注气过程中相态变化分析在油藏中的应用

张连枝 王彦利 袁丙龙 谭 舜 孙胜新 张芨强

中海石油(中国)有限公司湛江分公司, 广东 湛江 524057

0 前言

针对低渗水敏油藏,注气驱被认为是提高这类油藏采收率的有效方法之一[1-3]。目前国内在新疆、长庆、大庆、中原、海上等油田已开展相关试验,且初见成效[4-13]。注气将改变油藏原始流体组成,使原油物理化学性质如黏度、密度、饱和压力、相态特征等发生一系列变化。注气过程中的相态变化特征较为复杂[14-19],且其对注气又有一定影响,因此需开展注气过程中相态变化特征研究,以期为注气方案设计及动态分析提供理论依据。

涠洲A油田W井区为构造-岩性油藏,纵向上分为A、B、C三套砂体。初期衰竭开发,脱气严重;后转为注水开发、注水结垢严重且修井困难,开发效果差。经研究及论证提出顶部注气开发方案,规避注水结垢且开发效果差的难题,注气后压力恢复、产量上升,注气效果好,但仍存在一些问题。注入气为气油体积比1.05×104的干气,但历年静压梯度测试表明注气井A 1井存在井底积液;吸气剖面测试显示:物性相对较差的B砂体是主要吸气层位,物性最好的C砂体基本不吸气、采出程度最低、开发效果最差。运用相态恢复分析方法及技术,研究注气过程中的相态变化,分析各砂体吸气能力与物性不匹配的问题,为解除井底积液进一步提高注气开发效果提供依据。

1 相平衡理论

基于汽液平衡和热力学平衡理论开展注气过程中相态变化特征研究。设一油气烃类体系由i个组分构成,该体系摩尔质量分数为1,则体系处于汽—液两相平衡时,应满足以下物质平衡方程:

Lj+Vj-1=0

(1)

Zij-xijLj-yijVj=0

(2)

∑(xij-yij)=0

(3)

式中:Lj为液相的摩尔分数;Vj为汽相的摩尔分数;xij为组分i在液相中的摩尔分数;yij为组分i在汽相中的摩尔分数;Zij为平衡汽液相偏差系数。

汽液平衡理论中一个重要的参数为平衡常数K,它为各组分i在油汽中的比:

(4)

式中:Ki为平衡常数;fiL为组分i在液相中的逸度,pa;fiV为组分i在汽相中的逸度,pa。

根据热力学平衡理论[20],汽液两相平衡时,体系i组分在汽、液相中的逸度f应相等:

fiLj(p,x1j,…,xij)-fiVj(p,y1j,…,yij)=0

(5)

fi=Φiyip

(6)

(7)

由式(5)～(7)可知,K值的求解可转化为逸度的求解,而热力学平衡理论逸度系数Φi与压力、温度及组分的热力学性质有关,因此平衡常数K的求解就归结为状态方程的求解。

式中:p为压力,pa;Φi为逸度系数;R为理想气体常数;T为温度,K;ϑ为比容,m3/kmol;ω为偏心因子;a为常数;b为常数;m为常数;n为常数。

2 注气过程中相态变化特征

基于汽液平衡理论和热力学平衡理论,选取涠洲A油田W井区2口井的PVT数据进行PVTi拟合,最终确定该井区的状态方程,后续分析均基于上述状态方程。

涠洲A油田W井区为典型黑油油藏注气开发区块,注入气与原油组分见表1,通过对比历次PVT实验结果认为本次PVT结果具有代表性,可用于后续相态变化分析。

表1 2019年注入气、油组分摩尔组成数据表

Tab.1 Molar composition data of injected gas and oil components in 2019

(%)

气井在注气过程中可能发生相态变化的两个过程:一是从压缩机到井底油的析出,二是注入气与井底析出油多次接触。本文将分别对这两个过程进行分析计算,并分析相态如何变化。

2.1 相态变化过程一

从压缩机到井底油的析出过程。研究表明,泡点线的上方为液相区,露点线的下方为汽相区,泡点线和露点线包围的区域为两相区[20]。注入气从压缩机到井底属于加压升温的过程,随着压力增加,气体密度增加,压力到达露点线时体系中有液滴析出。由图1可知,从压缩机(p为17 MPa,T为295 K)到井底(p为 24 MPa,T为390 K)之间明显存在两相区,即注入气从压缩机到井底有油析出。

图1 A 1井p-T相图Fig.1 The p-T phase diagram of well A1

混合液密度计算公式:

ρL=ρw×fw+ρo×(1-fw)

(8)

式中:ρL为混合液的密度,g/cm3;ρw为水的密度,g/cm3;ρo为油的密度,g/cm3;fw为含水率。

混合液体积计算公式:

V=π×R2×H

(9)

式中:V为体积,m3;R为井筒半径,m;H为液柱高度,m。

由静压梯度测试可知混合液密度为0.834 g/cm3,利用公式(8)及公式(9)计算凝析出油的体积为4.68 m3。目前,A 1井平均日注气17×104m3/d,结合该井相图计算其每年最多凝析5.63 m3油,以上两种方法计算A 1井凝析出的油体积接近,计算结果可靠。根据计算的油体积可知,凝析出的液体堆积在该井C砂体井筒附近,造成物性最高的C砂体反而吸气少,建议对注气井进行多次清喷或延长清喷时间来解除井底积液,恢复C砂体的吸气能力。

2.2 相态变化过程二

注入气与凝析出的油多级接触过程,即原油与注入流体在流动过程中重复接触而靠组分的就地传质作用达到混相的过程,往油中不停地加气,相当于按气油比恢复确定不同气油比下的组分,从而确定不同气油比下的相图。由式(10)结合原油组分,可确定按不同气油比恢复下的原油组分。由图2可知,气油比越高,相图越收缩,相态由油逐渐转为气;注入气与凝析出的油多次接触,油越来越轻,气越来越富,界面逐渐消失。

(10)

图2 按不同气油比恢复下原油的p-T相图Fig.2 The p-T phase diagram of crude oil recovered according to different gas-oil ratio

3 注气过程中相态变化的应用

3.1 提高轻烃含量

等比例提高气组分中轻烃含量,降低注入气组分中重烃含量,使气更干,提高压缩机的工作效率。由式(2)计算目前注气组分下不同C1比例的流体组成,研究注气组分中轻烃含量对相图的影响。由图3可知,当C1含量超过80%以后相图只出现露点线,不出现泡点线,因此要控制C1的量不超过80%。

图3 不同流体组成原油p-T相图Fig.3 p-T phase diagram of crude oil with different fluid composition

3.2 降低气组分中C6+含量

由表2可知,注气初期C6+含量低于目前注气C6+含量,由图4可知,降低C6+含量相图收缩,当6+含量低于0.03%时,压缩机井口压力在17～24 MPa之间转换时,注入气均为气相。

表2 2019年与2008年注入气组分摩尔组成数据表

Tab.2 Molar composition of injected gas components in 2019 and 2008 (%)

组分2019年2008年组分2019年2008年组分2019年2008年CO22.972.49iC41.301.77C70.19—N20.400.38nC42.381.03C80.03—C171.3772.05iC50.590.23C90.01—C211.4312.18nC50.490.16C38.379.68C60.470.03

图4 不同流体组成p-T相图Fig.4 The p-T phase diagram of different fluid compositions

3.3 应用效果

综合考虑注入、修井成本后,提出先清喷,后改变注入气组分的开发方式,成功地解除了井底积液,有效地改善了各砂体的吸气剖面,C砂体吸气能力增加,地层压力恢复。在吸气剖面改善的基础上实施2口调整井,调整井稳产期产量超设计,生产效果好于预期,预测提高原油采收率1.3%。

4 结论

1)基于相平衡理论和热力学平衡理论,运用相态恢复技术,利用纵向上流体组成及特性的差异通过多次流体恢复、闪蒸和参数拟合获得了准确的流体构成及相态模型。

2)分析了恢复后流体露点压力和气油比随平衡油添加比例的变化关系,通过平衡油的添加,结合相图分析了注入气在地层条件下的流体相态,从而获得注入气随温度压力变化的真实相变,为分析注气井井底积液提供了有利依据。

3)综合考虑注入成本、修井成本等因素后,提出先清喷,后改变注入气组分的开发方式,成功解除井底积液,有效地改善了各砂体的吸气剖面,在此基础上完善注采井网,可提高原油采收率1.3%。