存在組分梯度的深水揮發性油藏注天然氣開發混相機理

楊 莉 楊寶泉 顧文歡 肖 鵬 胡偉巖

(中國海油石油國際有限公司 北京 100028)

在輕質油田開發中，注氣是提高采收率的重要驅替方式，而能否實現混相是注氣成功的關鍵。行業標準中[1]關于流體混相的定義是指兩種(或多種)流體混合后達到單一、均相的平衡狀態，并且一旦形成混相后，各種流體間不存在界面，界面張力為零，界面消失。田巍[2]指出，行業標準中關于混相的定義強調只要壓力高于最小混相壓力，原油與注入氣體接觸就能夠形成混相流體，沒有提到混相流體是怎么形成的，也沒有明確注氣所波及區是否均為混相狀態。陳志豪、曹小朋 等[3-4]研究了注CO2混相過程中混相帶的變化規律，從而可以更好地認識注CO2過程中油藏內部不同區域的混相狀態，更加深入研究了混相機理。本文所研究的目標油藏地處尼日利亞深水區，流體為揮發油，且存在明顯的組分梯度，采用注天然氣開發，油藏采出程度已接近70%，該類型油藏的開發國內尚無先例，注氣混相機理的相關文獻研究成果甚少。本文從表征流體特征隨深度變化規律出發，評估不同深度流體的混相壓力，從組分變化角度分析了混相產生的本質原因，引入界面張力和混相因子[5]，確定了注天然氣過程中不同區域的混相狀態，并著重分析了混相帶運移和生產氣油比的變化規律，從而更好地認識揮發油注天然氣混相機理，為生產優化和油藏管理提供重要理論指導。

1 M油藏流體組分梯度特征與表征

M油藏地處西非尼日利亞某深水油田(該區域水深1 500 m)， 為構造油藏，油藏深度3 200～3 400 m，平均厚度20 m，平均滲透率1 200 mD，平均孔隙度25%。在評價階段，進行了4口井5井次的取樣，不同深度組分含量如圖1所示。從圖中可以看出，C1組分含量為63%～69%，中間組分C2—C6含量為18%～20%，C7+含量為11%～17%,整體呈現隨深度變化特征，即隨深度增加，C1含量減少、C2—C6含量略有增加、C7+含量增加。流體組分梯度形成主要與油藏溫度、壓力和重力作用相關，根據相態軟件中關于組分梯度計算模型，可以模擬計算組分隨深度的變化[6-8]。

圖1 M油藏原油組分隨深度變化Fig .1 Oil composition of M oil reservoir changes with depth

選取近油藏中部深度(3 347 m)的樣品結果進行PVT擬合，首先將N2、CO2、C1至C19歸并成6個組分，C20+劈分為2個擬重組分，并通過多組分約束模擬組分隨深度變化規律，得到流體性質隨深度的變化規律，C1+N2組分和氣油比隨深度變化規律如圖2、3所示。從圖2中可以看出，隨深度增加，C1+N2

圖2 M油藏C1+N2組分含量隨深度變化Fig .2 C1+N2 composition of M oil reservoir changes with depth

組分含量變小，且理論計算趨勢與5個取樣點吻合較好；從圖3中可以看出，由于組分的變化，氣油比隨深度變化差異非常明顯，油藏頂部的氣油比近1 100 m3/m3，油水界面附近氣油比僅為450 m3/m3。流體組分及屬性在縱向的差異性，使得油藏中流體流動規律更加復雜。

圖3 M油藏氣油比隨深度變化Fig .3 GOR of M oil reservoir changes with depth

將狀態方程參數和組分梯度參數應用于油藏數值模擬模型，模型初始條件的C1+N2組分含量和氣油比分布場如圖4、5所示(其他組分和屬性略)。從圖中可以看出，C1+N2組分含量和氣油比隨深度增加而減小，且變化趨勢與擬合曲線一致[7]。

圖4 M油藏模型中C1+N2組分摩爾分數分布Fig .4 C1+N2 mole fraction of M oil reservoir distribution in the model

圖5 M油藏模型中氣油比分布Fig .5 GOR distribution in the M oil reservoir model

2 不同深度樣品混相壓力評估

2.1 注氣組分確定

注入氣組分對混相壓力非常重要，因此在評估目標油藏流體的混相壓力前，首先要確定注氣組分。油田各油藏流體均為揮發油，且均存在組分梯度，組分含量有所差異。油田產出油經四級分離器，分離出的天然氣再回注到油藏中(圖6)。M油藏的組分隨深度變化差異較大,以M油藏為例，分析原油分離后的天然氣組分。

圖6 四級分離器流程圖Fig .6 Flowchart of four-stage separator

利用PVT相態軟件建立與實際一致的分離器模型，對5組樣品進行四級分離計算，分離以后的組分含量差異較小(圖7)，取5個樣品的平均組分作為注氣組分，其注入氣組分含量如表1所示。

圖7 M油藏5組樣品分離后組分分布Fig .7 Composition distribution of 5 groups of samples of M oil reservoir after separation

表1 M油藏注入氣組分含量Table 1 Injection gas composition of M oil reservoir

2.2 注天然氣混相壓力評估

混相壓力的評估可以分為靜態和動態方法[9-10]，靜態法是將兩相流體放入特定容器中，改變壓力和溫度，使之達到互溶狀態。動態法是通過細管實驗或數值模擬，在油藏條件下，模擬實際注氣驅替過程，一般取90%采出程度時的壓力為最小混相壓力。本文建立數值模擬模型，評估5個樣品點在油藏壓力和溫度下的采出程度，由于油藏數值模擬模型建立屬于常規操作，在此不再描述。

5組樣品在不同壓力下采出程度模擬計算結果如圖8所示。從圖中可以看出，采出程度為90%時的壓力為31～32 MPa，其對應樣品的地層壓力為36～37 MPa，因此，混相壓力低于地層壓力約5 MPa，換言之，只要地層壓力保持在原始壓力附近，注入天然氣可以與油藏流體形成混相。

圖8 M油藏5組樣品不同壓力下采出程度模擬計算結果Fig .8 Recovery factor of 5 samples of M oil reservoir under different pressures

3 混相帶表征與組分變化特征

3.1 界面張力和混相因子表征混相狀態

引入界面張力和混相因子來表征混相狀態，分析油藏中不同位置的混相狀態，尤其是混相帶的變化規律。

混相因子定義為在驅替過程中油氣兩相之間界面張力與初始界面張力之比的冪次方[5]，見公式(1)。如果注入介質與原油之間不發生混相，氣相和油相的界面張力基本不變，則F為1；隨著注氣前緣組分持續富化，與原油混相程度越高，最后完全成為單相狀態，此時氣相和油相之間的界面張力為0，則混相因子F也變為0。混相因子由1到0的區域可認為是注氣混相帶。界面張力的計算如公式(2)所示，界面張力是組分含量、油相、氣相密度和等張比容的函數。

(1)

(2)

式(1)、(2)中：F為混相因子，無因次；σ、σ0分別為某時刻和原始狀態氣相與油相之間的表面張力，dynes/cm；N為系數，經驗值取0.25；Pi為i組分的等張比容；ρL、ρg分別為液相和氣相的密度，g/cm3；xi、yi分別為組分i在液相和氣相的摩爾含量，%；n為組分數。

3.2 等效注氣數值模擬模型構建

由于目標油藏組分隨深度變化，同時實際油藏注氣受到儲層、斷層和生產制度的影響，不便于單因素分析注氣混相機理，因此結合油藏實際條件建立等效機理模型。等效機理模型構建：模型傾角與實際一致(5.7°)，注采井距為1 700 m；不考慮平面波及，采用一維網格，1×1×240，網格尺寸為10 m×10 m×10 m；滲透率和孔隙度取油藏平均值1 200 mD和25%，相滲曲線與實際油藏模型保持一致；流體模型采用1節中的組分梯度模型；注采比為1，油藏壓力保持在原始壓力狀態。M油藏等效注氣機理模型示意圖如圖9所示。

圖9 M油藏等效注氣機理模型示意圖Fig .9 Schematic diagram of M oil reservoir model and equivalent gas injection mechanism model

3.3 注天然氣混相帶表征

基于建立的等效注氣機理模型，選取注入0.5 PV時,界面張力和混相因子變化趨勢如圖10所示。從圖中可以看出，在距離注氣井690 m范圍內界面張力為0，混相因子為1，該區域原油被注入氣完全驅替，油藏流體以純氣相為主，呈單相狀態；距離注氣井700～910 m范圍，界面張力從6.1 dynes/cm降低到1.1 dynes/cm，混相因子仍然為1，定義為非混相帶；距離注氣井910～1 010 m，界面張力從1.1 dynes/cm降低到0.2 dynes/cm，混相因子從1降低到0.35，定義為混相帶；大于1 010 m范圍，界面張力為0，混相因子為1，為未波及區。

圖10 界面張力和混相因子隨注氣井距離的變化(注入0.5 PV時刻)Fig .10 Changes of interfacial tension and miscible factor with distance of gas injector(0.5 PV)

根據以上分析，對注采井間的混相狀態進行分段，總共分為4個區帶[3-4，11]，依次為氣相帶、非混相帶、混相帶和油相帶，如圖11所示。隨著注氣的進行，每個相帶的寬度發生變化。

圖11 M油藏注氣混相程度區域劃分示意圖Fig .11 Schematic diagram of regional division of miscibility degree of gas injection in M oil reservoir

3.4 注入PV與混相帶寬度關系

研究注入PV對混相帶寬度的影響，參考實際油藏狀況，選取采油速度9%的模型，設置等效注氣參數，統計不同注入PV下的混相帶寬度，如圖12所示。從圖中可以看出，隨著注入PV數的增加，混相帶寬度是逐步增大的，如在0.1 PV時寬度為50 m，0.5 PV時寬度為130 m，0.78 PV時寬度達到最大270 m，此時為混相帶前緣到達油井。回歸得到注入PV和混相帶寬度的關系式(3):

圖12 注入PV與混相帶寬度的關系Fig .12 Relationship between PV and miscible band width

W=37.28e0.025 2v

(3)

式(3)中：W為混相帶寬度，m；v為注氣PV數。

3.5 注氣速度對混相帶寬度影響

為了分析注氣速度對混相帶寬度的影響，按照注氣速度與采油速度等效設置，測試了采油速度為6%、9%和11%等3組方案，對比同在注入0.5 PV下的混相帶寬度，如圖13所示。從圖中可以看出，三種注氣速度下混相帶寬度是基本一致的。分析認為，由于模型設置了注采平衡，不同注氣速度的油藏模型壓力始終保持在原始水平，相同壓力下油相和氣相的相態變化規律是一致的，并不受注氣速度的影響。

圖13 不同注氣速度對混相帶寬度的影響(注入0.5 PV)Fig .13 Influence of gas injection rates on the width of miscible zone(0.5 PV)

3.6 混相帶氣相和油相組分變化特征

注入氣不斷抽提油相中組分，最終使得兩相中的組分非常接近，從而形成可以互溶的流體，形成混相。定義系數Z，表征同一組分在油相比例與氣相比例之比，見式(4)所示。

(4)

式(4)中：Z為比例系數，無因次；xi和yi分別為組分i在油相和氣相中的含量，f。

在注入0.5 PV時，各組分Z值隨注氣距離變化如圖14～16所示。從圖中可以看出，注入0.5 PV時刻，非混相帶為距離注氣井700～910 m，混相帶為距離注氣井910～1 010 m；在非混相帶和混相帶，8個組分的Z值均逐步增加并趨向于1，其中C1+N2和C2+CO2組分在非混相帶和混相帶Z值逐步增加，說明該組分溶解于油相的比例越高；其余組分在非混相帶和混相帶Z值逐步降低，說明該組分被注入氣汽化或抽提到氣相的比例越來越高，最終氣相和油相中比例基本接近，在氣相組分和油相組分基本接近時，兩相融為一體成為近單相流體，呈混相狀態，且越靠近混相帶前緣，Z值越接近1，混相程度越高。

圖14 C1+N2和C2+CO2組分Z值隨注氣井距離的變化(注入0.5 PV)Fig .14 Z values of C1+N2 and C2+CO2 components with distance of gas injector(0.5 PV)

圖15 C3至C19組分Z值隨注氣井距離的變化(注入0.5 PV)Fig .15 Z values of C3 to C19 components with distance of gas injector(0.5 PV)

圖16 兩組擬重組分Z值隨注氣井距離的變化(注入0.5 PV)Fig .16 Z values of CN1 and CN2 components with distance of gas injector(0.5 PV)

4 混相帶突破特征與生產驗證

4.1 注氣突破時氣油比變化特征

注氣突破時機通常依據氣油比變化進行判斷。選取混相帶前緣到達生產井時刻，混相因子與氣油比隨注氣井距離變化如圖17所示。

從圖17中可以看出，混相因子為0.1到1.0范圍為混相帶，在混相帶前緣運移到生產井時，生產井附近的氣油比約為1 200 m3/m3；當混相帶完全到達生產井時，相當于混相帶末端，氣油比約為3 000 m3/m3。模型原始狀況下，注氣井所在高部位的氣油比為1 100 m3/m3，生產井所處低部位氣油比為460 m3/m3。分析得出，混相帶前緣運移到生產井時，生產氣油比與高部位原始氣油比相當；此后混相帶逐步到達生產井，氣油比持續升高，當氣油比達到3 000 m3/m3左右，混相帶原油完全從油井產出，之后進入非混相驅階段。

圖17 混相帶前緣運移到油井時混相因子與氣油比隨注氣井距離的變化Fig .17 Change of miscibility factor and GOR with distance of gas injector when the front of miscibility zone migrated to producer

4.2 M油藏生產動態實例分析

分析M油藏單井生產動態，選取生產相對穩定的MP-3井，該井實際產油量和生產氣油比如圖18所示。從圖中可以看出，油井初期生產氣油比為460 m3/m3，隨著生產進行，油井生產氣油比逐步升高，在達到1 100 m3/m3之前，產量基本保持穩定，氣油比升高主要原因為高部位高氣油比原油被驅替到低部位，混相帶尚未推進到油井，整體上屬于混相驅生產階段。當生產氣油比在1 100～3 000 m3/m3時，產出流體中氣相比例增高，油相比例下降，采油指數逐步降低，產量開始下降，屬于混相帶突破階段。當氣油比超過3 000 m3/m3后，氣油比呈快速上升趨勢，產量開始快速遞減，油藏進入非混相開發階段；在該階段，通過改變M油藏注氣井的注氣量，同時改變采油井產量，有效擴大注氣波及方向，通過持續優化，MP-3井生產氣油比控制在3 000 m3/m3以內，有效減緩了產量遞減。

圖18 MP-3井日產油和生產氣油比曲線Fig .18 Daily oil production and GOR curves of Well MP-3

因此，根據本文對M油藏混相機理的研究，建立了基于氣油比變化的油藏混相階段判斷標準，進而指導油藏管理和生產優化，最大限度提高油藏混相注氣開發效果。

5 結論

1) 界面張力和混相因子可用來表征注入介質與油藏流體的混相程度，便于分析油藏中不同位置的混相狀態。

2) M油藏注伴生天然氣，不同深度流體均可以形成混相，其油藏內部混相狀態分為4個區域，即氣相帶、非混相帶、混相帶和油相帶，其中混相帶隨注入PV增加而變寬，變化范圍約為50～270 m。

3) 當氣油比超過1 100 m3/m3以后，油藏整體由混相驅階段依次過渡到混相帶突破階段和非混相驅階段，不同階段的產量遞減特征不同，并確定了氣油比的判別范圍，進而指導油藏的生產優化調整，最大限度實現油藏混相注氣的開發效果。