了系列研究。部分学者认为，多孔介质对油气相态变化没有影响。大多是应用充填的玻璃微珠或石英砂中开展实验，其模拟的多孔介质渗透率较高。另外，饱和的流体大多为纯组成或纯物质的混合物，无法代表真实油藏流体。随着技术的进步，超声波、伽玛射线、CT、核磁共振等手段被用于多孔介质中流体相态的研究，表明多孔介质对流体相态会产生一定的影响，使得凝析气露点压力升高，原油泡点压力降低。近年来，国内外学者关于多孔介质对相态的影响开展了大量的理论研究。主要是基于闪蒸平衡原理，考虑油气间的毛管压力、烃类物质在多孔介质表面的吸附作用、孔隙中烃类组分的临界参数偏移，以及多孔介质孔隙结构分布等因素。研究表明，临界温度与孔隙尺寸呈线性负相关变化，与流体岩石相互作用紧密相关。发现微纳孔隙中流体的密度与体相中测定的存在较大差异，认为毛管压力的存在使得泡点压力和临界参数均降低，但是对露点压力的影响还存在一定的争议。另外，也有学者从分子模拟的角度，来研究微纳尺度条件下的临界参数偏移问题，进而研究其对多孔介质的影响规律，但该种方法对于非均质孔隙结构的多组份流体不适用。总的来说，无论是室内实验还是理论计算，对于多孔介质中流体影响研究还不成熟，特别是基于实验与理论计算有机结合的研究还比较少[5-14]。对于实验的研究大多是针对原油组成，未对注CO2后多孔介质中原油相态变化规律开展研究。理论计算研究方面，大多是基于闪蒸原理，在闪蒸计算过程中引入毛管压力，来模拟多孔介质的影响，而鲜有基于室内实验结果对状态方程进行修正的思路。

随着勘探开发的深入，我国低渗致密油藏占石油总储量的40%以上。这类储层孔喉细小、比表面积大，微纳孔隙空间中流体相态的变化影响较大，注气开发耦合多孔介质相态变化特征更为复杂，严重制约了低渗致密油藏的注气提高采收率[15-24]。针对致密油藏注气提高采收率，通过室内实验研究，开展注CO2过程中多孔介质中原油流体相态特征研究，建立考虑多孔介质的流体相态表征方法，为注气后原油在多孔介质中相态性质计算提供预测模型，为现场致密油藏注气开发提供理论依据。

1 实验装置及方法

注气后原油在多孔介质中的相态实验测试所用实验装置为高温高压（200 ℃，200 MPa）全直径岩心驱替装置，此套系统主要包括自动泵、手动泵、回压阀以及其他辅助装置。实验流程见图1。

PVT 筒中流体相态测试按照GB/T 26981—2011“油气藏流体物性分析法”进行测试。多孔介质中流体相态测试利用上述装置，将岩心洗净吹干后装入岩心夹持器，检漏抽真空后，饱和石油醚，再用饱和CO2的原油驱替石油醚2 倍孔隙体积以上。加热至油藏温度后，将孔隙压力升至较高压力水平，稳定24 h以上。开始按设定的压力点逐步退泵降低岩心压力，待压力稳定后计录手动泵的泵压与刻度。根据实验记录的泵体积刻度和压力数据，按照最后一级膨胀实验一直处于岩心内的流体体积，迭代反算上一级膨胀实验中一直处于岩心中流体体积，进而获得一直处于多孔介质内流体与压力的变化曲线。

图1 实验装置流程Fig.1 Flow of experimental equipment

具体实验数据处理过程见图2：在初始压力P0下，PVT筒内初始体积为VPVT0，在后续压降中该体积会按照PVT筒内的恒质膨胀特征来膨胀。根据PVT筒内所测得的流体PV关系曲线可以计算出该体积在以后的每一级压力下的膨胀体积VPVT01、VPVT02、VPVT03等。当压力降至P1时，从长岩心中膨胀出的进入PVT筒内的体积为Vpore1=VPVT1-VPVT01，根据PVT筒内所测得的流体PV关系曲线可以计算出这部分体积在以后的每一级压力下的膨胀体积为Vpore11、Vpore12等，膨胀的体积可以通过PVT 筒内所测得。当压力降至P2时，从长岩心中膨胀出的进入PVT 筒内的体积为Vpore2=VPVT2-VPVT02-Vpore11，根据PVT 筒内所测得的流体PV关系曲线可以计算出这部分体积在以后的每一级压力下的膨胀体积为Vpore21等。按照此种方法计算出每级压力下从长岩心中进入PVT筒的体积，进而计算出每级压力下长岩心内流体的膨胀体积，最终可以得到长岩心内流体体积随压力的变化（PV）关系曲线。

图2 多孔介质中流体相态数据处理方法Fig.2 Data processing method for fluid phase in porous media

2 多孔介质中饱和CO2原油相态特征实验

2.1 饱和CO2量对流体相态特征影响

实验所用样品取自我国A 油田原油，油藏温度65 ℃，地层压力18.2 MPa，原油溶解气油比36 m3/m3。首先在不同压力下将原油饱和CO2，然后分别在PVT筒和渗透率为3.4×10-3μm2岩心的多孔介质中分别开展相态实验，比较饱和CO2量对2种条件下相态参数的影响规律，结果见表1。

表1 饱和CO2后原油物性参数Table 1 Properties of crude oil saturated CO2

表1 中显示了饱和不同CO2气量原油物性变化情况。随着溶解气量的增大，原油泡点压力逐步升高，体积系数增大，密度逐步降低，原油黏度降低。图3显示多孔介质中的相对体积与压力的关系曲线会逐步向左下方偏移，表明多孔介质中的泡点压力低于PVT 筒中测量值。另外，随着溶解CO2气量的增大，偏移幅度减小。图4显示在溶解CO2量较小时，多孔介质中原油泡点压力较PVT筒中测量值降低幅度较大。当溶解气量增大时，泡点压力的降低幅度减小。

图3 不同溶解气量原油流体相态差异曲线Fig.3 Difference of PV relation for dissolved gas

图4 不同溶解气量多孔介质中泡点压力降幅曲线Fig.4 Pressure drop curve of bubble point with different dissolved gas in porous media

2.2 渗透率对多孔介质中流体相态特征影响

为了研究不同渗透率岩心对多孔介质中原油相态特征的影响，选取不同渗透率全直径岩样，开展实验研究，岩石多孔介质参数见表2。

表2 多孔介质全直径岩心物性参数Table 2 Properties of core samples with full diameter

从图5 中可知，相比于PVT 筒中的相态变化特征，多孔介质中相对体积与压力关系曲线明显向左下方偏移，且随着渗透率降低，偏移幅度逐步增大。从图6 可以看到，渗透率较低时，多孔介质中原油泡点压力较PVT筒中降低幅度较大。

显然，多孔介质对原油相态的影响是不能被忽视的，主要是由于毛管力和界面吸附两种因素决定。地层温度、原油组成、孔道直径等决定着多孔介质对原油相态的影响程度，孔道半径越小，对应的毛管力越大，多孔介质对原油相态的影响程度越大。

图5 不同渗透率岩心中原油相态曲线Fig.5 PVrelationscurvesofcrudeoilwithdifferentpermeability

图6 渗透率对原油泡点压力影响曲线Fig.6 Effect of permeability on bubble point pressure of crude oil

3 多孔介质对饱和CO2原油相态特征影响表征

在SRK 状态方程的基础上，考虑多孔介质孔道直径的影响，建立新的a（T）函数表达式和新型的组分之间二元相互作用关联式；最后以获得的相态实验数据为基础，采用最小二乘法确立所建二元相互作用关联式中的系数，确定最后的计算模型。

1）考虑多孔介质影响的SRK状态方程修正

其中，b可表示为：

新建的a(Tr)表达式：

式（1）—（8）中：p为体系的压力，Pa；v为体积，m3；T为温度，K；a（Tr）为引力项，b为斥力项；Tr为临界温度；re和rp分别为组分分子拟动力学直径和岩心孔道拟平均直径，μm；K为岩心渗透率，μm；φ为岩心孔隙度，%。

2）新建的相互作用系数表达式

CH4分子与别的组分之间相互作用关联式：

CO2分子与别的组分之间相互作用关联式：

式（9）—（10）中：KCH4-i为甲烷与i组份间的二元相互作用系数，KCO2-i为甲烷与i组份间的二元相互作用系数。

3）拟组成划分及热力学参数选取

计算过程对饱和CO2原油的C7+组成进行了特征化处理，分解为3个拟组成，其热力学参数结果见表3。

表3 原油拟组成划分及热力学情况Table 3 Pseudo-components splitting and thermodynamic parameters of crude oil

4）计算结果

通过状态方程的修正，针对多孔介质中注气后原油的相态（泡点压力）计算确立的预测模型为：SRK状态方程+Pedesen“+”组分分割+Kester-Lee 假组分临界性质计算关联式+新建立的a函数和组分之间作用关联式；多孔介质中原油相态性质计算结果（表4）与实验结果吻合较好，泡点误差均在5%以内。

表4 储层多孔介质中原油泡点压力模拟值与实验值对比Table 4 Comparison of simulation and experiment for bubble point pressure in porous media

4 结论

1）注气使原油饱和压力以及气油比均升高，原油在饱和CO2后，在多孔介质中的泡点压力较PVT筒中测量值要低，且溶解CO2气量越低，泡点压力降低幅度越大。

2）多孔介质使得原油泡点压力较PVT 筒中降低，且随着岩心渗透率减小，多孔介质中泡点压力降低幅度增大。

3）基于多孔介质中相态实验，建立了考虑岩石孔隙参数的流体相态表征方法，采用新建模型对多孔介质中原油相态性质计算结果与实验拟合效果较好，泡点误差均在5%以内。