金南油田地层原油相态及注CO2膨胀实验研究

徐 辉，程秀梅，易明华，陈 佳.

(华东油气分公司勘探开发研究院实验中心，江苏扬州 225007)

金南油田位于金湖凹陷中部，石港断裂带中段，北临三河次凹，南连龙岗次凹，是典型的复杂小断块油藏，低孔低渗，非均质性强，层间差异大。开发现状表明金南油田天然能量不足、储层动用程度低、开发效果差。

注CO2作为一种有效的提高原油采收率的技术，对于不同类型的油藏具有广泛的适应性。CO2黏度低、流度高、与储层配伍性好，不易发生水敏，并且可使原油体积膨胀、黏度和界面张力下降、萃取原油、容易混相，特别适合低渗透油藏提高采收率[1]。但是储层非均质性和注气方式等因素会影响CO2的驱油效果[2]。通过原油相态实验可以得到金南储层油藏的一系列高压物性参数，以此确定油藏类型、评价注CO2技术的可行性。由于CO2能大量溶解于地层原油，使原油物性参数发生很大变化，因此通过注CO2膨胀实验研究原油体系相态的变化是混相注气方式选择、注气机理研究的重要依据，也为拟定开发方案打下基础。

1 实验方法

采用扬州华宝石油仪器公司生产的HB300/70无汞高压PVT分析仪进行高压物性分析和注CO2膨胀实验。该仪器最大工作压力70 MPa，最大工作温度为160 ℃。

选取金南JK13井地面分离器原油和套管气，按原始气油比(12.8 m3/t)在地层温度(84.8 ℃)、地层压力(22.50 MPa)下复配地层原油，根据国家标准《油气藏流体物性分析方法》(GB/T 26981—2011)，对配制的地层原油样品进行检查，检查合格后转入高压PVT分析仪中进行实验研究[3]。

1.1 地层原油高压PVT实验方法

(1)闪蒸分离实验：在高压PVT分析仪中，将地层原油样品从地层条件(84.8 ℃、22.50 MPa)下单次闪蒸到大气条件，得到诸如体积系数、溶解系数、气油比、原油收缩率等一系列原油物性参数。闪蒸油和闪蒸气进行气相色谱分析，得到油气组分组成。

(2)恒质膨胀实验：在地层温度下对地层原油样品进行压力—体积关系测试，得到饱和压力值、压力与体积系数、压缩系数等数据之间的关系曲线。

(3)黏度测试：将地层原油样品保持单相转入高温高压落球式黏度计中，在地层温度下测定其在各个压力点下的黏度。

(4)密度测试：测定单次闪蒸分离出来的脱气原油密度。换算成地层温度下各个压力点下的原油密度。

1.2 注CO2膨胀实验方法

(1)将地层原油样品在高于饱和压力下保持单相转入实验仪器中，在地层温度(84.8 ℃)下稳定不少于4 h，进泵升压至地层压力22.50 MPa，测定此时原油样品的体积。随后退泵降压至饱和压力值，稳定0.5 h后，再次测定原油样品体积。

(2)计算使CO2气体占原油的摩尔百分数为20%左右时所需要的CO2气量，向地层原油样品中注入定量CO2气体。进泵升压，同时充分搅拌，使CO2全部溶解，形成一个新的原油体系。

(3)对于形成的原油新体系，利用PVT分析仪测定样品的各种高压物性参数和关系曲线。

(4)相同的实验方法，向原油体系共连续4次注入定量CO2气体，使CO2摩尔占比大约为20%、40%、60%、80%。测定每个原油体系的高压物性参数和各种关系曲线。

(5)进行实验数据的计算处理与结果分析。

2 实验结果

2.1 高压PVT分析实验结果

闪蒸分离实验结果表明，在地层条件(84.8 ℃、22.50 MPa)下，金南JK13井地层原油饱和压力值为2.703 MPa，远小于地层原始压力。溶解气油比为11.53 m3/m3，属于低气油比原油。

恒质膨胀实验结果表明，原油体积系数为1.070 7，饱和压力下体积系数为1.094 7，表明金南油藏地层原油膨胀能量较小。

地层原油的密度为0.844 3 g/cm3，脱气原油密度为0.889 0 g/cm3，属于中质油[4]。地层压力下的原油黏度为8.40 mPa·s，饱和压力下的原油黏度为6.60 mPa·s，属于中黏油[4]。表1为实验所得的金南JK13井地层原油高压物性分析结果，图1为油藏流体压力与黏度之间的关系曲线。

图1 油藏流体压力与黏度关系(84.8 ℃)Fig.1 Relationship between reservoir fluid pressure and viscosity(84.8 ℃)

表1 金南JK13井地层原油高压物性分析数据Table 1 Analysis data of high pressure physical properties of formation crude oil of well JK13 in Jinnan

2.2 注CO2膨胀实验结果

(1)随着多次注入CO2气体，原油饱和压力逐渐升高，注入CO2越多，饱和压力越高。从图2的饱和压力变化曲线可以看出，随着注入地层油的CO2的摩尔分数逐渐增加，所对应的饱和压力值平稳上升，在CO2的摩尔占比从62.6%上升到76.2%时，饱和压力值才出现加速上扬的趋势，达到近30 MPa。说明金南油田的地层原油对CO2有较强的溶解能力，不需要提高多大的饱和压力值。实验结果还说明，在注气采油时提高压力，就能提高CO2在地层原油中的溶解度，注气压力越高，CO2在原油中的溶解能力越强，从而越有利于提高驱油效率。

图2 油藏流体饱和压力与CO2注入量关系(84.8 ℃)Fig.2 Relationship between saturation pressure of reservoir fluid and CO2 injection(84.8 ℃)

(2)原油体积系数是指地层原油的体积与其在地面脱气后体积的比值，图3是地层原油在35 MPa、84.8 ℃条件下的体积系数与CO2注入量的变化曲线。从图中可以看出，原油体积系数从1.071 2逐步上升至1.663 6。CO2在原油中的摩尔占比在60%以前变化幅度不算太大，当占比达到76%时，原油体积是标况下脱气原油体积的1.66倍。

图3 地层原油体积系数与CO2注入量的关系曲线(84.8 ℃)Fig.3 Relationship between the volume coefficient of formation crude oil and CO2 injection(84.8 ℃)

(3)注CO2能有效提高驱油效率的一个重要依据就是注入的CO2溶解到原油中后可以使原油的黏度降低，而减黏的效果与驱油效果密切相关[5]。我们将每次溶解了CO2气体的原油样品在较高压力下保持单相转入高压落球黏度计中，测定其在饱和压力和地层压力条件下的黏度，评价不同注入量的CO2对原油的减黏效果。原油黏度随CO2注入量的变化曲线如图4所示。实验结果表明：当CO2注入量不断增加时，地层原油黏度由原来的8.40 mPa·s下降到1.54 mPa·s，降低了81.7%。说明注入CO2对金南储层原油有很好的减黏效果，有利于提高驱油效率。

图4 原油黏度与CO2注入量关系曲线(84.8 ℃)Fig.4 Relationship between crude oil viscosity and CO2 injection(84.8 ℃)

3 结论

(1)金南JK13井地层原油溶解气油比为11.53 m3/m3，属于低气油比原油；体积系数为1.070 7，地层原油膨胀能量较小；地层原油的密度为0.844 3 g/cm3，脱气原油密度为0.889 0 g/cm3，属于中质油；原油黏度为8.40 mPa·s，属于中黏油。金南储层油藏属于典型的黑油油藏[6]。

(2)金南JK13井地层原油对CO2有较强的溶解能力。当CO2摩尔占比达到76%时，原油在35 MPa、84.8 ℃下的体积系数为1.663 6，反映了CO2对金南油藏有很强的膨胀能力。CO2对金南地层原油有很好的减黏效果，降黏幅度达到81.7%。