SX油田PVT相态特征实验测试研究

马庆 吕蓓 侯思伟 宋胜军

摘要：指出了CO2驱油及埋存技术实现了传统化石能源开发与环境保护的结合，既实现了CO2气的补集与利用，又使实施区域的原油采收率提高，在经济与环境保护上展现出双赢。SX油田探索并建立了一套适应SX油田地质开发特征的CO2驱油与埋存油藏工程设计技术，促进了油藏开发过程中进一步提高原油采收率和实现温室气体埋存的开发工程技术发展。在油藏工程设计技术中原油的相态特征对CO2驱油与埋存有重要影响，通过PVT相态特征实验对SX油田MB2026井的相态研究，得出了该油藏的相态特征，进一步对实验现象与实验结果展开了分析，获得了测试样品的高压物性特征，为SX油田CO2驱油与埋存的下一步研究提供了理论依据。

关键词：相态;CO2;组分;PVT;物性;相图

中图分类号：X701

文献标识码：A 文章编号：1674-9944（2020）14-0238-03

1 引言

环境问题已经越来越受到重视，绿色发展、循环发展、低碳发展、节能减排、环境保护是实现人民对优美生态环境需求的方法和途径，是中国未来发展的趋势。国内广大油田公司积极探索CO2的捕集、利用、埋存，在提升油田效益同时也减轻了大气环境的污染，它的实质是部分解决了资源利用和资源消耗引起的环境污染矛盾，实现了温室气体减排、城市生活质量提升、企业利润增加的共赢局面[1～6]。而流体的PVT相态特征实验测试是油田CO2驱油与埋存油藏工程设计技术中的重要环节，烃类PVT相态特征实验可获得流体高压物性资料，该实验资料是计算本区块使用不同开发方式时对原油采收率影响的关键参数[7]。

2 目标储层特征

本次目标油藏是SX油田MB2井区，油藏储层岩性主要为细粒岩屑砂岩和中粒岩屑砂岩，含部分不等粒岩屑砂岩及部分砂砾岩。储层的平均孔隙度位13.4%、平均渗透率为8.01×10-3 μm2，属于低孔、特低渗储层，且非均质性较强。储层表现为中等偏强水敏、中等偏强盐敏、中等速度敏感性。属于受构造控制的带边底水和气顶的构造油气藏。油藏原始地层压力38.33 MPa，压力系数0.97，饱和压力38.33 MPa，油藏温度102.3 ℃。

3 地层原油体系PVT相态特征实验

3.1 油藏基本参数

室内实验中所研究的SX油田的代表样品为MB2026井油气样。井下取样工作前开展油层中部静压测试、井底流压测试以及地层温度测试，为PVT相态特征实验提供拟油藏环境条件数据。SX油田的油藏物性基本参数如表1所示。

3.2 取样配样

实验取样方式采用联合站分离器流体PVT取样，并在实验室依据标准对样品进行合格性检查，样品经检验合格后依据地层原油物性分析方法在实验室开展配样工作。实验室配样方法一般有两种：一种是按照油藏开发至当前条件下的配样，另一种是按原始地层条件配样。按当前油藏条件配样的目的是为了获得正在开发的地层流体的相态特征，实验要求获取除油样以外的地层压力、生产气油比等实验用拟油藏环境数据;按原始地层条件配样要求油藏原始数据完整准确，油气实验样品按油藏原始饱和压力和原始地层温度配样，同时针对目前流体样品结合油藏特点作进一步分析，对比初始样品环境降压、降温到目前油藏条件时流体高压物性的差异，并以此来确定样品恢复是否成功[8，11]。

SX油田的地层原油样品按原始地层条件配样方式复配。考虑到该油藏开发至今油气样组成变化十分小，所以按原始油藏条件配样亦能代表当前条件下的地层流体。实验室参照油藏原始条件采用MB2026井脱水原油配制本次实验样品，样品用于进行PVT分析实验及后续注CO2气测试。配样数据见表2。

3.3 井流物组成的确定

在本次井流物组成测定实验中，对MB2026井按原始地层条件配样的样品采用单次脱气实验数据进行井流组物成计算，根据油气藏流体物性分析方法进行，计算公式如下：

在完成配样后，通过色谱分析井流物组成计算，得到MB2026井流物組分、组成数据，见表3。从井流物组成可以看出，轻烃组分及中间烃组分含量为64.496%，重烃组分含量为27.096%，该井流物属于普通黑油流体组成。

3.4 单次脱气及PV关系

单次脱气实验是为了获取对气液混相影响较大的几个关键实验参数，包括不同地层条件下原油密度、体积系数、气油比等数据;本次研究对SX油田MB2026进行了地层流体样品的原油物性分析实验，表4列出了MB2026井的单次脱气和部分PV关系数据。

由单次脱气实验结果得到如下认识：

（1）MB2026井油样气油比较高，泡点压力较高，原始地层原油体积系数较大，反映出其在高饱和压力条件下溶解气量较大，导致地面原油脱气量大。该实验结果与实际油藏流体的情况是相对应的。

（2）从原油密度看，地层原油和地面脱气油的密度差为0.1365 g/cm3，脱气后原油密度及分子量增幅明显，表明由于轻烃组分含量的原因，地下原油组成较轻，粘度较小，原油体积膨胀能量较大（图1）。MB2026井的PV关系测试结果见表5。

4 地层原油相图

地层原油相图是认识油藏流体高压物性特征及识别油藏类型的重要工具。相图模拟计算的任务是以目标井配样体系测试多露点压力局部相图为模拟目标函数，通过模拟来预测油气体系泡点线、露点线及等液量线等相态变化规律。绘制出的相图可以清晰区分油气体系的临界区、两相区分布范围。同时，通过露点线、泡点线和等液量线在临界区的收敛性好坏，可以对油气体系—状态方程模型—流体PVT实验数据—流体热力学参数场之间的物理相容性作出评价[9]。

4.1 MB2026井样品相图计算与分析

地层油气藏流体都属于多组分混合物，MB2026井样品组分组成丰富，如果按照单一组分完成相图非常不现实且不实用，因为当存在两种或更多种组分时，在压力—温度（P-T）相图中两相区并非局限于一条单线。为满足实际需要，必须要找到一条与MB2026井样品组分等价的拟组分饱和蒸气压曲线。而对于相包络线，则可以计算样品组分一系列饱和点来完成，但如果需要完整的相包络线，则不推荐使用该方法，因为这种方法不仅浪费时间，而且在高温和接近临界点（CP）的情况下可能会引发收敛性问题[10]。此时可采用Michelsen（1980）所述的方法：在适度的压力下（<20 bar）从露点或泡点侧启动相包络线计算，由于压力适度，因此比较容易收敛。第二个饱和压力的计算在稍高一些的压力下进行，第三个点以及之后的饱和点在计算时都要使用前述相包络线上两个点中任何一点上的K因子、压力和温度。这样可以确保初始估算值的合理性，同时使用Michelsen所述的方法时，在确定临界点位置和通过临界点上时不会出现问题，同时也可以按照Michelsen和Heideman（1981）介绍的方法来确定临界点（CP）的位置，该方法不仅限于露点线和泡点线，也可用于在相包络线中的等液量线[10]。

运用实验数据进行相态拟合，实测饱和压力为37.86 MPa，拟合饱和压力为37.88 MPa，与实测饱和压力相符，从相图可以看出，露点线和泡点线以及内线相交于临界点（CP），当温度处于地层温度时属于饱和油藏，从相图分析该油藏为普通黑油油藏[11]。

5 结论

（1）实验测试表明，MB2026井轻烃组分及中间烃组分含量为64.496%，重烃组分含量为27.096%，重质组分含量不高，且原始条件下原油的溶解气量较大，体积系数、气体平均溶解系数较大，有利于创造CO2气体混相驱油的条件。

（2）通过绘制（P-T）相图可以观察出SX油藏的临界分布情况，判断不同温度与压力条件的流体状态，为后期开发过程中油藏的注CO2气开发时机提供参考依据。

参考文献：

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