應用數值模擬研究原油脫氣后注氣效果

O 郭平 賴文君

（西南石油大學油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室 四川 610500）

應用數值模擬研究原油脫氣后注氣效果

O 郭平 賴文君

（西南石油大學油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室 四川 610500）

近年來，采用注氣方式開采低滲油藏成為有效的提高采收率的三次采油方法。注氣驅主要分為混相驅和非混相驅。調研發現，許多學者已經針對混相驅和非混相驅進行了相應的研究，但在非混相驅中，對于低于飽和壓力下注氣的相關理論和實驗研究很少。目前，室內注氣實驗均建立在飽和壓力之上，而且實驗周期較長，花費較大。為此，采用數值模擬方法在室內實驗的基礎上建立起對應的數值模擬模型，驗證其正確性，進而模擬研究原油脫氣下注氣的效果。結果表明：利用數值模擬方法開展壓力低于飽和壓力下注氣，結果可靠；原油脫氣后注氣驅油，其采收率隨壓力變化出現上翹趨勢；壓力仍是影響注氣驅油采收率的一個關鍵性因素。此次研究補充和豐富了油藏注氣研究的相關內容，為更好地開展油藏注氣驅提供了理論指導。

數值模擬；原油脫氣；注氣

隨著油藏的開發，低滲油藏所占比例增大，該類油藏的合理開發成為行業關注的焦點。目前，國內外普遍采用注氣驅的方式開采該類油藏。注氣驅替主要分為混相驅和非混相驅，針對二者的研究比比皆是，然而在非混相驅的研究中，主要集中于注氣時地層壓力高于原油飽和壓力的情況，而針對低于飽和壓力下注氣的研究較少，幾乎沒有。然而隨著開發和開采的不斷深入，這一情況我們也必須考慮。此外，注氣室內實驗研究均是建立在高于飽和壓力的條件下，而針對低于飽和壓力下注氣的實驗方法還沒有相應的指導標準，而且實驗需要消耗大量時間和成本。因此需要采用其他方法進行研究。

細管實驗主要用于確定原油與注入氣的MMP（通過實驗后繪制的采收率和驅替壓力關系曲線確定）,另一方面，該實驗也能夠描述隨壓力變化原油采收率的變化。文中，筆者主要采用數值模擬的方法，結合相關細管實驗數據，建立起一維細管實驗模擬模型，并對已有的細管實驗進行擬合，再在此基礎上模擬從不同初始地層壓力衰竭到不同設定地層壓力情況下后注氣驅油過程，計算對應原油采收率，進一步分析原油脫氣后注氣機理和效果。

一、室內細管實驗測試

設定實驗溫度為地層溫度85℃。根據《SY/T6573-2003最低混相壓力細管實驗測定法》利用先前配置和準備好的原油和注入氣體開展細管實驗，實驗用細管參數。實驗過程中，分別開展對應于5個不同的驅替壓力下注入1.2倍孔隙體積注入氣體時氣驅油實驗，獲得相應的原油采收率。根據驅替壓力與原油采收率曲線得到最小混相壓力為26.65 MPa。

二、細管實驗模擬

1.地層流體PVT擬合

運用斯倫貝謝（Schlumberger）公司的Eclipse-PVTi數值模擬模塊對流體的相態進行模擬。采用該模塊來模擬流體特征及性質，明確其流體組分相關變化，建立精確PVT擬合參數場。該參數場能夠直接導入到后期建立的組分模型中，從而參與數值模擬計算。這次研究采用X井區的地層流體參數，對流體的組分進行劈分、組合，運用PR3狀態方程，完成對地層原油飽和壓力、單次閃蒸氣油比、CCE、多級脫氣實驗和注氣膨脹實驗等結果的擬合。認為如果擬合值與實驗值的相對誤差小于3%，流體的PVT參數場擬合完成，且擬合結果可靠。

2.數值模型的建立與擬合

運用Eclipse E300組分模型結合上述細管實驗的相關參數建立相應的一維細管實驗數值模擬模型。模型設計為15011，共150個網格，每個網格的大小為：DX為10cm，DY和DZ均為0.317042cm。平均滲透率為21.157m2，平均孔隙度為39.25%。計算得到模型的孔隙體積為59.179cm3，而實驗實際的孔隙體積59.21cm3，二者的相對誤差為0.53%，說明建立的模擬模型可靠。在模型的初始端和末端均設置有一口井，對應實驗的注入井與生產井，模擬實驗過程中對應的流體的流入與流出。在地層溫度下，模擬計算在5個不同驅替壓力條件下注入1.2倍孔隙體積指定氣體時分別對應的原油采收率，繪制出采收率與驅替壓力的關系曲線，得到最小混相壓力。當驅替壓力為27.83MPa時曲線出現明顯的轉折，當驅替壓力大于該壓力后對應的采收率變化并不大，說明數值模擬得到該地層原油與注入氣體的最小混相壓力為27.83MPa。對比實驗結果和模擬結果發現，模型預測的MMP和實驗得到的MMP（26.65MPa）較為接近，相對誤差為4.43%，可認為建立的細管實驗模擬模型的模擬結果可靠，驗證了模型的可靠性。

三、原油脫氣后注氣模擬

在上述模型基礎上，分別針對初始地層壓力為15MPa、22.64MPa、35MPa和40MPa開展直接注入一定量的注入氣、衰竭到一定壓力（30MPa、20MPa、15MPa、8 MPa、5MPa、4MPa、3MPa）后注入相同量的注入氣，并得到各種情況下對應的原油采收率。分析結果發現，注氣時的地層壓力對原油的采收率影響較大，隨著注氣時的地層壓力的變化原油采收率的變化主要分為三個階段：

I階段：注氣時地層壓力大于混相壓力，此時為混相驅，原油采收率較大，并且隨著壓力的變化，原油采收率變化不大；

II階段：注氣時的地層壓力大于飽和壓力而小于混相壓力，此時為非混相驅，隨著壓力的變化，原油采收率變化較大，近似為線性關系；

III階段：注氣時地層壓力小于飽和壓力，此時仍為非混相驅，隨著壓力的變化，原油采收率變化不大，相較于II階段，曲線出現上翹的趨勢。

針對不同的初始地層壓力，上述三個階段可能不會完全出現。當初始地層壓力大于混相壓力時，采用上述方法開展注氣驅，會出現Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ階段。當初始地層壓力小于混相壓力而大于飽和壓力時，采用上述方法開展注氣驅，只會出現Ⅱ、Ⅲ階段。

以初始壓力為40MPa為例進行深入分析，結果發現，衰竭生產過程中，隨著地層壓力降低，原油變輕。當降低到飽和壓力以下時，原油開始脫氣，越低于飽和壓力，脫出的氣越多，開始注氣時，原油越重，但低于初始。高于飽和壓力低于混相壓力注氣，氣油比基本保持不變，直到氣體突破，氣油比迅速上升。相反，低于飽和壓力注氣，存在一部分脫出氣，脫出氣和注入氣很快形成連續相，氣體很快突破，表現出“高氣油比”，同時，混有脫出氣的注入氣易溶于原油中，使原油變輕，易于流動。隨著時間的推移，脫出氣不斷被采出，注入氣和原油性質差異越來越大，不易溶于原油中，原油變重不易流動，氣體連續性可能被破壞，表現出“低氣油比” 因此，相較于II階段，III階段并非延續II階段趨勢，而表現出上翹的現象。此外，雖然III階段采收率有一定的回升，但仍然低于II階段，說明壓力仍然是影響注氣驅油采收率的關鍵因素。

四、結論

1.室內實驗一般在壓力大于飽和壓力情況下開展，為考慮壓力低于飽和壓力情況，采用數值模擬方法建立對應室內實驗模型可對壓力低于飽和壓力的情況開展研究。

2.采用衰竭后注氣的思路，開展脫氣后注氣驅油細管實驗模擬。模擬結果表明，同衰竭到高于飽和壓力而低于混相壓力的情況相比，二者雖同為非混相驅，但脫氣后注氣驅油的采收率隨壓力的變化趨勢并未延續前者，而出現上翹。

3.地層壓力仍為影響注氣驅油采收率的關鍵因素。

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Research on the Gas Injection Effect After Crude Oil Deaeration by Using Numerical Simulation

Guo Ping, Lai Wenjun
（State Key Laboratory for‘Oil and Gas Geology and Exploitation’project, Southwest Petroleum University,Sichuan, 610500）

In recent years, the use of gas-injection way to exploit low oil-permeability reservoir become the effective tertiary oil recovery method to improve recovery efficiency exploitation.Gas-injection displacement consists of miscible-phase displacement and immiscible displacement. Research finds that many scholars have carried on corresponding research for miscible-phase displacement and immiscible displacement, but in the immiscible displacement, little relevant theoretical and experimental research about the gas injection under the saturation pressure.At present, the indoor gas injection experiment is taken on the basis of above saturation pressure, besides, the experiment period is longer and cost is larger.To this end, adopting the numerical simulation method, on the basis of indoor laboratory experiments, to build the corresponding numerical simulation model, verify its correctness, and then take simulation studies on the effect of gas injection in the condition of crude oil degassing. The results show that the result of the use of numerical simulation method to carry out gas injection with the pressure lower than the saturation pressure is reliable;The oil recovery rate of gas injection flooding after crude oil degassing presents upward trend with pressure changes; Pressure is still a key factor affecting gas injection flooding recovery rate .The study complements and enriches the relevant content of reservoir gas injection study, which provides theoretical guidance for reservoir gas injection flooding.

numerical simulation；crude oil deaeration；gas injection

T

A

郭平（1965～），男，西南石油大學油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室，研究方向：油氣相態、氣田開發、油氣藏工程、注氣提高采收率等。賴文君（1990～），女，西南石油大學油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室，研究方向：油氣田開發。