張連枝 王彥利 袁丙龍 譚 舜 孫勝新 張芨強

中海石油(中國)有限公司湛江分公司, 廣東 湛江 524057

0 前言

針對低滲水敏油藏,注氣驅被認為是提高這類油藏采收率的有效方法之一[1-3]。目前國內在新疆、長慶、大慶、中原、海上等油田已開展相關試驗,且初見成效[4-13]。注氣將改變油藏原始流體組成,使原油物理化學性質如黏度、密度、飽和壓力、相態(tài)特征等發(fā)生一系列變化。注氣過程中的相態(tài)變化特征較為復雜[14-19],且其對注氣又有一定影響,因此需開展注氣過程中相態(tài)變化特征研究,以期為注氣方案設計及動態(tài)分析提供理論依據。

潿洲A油田W井區(qū)為構造-巖性油藏,縱向上分為A、B、C三套砂體。初期衰竭開發(fā),脫氣嚴重;后轉為注水開發(fā)、注水結垢嚴重且修井困難,開發(fā)效果差。經研究及論證提出頂部注氣開發(fā)方案,規(guī)避注水結垢且開發(fā)效果差的難題,注氣后壓力恢復、產量上升,注氣效果好,但仍存在一些問題。注入氣為氣油體積比1.05×104的干氣,但歷年靜壓梯度測試表明注氣井A 1井存在井底積液;吸氣剖面測試顯示:物性相對較差的B砂體是主要吸氣層位,物性最好的C砂體基本不吸氣、采出程度最低、開發(fā)效果最差。運用相態(tài)恢復分析方法及技術,研究注氣過程中的相態(tài)變化,分析各砂體吸氣能力與物性不匹配的問題,為解除井底積液進一步提高注氣開發(fā)效果提供依據。

1 相平衡理論

基于汽液平衡和熱力學平衡理論開展注氣過程中相態(tài)變化特征研究。設一油氣烴類體系由i個組分構成,該體系摩爾質量分數為1,則體系處于汽—液兩相平衡時,應滿足以下物質平衡方程:

Lj+Vj-1=0

(1)

Zij-xijLj-yijVj=0

(2)

∑(xij-yij)=0

(3)

式中:Lj為液相的摩爾分數;Vj為汽相的摩爾分數;xij為組分i在液相中的摩爾分數;yij為組分i在汽相中的摩爾分數;Zij為平衡汽液相偏差系數。

汽液平衡理論中一個重要的參數為平衡常數K,它為各組分i在油汽中的比:

(4)

式中:Ki為平衡常數;fiL為組分i在液相中的逸度,pa;fiV為組分i在汽相中的逸度,pa。

根據熱力學平衡理論[20],汽液兩相平衡時,體系i組分在汽、液相中的逸度f應相等:

fiLj(p,x1j,…,xij)-fiVj(p,y1j,…,yij)=0

(5)

fi=Φiyip

(6)

(7)

由式(5)～(7)可知,K值的求解可轉化為逸度的求解,而熱力學平衡理論逸度系數Φi與壓力、溫度及組分的熱力學性質有關,因此平衡常數K的求解就歸結為狀態(tài)方程的求解。

式中:p為壓力,pa;Φi為逸度系數;R為理想氣體常數;T為溫度,K;?為比容,m3/kmol;ω為偏心因子;a為常數;b為常數;m為常數;n為常數。

2 注氣過程中相態(tài)變化特征

基于汽液平衡理論和熱力學平衡理論,選取潿洲A油田W井區(qū)2口井的PVT數據進行PVTi擬合,最終確定該井區(qū)的狀態(tài)方程,后續(xù)分析均基于上述狀態(tài)方程。

潿洲A油田W井區(qū)為典型黑油油藏注氣開發(fā)區(qū)塊,注入氣與原油組分見表1,通過對比歷次PVT實驗結果認為本次PVT結果具有代表性,可用于后續(xù)相態(tài)變化分析。

表1 2019年注入氣、油組分摩爾組成數據表

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

(%)

氣井在注氣過程中可能發(fā)生相態(tài)變化的兩個過程:一是從壓縮機到井底油的析出,二是注入氣與井底析出油多次接觸。本文將分別對這兩個過程進行分析計算,并分析相態(tài)如何變化。

2.1 相態(tài)變化過程一

從壓縮機到井底油的析出過程。研究表明,泡點線的上方為液相區(qū),露點線的下方為汽相區(qū),泡點線和露點線包圍的區(qū)域為兩相區(qū)[20]。注入氣從壓縮機到井底屬于加壓升溫的過程,隨著壓力增加,氣體密度增加,壓力到達露點線時體系中有液滴析出。由圖1可知,從壓縮機(p為17 MPa,T為295 K)到井底(p為 24 MPa,T為390 K)之間明顯存在兩相區(qū),即注入氣從壓縮機到井底有油析出。

圖1 A 1井p-T相圖Fig.1 The p-T phase diagram of well A1

混合液密度計算公式:

ρL=ρw×fw+ρo×(1-fw)

(8)

式中:ρL為混合液的密度,g/cm3;ρw為水的密度,g/cm3;ρo為油的密度,g/cm3;fw為含水率。

混合液體積計算公式:

V=π×R2×H

(9)

式中:V為體積,m3;R為井筒半徑,m;H為液柱高度,m。

由靜壓梯度測試可知混合液密度為0.834 g/cm3,利用公式(8)及公式(9)計算凝析出油的體積為4.68 m3。目前,A 1井平均日注氣17×104m3/d,結合該井相圖計算其每年最多凝析5.63 m3油,以上兩種方法計算A 1井凝析出的油體積接近,計算結果可靠。根據計算的油體積可知,凝析出的液體堆積在該井C砂體井筒附近,造成物性最高的C砂體反而吸氣少,建議對注氣井進行多次清噴或延長清噴時間來解除井底積液,恢復C砂體的吸氣能力。

2.2 相態(tài)變化過程二

注入氣與凝析出的油多級接觸過程,即原油與注入流體在流動過程中重復接觸而靠組分的就地傳質作用達到混相的過程,往油中不停地加氣,相當于按氣油比恢復確定不同氣油比下的組分,從而確定不同氣油比下的相圖。由式(10)結合原油組分,可確定按不同氣油比恢復下的原油組分。由圖2可知,氣油比越高,相圖越收縮,相態(tài)由油逐漸轉為氣;注入氣與凝析出的油多次接觸,油越來越輕,氣越來越富,界面逐漸消失。

(10)

圖2 按不同氣油比恢復下原油的p-T相圖Fig.2 The p-T phase diagram of crude oil recovered according to different gas-oil ratio

3 注氣過程中相態(tài)變化的應用

3.1 提高輕烴含量

等比例提高氣組分中輕烴含量,降低注入氣組分中重烴含量,使氣更干,提高壓縮機的工作效率。由式(2)計算目前注氣組分下不同C1比例的流體組成,研究注氣組分中輕烴含量對相圖的影響。由圖3可知,當C1含量超過80%以后相圖只出現露點線,不出現泡點線,因此要控制C1的量不超過80%。

圖3 不同流體組成原油p-T相圖Fig.3 p-T phase diagram of crude oil with different fluid composition

3.2 降低氣組分中C6+含量

由表2可知,注氣初期C6+含量低于目前注氣C6+含量,由圖4可知,降低C6+含量相圖收縮,當6+含量低于0.03%時,壓縮機井口壓力在17～24 MPa之間轉換時,注入氣均為氣相。

表2 2019年與2008年注入氣組分摩爾組成數據表

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

組分2019年2008年組分2019年2008年組分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

圖4 不同流體組成p-T相圖Fig.4 The p-T phase diagram of different fluid compositions

3.3 應用效果

綜合考慮注入、修井成本后,提出先清噴,后改變注入氣組分的開發(fā)方式,成功地解除了井底積液,有效地改善了各砂體的吸氣剖面,C砂體吸氣能力增加,地層壓力恢復。在吸氣剖面改善的基礎上實施2口調整井,調整井穩(wěn)產期產量超設計,生產效果好于預期,預測提高原油采收率1.3%。

4 結論

1)基于相平衡理論和熱力學平衡理論,運用相態(tài)恢復技術,利用縱向上流體組成及特性的差異通過多次流體恢復、閃蒸和參數擬合獲得了準確的流體構成及相態(tài)模型。

2)分析了恢復后流體露點壓力和氣油比隨平衡油添加比例的變化關系,通過平衡油的添加,結合相圖分析了注入氣在地層條件下的流體相態(tài),從而獲得注入氣隨溫度壓力變化的真實相變,為分析注氣井井底積液提供了有利依據。

3)綜合考慮注入成本、修井成本等因素后,提出先清噴,后改變注入氣組分的開發(fā)方式,成功解除井底積液,有效地改善了各砂體的吸氣剖面,在此基礎上完善注采井網,可提高原油采收率1.3%。