高含CO2凝析氣藏成藏過程中的流體相行為及油環體積預測

摘要：成藏后期的CO2充注導致里貝拉區塊高含CO2次生凝析氣藏的流體相行為十分復雜，油環體積預測難度很大。本文通過流體相平衡模擬、組分梯度分布計算及CO2充注可視化實驗，刻畫了CO2充注過程中的油氣相行為，揭示了油環體積的動態變化規律，建立了基于氣頂氣組分擬合的高含CO2次生凝析氣藏油環體積預測新方法。研究結果表明：1）CO2充注下的油環體積變化分為4個階段：充注初期，油環以溶脹為主；充注前期，CO2不斷置換并萃取油相中的輕質組分，油環體積迅速降低；充注中期，CO2持續萃取油相的輕、中質組分，油環體積緩慢減小；充注后期，CO2原油組分傳質作用明顯減弱，壓縮效應導致油環體積進一步減小。2）輕質組分的強流動性使氣頂氣組成均一，重力分異作用使縱向上油環組分呈梯度變化。3）油環體積與氣頂氣組成和氣油比密切相關。4）基于氣頂氣擬合新方法和不同井深現場勘探預測的油環體積占比分別為19.21%和22.30%，與CO2充注可視化實驗獲得的油環體積占比（20.60%）較為吻合。

關鍵詞：氣藏；CO2原油組分傳質；流體相行為；油環體積預測；組分梯度分布；可視化實驗

doi：10.13278/j.cnki.jjuese.20220232

中圖分類號：TE19

文獻標志碼：A

陳浩，左名圣，王紅平，等. 高含CO2凝析氣藏成藏過程中的流體相行為及油環體積預測.吉林大學學報（地球科學版），2024，54（5）：15061518. doi：10.13278/j.cnki.jjuese.20220232.

Chen Hao， Zuo Mingsheng， Wang Hongping， et al.

Fluid Phase Behavior and Oil Ring Volume Prediction During" Formation of High CO2 Condensate Gas Reservoirs. Journal of Jilin University （Earth Science Edition），2024，54（5）：15061518. doi：10.13278/j.cnki.jjuese.20220232.

收稿日期：20220817

作者簡介：陳浩（1985-），男，教授，博士，主要從事CO2資源化利用及地質封存方面的研究，E-mail： chenhaomailbox@163.com

基金項目：國家自然科學基金項目（52274053）；北京市自然科學基金項目（3232028）

Supported by the National Natural Science Foundation of China （52274053） and the Natural Science Foundation of Beijing （3232028）

Fluid Phase Behavior and Oil Ring Volume Prediction During" Formation of High CO2 Condensate Gas Reservoirs

Chen Hao1，2， Zuo Mingsheng1，2， Wang Hongping3， Wang Chaofeng3， Xu Chenghao1，2， Yang Liu3， Liu Xiliang1，2， Yuan Zhiwen1，2

1. College of Safety and Ocean Engineering， China University of Petroleum（Beijing）， Beijing 102249， China

2. State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting （China University of Petroleum （Beijing））， Beijing 102249， China

3. Petroleum China Hangzhou Research Institute of Geology， Hangzhou 310023， China

Abstract：

For the high CO2 condensate gas reservoir in Libra block， the fluid phase behavior in the reservoir is very complex due to the injection of CO2 in the later stage of reservoir formation， which brings great challenges to the prediction of oil ring volume. Through phase equilibrium calculation model， component gradient distribution theory， and visual injection experiment， this paper describes the oil-gas phase behavior of the reservoir during CO2 injection， reveals the dynamic change of oil ring volume， and puts forward a new method for predicting oil ring volume of secondary condensate gas reservoir with high CO2 based on gas cap gas component fitting. The following research results are obtained. 1） The fluid phase behavior and volume change of oil ring under CO2 injection can be divided into four stages. At the beginning of CO2 injection， CO2 dissolves in the oil and the volume of oil ring expands. In the early stage， CO2 dissolves， replaces and extracts the light components in the oil， so that the volume of the oil ring decreases rapidly. In the middle stage， CO2 mainly extracts the light and medium components of oil， so the volume of the oil ring decreases slowly. At the later stage， the mass transfer of CO2-oil almost stops， so the proportion of oil ring volume further decreases due to the compression effect. 2） The strong fluidity of light components makes the gas composition of gas cap uniform， and the gravity differentiation makes the oil ring composition gradient change longitudinally. 3） On this basis， the strong correlation between gas cap gas composition， gas-oil ratio and oil ring volume are revealed. 4） The oil ring volumes ratio predicted by the new gas cap gas fitting method and field exploration at different well depths are 19.21% and 22.30%， respectively， which are in good agreement with the oil ring volume ratio （20.60%） obtained from the CO2 injecting visualization experiment.

Key words：

gas reservoir; mass transfer between CO2 and oil; fluid phase behavior; oil ring volume prediction; component gradient distribution; visual extraction experiment

0" 引言

巴西里貝拉區塊具有罕見的高含CO2次生凝析氣藏［12］。在烴源巖氧化生烴作用下，早期生成的烷烴氣和原油聚集形成了最初的油藏［3］，后期深幔源生成的CO2通過斷裂帶運移，在蒸發分餾作用下將油藏不斷改造，形成了帶油環的高含CO2次生凝析氣藏［46］。

CO2與原油的相互作用極其復雜［7］，溶解、置換、萃取和傳質等機制協同作用［8］，導致常規的氣藏類型和油環大小判別方法不再適用。因此，有必要在模擬油氣成藏過程的基礎上，刻畫CO2充注過程中的流體相行為，明確影響油環體積大小的主控因素和作用規律，建立適合高含CO2凝析氣藏的油環體積預測新方法。

基于CO2原油體系相互作用實驗，前人［913］研究發現：CO2溶解量增加，原油體積增大，CO2萃取作用發生，原油體積減小，CO2對原油體積的影響程度與油氣組分和溫度壓力密切相關。通過可視化實驗，Yassin等［14］和Orr等［15］直觀刻畫了不同溫壓條件下CO2對烴類流體的溶解和萃取現象。Wei等［16］和Rezk等［17］提出了壓力閾值概念，壓力大于閾值壓力p1時CO2萃取油相中的輕烴組分，壓力大于閾值壓力p2時CO2萃取油相中的重質組分。Ghafri等［18］通過修正狀態方程（EOS）中CO2和CH4之間的二元交互系數，較為準確地預測注入CO2后凝析氣藏的露點壓力和凝析液量。Guo等［19］基于Substitution-Newton-Trust-Region方法構建了兩相平衡的計算框架，提高了吉布斯自由能計算的穩定性和兩相閃蒸計算的精度。前人從實驗和理論兩個方面揭示了CO2與原油相互作用的復雜機制。但是，對于帶油環的高含CO2次生凝析氣藏，其儲層具有垂向油氣組分差異大的特征，目前的研究尚不能解釋CO2充注對油氣組分梯度變化和分布的影響，缺少準確預測油環體積的方法。

本文基于目標凝析氣藏成藏過程，考慮組分傳質及重力分異作用，通過狀態方程優選、流體相平衡模擬、組分梯度分布計算及CO2充注可視化實驗，刻畫CO2充注過程中的油氣相行為，以期揭示油環體積的動態變化規律，建立基于氣頂氣組分擬合的高含CO2次生凝析氣藏油環體積預測新方法，為氣藏潛力評價及探井部署提供依據。

1" 常規凝析氣藏類型判別方法的局限性

根據石油天然氣行業標準《凝析氣藏相態特征確定技術要求》（SY/T 61012012）［20］，分別采用四組合參數法、C2經驗值法、特征值等級分類法、φ參數判別法和Z因子判別法判別里貝拉凝析氣藏類型［21］。里貝拉區塊4 931 m的現場鉆探井原油組分數據如表1所示；凝析氣藏類型判別參數如表2和表3所示。結果表明：C2（經驗值）、C2+和φ判定里貝拉區塊為無油環凝析氣藏（凝析氣頂油藏）； C2/C3、100C2/（C3+C4）、100C2+/C1和特征值參數判定其為帶油環凝析氣藏； Z1、Z2判定其為帶大油環的凝析氣藏。可見，基于傳統數理統計方法判定的高含CO2凝析氣藏類型存在明顯差異。

分析認為，現有標準主要以烴類氣體組分為判別標準，忽略了CO2等非烴類氣體對油環體積的影響；此外，傳統判別方法僅對凝析氣藏類型做出定性分析，卻無法預測油環體積大小。因此，有必要開展CO2充注過程模擬，明確不同條件下CO2注入對流體相行為及油環體積的影響規律，建立高含CO2凝析氣藏油環體積預測新方法。

2" 狀態方程優選及參數擬合

CO2充注過程中流體相行為及油環體積變化規律研究首先需要優選狀態方程。立方形狀態方程被廣泛應用于油氣及混合物壓力體積溫度的關系計算中，其中Redlich-Kwong（RK）［22］、Soave-Redlich-Kwong（SRK）［23］、Peng-Robinson（PR）［24］、SRK-Peneloux（SKR-P）［25］、PR-Peneloux（PR-P）［26］等是現階段普遍使用的經典立方形狀態方程。

Soave［23］將RK方程中的溫度項替換為溫度函數項a（T），提出了SRK狀態方程，提高了純組分飽和蒸汽壓預測的精度，但SRK方程在液相密度預測方面精度依然較低。Peng等［27］將其原因歸結為臨界狀態的壓縮因子計算值偏高，因此，他們修正了引力項，獲得了修正的PR狀態方程：

p=RTV－b－a（T）V（V+b）+b（V－b）" ； （1）

a（T）=acα（T） ；（2）

b=0.07780RTcpc；（3）

ac=0.45724R2T2cpc；（4）

α（T）=1+m（1－TTc）2；（5）

m=0.37464+1.154226ω－0.26992ω2。（6）

式中：

ac為引力項參數，MPa·cm6/mol2；α（T）為溫度函數；b為斥力項參數，MPa·cm3/mol;

p為壓力，MPa；pc為臨界壓力，MPa；T為溫度，℃；Tc為臨界溫度，℃；V為體積，cm3；R為氣體常數，為8.314 J/（kg·K）；ω為偏心因子。

在此基礎上，為了準確表征重質組分，Pedersen等［28］修正了m函數表達式，得到了PR78狀態方程，進一步提高了液相密度的預測精度：

m=0.37464+1.154226ω-0.26992ω2，ω≤0.491;

m=0.379642+1.487503ω-0.164423ω2

+""" 0.016666ω3，ω＞0.491。

（7）

Pneloux等［29］提出了體積平衡參數“c”進行狀態方程的修正，得到PR78P狀態方程：

p=RTV－b－a（T）（V+c）（V+2c+b）+（b+c）（V－b） 。 （8）

其中，c=0.50033RTcpc（0.25969－ZRA） ； （9）

ZRA=0.29056－0.08775ω" 。（10）

式中：c為體積平衡參數，cm3/mol；ZRA為Rackett壓縮因子。

Jhaveri等［30］和Daubert等［31］通過大量實驗數據證實，引入體積修正后的狀態方程在液相體積計算方面更加準確。因此，本文在模擬里貝拉區塊CO2充注過程中的油環體積變化規律方面，選用PR78P狀態方程（式（8））。

需要注意的是，相平衡模擬過程中，原油重質組分的合并也會影響結果的準確性。因此，需要對EOS進行實驗數據的參數擬合，進一步提高模擬精度。基于目標區塊的pVT實驗數據，采用PVT-sim軟件，選用PR78P狀態方程，分別對閃蒸分離、恒質膨脹、差異分離、黏度測試等實驗進行參數擬合，結果如圖1所示。

根據數值模擬與實驗的擬合結果，構建了數值模擬使用的油相各擬合組分的摩爾分數和密度，如表4所示。

3" 實驗方法

3.1" 實驗樣品

通過定容衰竭實驗得到儲層原油飽和壓力為50.20 MPa，氣油比為365；在地面條件閃蒸分離原油，使用色譜儀分析油氣組分，得到儲層條件下的原油組分，如表5所示。按照表5的氣相組分，配置溶解氣，并使用現場開發的脫氣原油，在儲層溫度、壓力

條件下，按照油氣組分和氣油比復配得到實驗用模

擬活油。經檢驗，復配得到的模擬油的氣油比為362，飽和壓力為51.0 MPa，與原始油藏流體性質相同，滿足實驗要求。

3.2" 實驗設備

實驗使用法國ST公司的高溫、高壓可視化測試系統（PVT240），如圖2所示。該設備的主體容積為240 cm3，通過PVT筒中的活塞控制實驗體積，精度為0.01 cm3；實驗壓力范圍為1～150 MPa，測試精度為0.1 MPa；實驗溫度范圍0～200 oC，通過溫度模塊控制實驗溫度，精度為0.1 oC。該設備配備了高清攝像頭，能夠觀測和記錄實驗過程中的油氣反應。

3.3" 實驗流程

針對里貝拉區塊帶油環高含CO2次生凝析氣藏成藏過程，開展了CO2全過程充注的可視化實驗，直觀觀測高含CO2次生凝析氣藏的成藏過程、油氣相行為及油環體積的動態變化特征，得到模擬的里貝拉區塊的油環體積。具體實驗步驟如下：

實驗準備階段：1）使用丙酮和甲苯清洗PVT筒，并用CO2沖洗。2）使用自動泵將活塞推至PVT筒最頂端，保證PVT筒體積為0。3）按照目標區塊的溫度為74.1 oC、壓力為60.0 MPa，設置PVT筒、裝有活油和CO2中間容器的實驗溫度和壓力。

實驗階段：1）將復配的活油從取樣器中緩慢導入PVT筒，將PVT筒靜置12 h，模擬初期階段的油藏。2）分階段向PVT筒中分別注入摩爾分數為20%、35%、55%、75%的CO2，記錄各階段PVT筒內油氣相行為。3）完全充注后，將PVT筒靜置12 h，使CO2與PVT筒中流體充分反應，得到模擬的帶油環高含CO2次生凝析氣藏。4）按照PVT筒內置體積測量軟件，測量油環體積。

4" 結果分析與討論

4.1" CO2充注過程中油環相行為及體積變化規律

4.1.1" CO2充注過程中油環組分變化規律

通過改變CO2注入量，獲得了CO2充注過程中油相的組分變化規律。如圖3所示，CO2充注過程中，油相輕質組分C113的摩爾分數逐漸減小，中質及重質組分C1980的摩爾分數逐漸增加，組分變化是導致原油體積不斷減小，油相密度、黏度持續增加的主要原因［14，32］。

此外，分析了CO2充注過程中，1 mol油相中輕質組分（C113）的累積變化規律。如圖4a所示，輕質

組分摩爾分數變化分為3個階段：充注前期，注入0.45 mol的CO2（充注CO2的摩爾分數為30.7%），油相中輕質組分迅速減小；充注中期，累積注入2 mol的CO2（充注CO2的摩爾分數為66.7%），輕質組分減小緩慢；充注后期，累積注入2.8 mol的CO2（充注CO2的摩爾分數為73.3%），輕質組分累積變化量趨近為0。Habibi等［33］的實驗結果也證明了該現象。

分析認為，CO2充注前期，CO2與原油中的溶解氣存在競爭關系，CO2溶解并將油相中的輕質組分置換到氣相，同時氣頂氣萃取油相的輕質和中間組分；隨著CO2溶解度的減小，CO2溶解置換效應逐漸減弱，油相各組分的減小受氣頂萃取程度的影響；充注后期，CO2與原油組分傳質減緩，油相中各組分摩爾分數減小量趨于平緩。此外，由圖4a可知，各組分隨著碳鏈數的增加累積變化量逐漸減小，表明CO2更易置換和萃取油相中的輕質組分。

在此基礎上，進一步探究了CO2充注過程中油相中質和重質組分（C1480）的變化規律。如圖4b和圖5所示，充注前期，注入0.22 mol的CO2（充注CO2的摩爾分數為18.2%），氣頂氣萃取了中間和重質組分，C1418、C1923、C6480組分摩爾分數分別減小4.61%、2.33%、5.98%；累積注入0.44 mol的CO2（充注CO2的摩爾分數為30.7%），油環中中質及重質組分的摩爾分數增加，并且沉降速率逐漸增加；充注中期，累積注入2.22 mol的CO2（充注CO2的摩爾分數為68.9%），油環重質組分的摩爾分數逐漸增加，中質組分沉降速率減小，重質組分的沉降速率持續增加；充注后期，中間組分沉積速率趨于0，重質組分沉積速率逐漸降低。

Yassin等［14］研究了CO2油非平衡作用的過程，發現CO2與原油接觸會形成油氣過渡帶，并觀測到重質組分從過渡帶析出沉降的現象。基于前文的數值模擬結果，分析認為：充注前期CO2置換和萃取油相中的組分，從而形成了油氣界面過渡帶；隨CO2充注，油氣界面過渡帶中的輕質組分揮發，中間和重質組分沉降，使過渡帶逐漸減小；如圖5所示，重質組分（C6480）累積沉降量最高、沉降區間跨度最大，重質組分完全析出，標志著界面過渡帶消失，油氣組分傳質停止。

基于里貝拉區塊現場鉆探數據，分析了油藏縱向深度原油組分變化規律。如圖6所示，鉆探數據表明里貝拉區塊4 931～5 489 m為氣頂，隨深度增加氣相中CO2和CH4組分摩爾分數分別減小了3.99%、1.10%，輕質（C213）和重質（C20+）組分摩爾分數分別增長了4.85%、0.13%。5 489～5 613 m為油環，隨深度增加油相CO2和CH4組分摩爾分數比分別降低67.25%、16.10%，輕質（C213）中質（C1420）及重質（C20+）組分摩爾分數分別增加32.99%、40.75%、8.74%。

現場勘探數據表明，成藏過程中，由于氣相分子強流動性，里貝拉區塊氣頂組成較為均一；重力分異作用對油環組分影響明顯，重質組分沉積至油藏底部，形成了隨縱向深度增加組分梯度差異的油環。

4.1.2" CO2充注對油環體積的影響

模擬CO2充注過程中油環體積變化規律，如圖7a所示，CO2充注過程中油環體積變化分為4個階段。CO2充注初期，充注摩爾分數小于14.28%，CO2溶解于原油中，原油體積膨脹了7.73%；CO2充注前期，充注摩爾分數為14.28%～33.33%，油環體積減小幅度達46.67%，降低速率高達9.26 cm3/%；CO2充注中期，充注摩爾分數為33.33%～66.67%，油環體積緩慢減少，減少幅度為13.63%，平均降低速率為0.97 cm3/%；CO2充注后期，累積充注摩爾分數高于66.67%，油環體積幾乎不再發生變化。

從圖7b的油環體積占比可知，CO2充注后期，雖然油環體積不再發生變化，但是注入CO2占據儲層空間壓縮了油環體積占比，使油環體積占比呈線性降低，CO2充注摩爾分數每增加10%，儲層中油環體積占比減少約4.52%。

結合CO2充注過程中油環組分變化規律綜合分析可知：充注前期，CO2的溶解置換和萃取協同作用，使油相中輕質、中間組分減小，油環體積迅速降低；充注中期，CO2持續萃取油相中輕質、中間組分，由于缺少了CO2對輕質組分的置換，油環體積減小緩慢，Lobanov等［34］的實驗印證了該現象；當充注過量的CO2時，油氣組分傳質停止，物理壓縮效應使油環體積占比成線性降低。

4.2" 基于組分梯度理論預測儲層油氣界面深度

溫度和壓力是凝析氣藏形成最重要的控制條件。如圖8所示，臨界溫度（Tc）和臨界凝析溫度（Tf）之間的溫度區間為凝析溫度區間，在該溫度區間內：若地層壓力大于等于露點壓力（pf），則為單相氣（為凝析氣藏A1）；若地層壓力小于露點壓力，則為氣、液兩相［35］（為帶油環的凝析氣藏A2、A3）。當溫度小于臨界溫度時，則為單相油（為油藏A4）。

針對里貝拉油藏，分別研究了溫度、壓力對油環體積影響。如圖9a所示，當單獨考慮溫度時，溫度與油環相對體積負相關。設置溫度為儲層溫度（74.1 ℃），如圖9b所示，隨壓力的增加，CO2先溶解

于油相中，原油相對體積逐漸增加；當壓力達到最大

反凝析壓力50.0 MPa時，CO2萃取油相組分，壓力的增加導致油環相對體積減小，持續增加溫度和壓力則會使油環消失。

模擬結果證明油環體積與溫度、壓力呈強相關性，為準確預測油環體積，需確定溫度和壓力。基于紋影成像技術，Khosrokhavar等［36］和Amarasinghe等［37］發現油氣相互作用主要發生在交界面附近，因此需要明確里貝拉油藏油氣交界面深度，獲得油氣相互作用的溫度和壓力。

Fujisawa等［38］提出了組分梯度分布理論，若某一深度的飽和壓力等于油藏壓力，則認為此深度為油氣接觸面，即油氣相互作用界面。聯立組分平衡關系式（式（11））和化學勢與逸度的關系式（式（12）），得到逸度與參考深度關系式（式（13））：

μi（h）－μi（ho）=Mig（h－ho）；（11）

dμi=RTdlnfi=RTdln（φixip）；（12）

lnfhi－lnfoi=Mig（h－ho）RT。（13）

式中：i為組分序號；μi為i組分的化學勢；xi為i組分的摩爾分數，%；fi為i組分逸度；foi為參考深度的i組分逸度；fhi為計算深度h的i組分逸度；g為重力加速度，m/s2；h為深度，m；ho為參考深度，m；Mi為分子量，g/mol；φi為逸度系數。

由于油藏是N組分體系，且各組分的摩爾分數之和等于1，因此將式（13）轉換為

ln（φhixhiph）－ln（φhoixhoipho）=Mig（h－ho）RT。（14）

求解式（14），得到壓力和組分隨儲層深度變化的相關數據。

基于Fujisawa組分梯度分布理論［38］，選取里貝拉油藏5 237.3 m組分數據，使用PVT-sim軟件計算得到不同深度處的飽和壓力，如圖10所示。對比油藏壓力得到里貝拉油藏油氣界面深度為5 478.0 m。現場在深度5 489.6 m處勘探到原油，鉆探結果驗證Fujisawa組分梯度分布理論計算油氣界面深度較為準確。

4.3" 高含CO2凝析氣藏油環體積預測新方法

根據現場鉆探數據獲得油氣組成的空間分布，結合CO2充注實驗結果，證明成藏過程中，重力分異使油環的組分在縱向深度上有較大差異，這導致油環體積與油相組分難以匹配，無法建立相關性；然而，油藏氣頂組成均一，因此應進一步探究CO2充注過程中氣頂組分、氣頂氣油比（GOR）與油相體積的相關性。

鉆探數據顯示里貝拉區塊氣頂主要成分為CO2和CH4，氣頂GOR綜合表征CO2注入量和油相中輕質組分的蒸發量，基于PR78P狀態方程，

使用PVT-sim軟件模擬了CO2充注過程中氣頂

CO2、CH4組分摩爾分數和氣頂GOR與油環體積

的相關性。如圖11a所示，充注前期，隨氣頂中CO2

摩爾分數的增加，CO2的萃取效應使油環體積占比減小，蒸發分餾到氣頂中的輕質組分減緩了GOR的增加速率；充注后期，由于油氣組分傳質停止，注入到氣頂中的CO2使GOR迅速增加；圖11b表明CO2充注過程中，氣頂CH4摩爾分數的變化與油環體積占比成正比，說明CO2對油相組分置換、萃取能力強于CH4，氣頂CH4摩爾分數較高時抑制CO2與油相互作用，油環體積占比較大。

數值模擬證實氣頂氣相組分、GOR與油環體積占比有較強的相關性，因此提出氣頂組分擬合匹配的油環體積預測方法。將原油、CO2和溶解氣按一定比例混合，使用PR78P狀態方程閃蒸計算得到氣相組分和GOR，調整油、氣混合比例，直到計算的氣相組分、GOR與鉆探氣頂組分相同，此時認為計算的油相體積比即為油環體積占比。

針對里貝拉區塊，調整初始原油、CO2和CH4的摩爾分數比為27.5∶67.0∶5.5時，得到氣相組分、GOR與油藏5 255 m深度處氣頂接近相同，計算得到油環體積占比為19.21%；室內CO2充注實驗得到油相體積占比為20.60%；同時現場鉆探數據顯示4 931 m為氣頂，5 613 m為油底，5 489 m為油氣交界面，計算油藏油環體積占比約為22.30%。通過室內實驗和現場鉆探數據，驗證使用氣頂組分擬合匹配的方法預測高含CO2凝析氣藏油環體積的準確可靠性。

在此基礎上，基于氣頂組分擬合的油環體積預測新方法，針對里貝拉區塊油藏，根據CO2充注過程中，氣相組分、GOR與油環體積占比變化規律，使用氣頂組分擬合的油環體積預測新方法，擬合得到油環體積占比經驗公式：

Voil=－0.046xCO2+0.852xCH4+2.2310－4yGOR 。（15）

式中：Voil為油環體積占比，%；xCO2為氣頂中CO2組分的摩爾分數，%；xCH4為氣頂中CH4組分的摩爾分數，%；yGOR為氣頂的氣油比。

4.4" CO2充注過程可視化實驗

按照里貝拉區塊的成藏過程，基于可視化充注實驗，通過PVT筒高清攝像儀觀察CO2充注過程中油、氣相行為的變化特征。分析了CO2充注量對油環相行為及體積變化規律的影響。

CO2注入初期，CO2溶解在原油中，形成單一油相（圖12a）。隨著CO2注入，油氣界面CO2與原油

組分相互作用，CO2溶解置換油相中溶解氣，油氣界面不再明顯，油環體積迅速減小（圖12b）。CO2注入量繼續增加，CO2與原油的相互作用更加劇烈，油氣界面過渡帶增加（圖12c）。CO2充注中期，油氣過渡帶中輕質組分蒸發至氣頂，部分中間和重質組分析出至液相，油氣界面過渡帶變窄，油氣界面逐漸清晰（圖12d）。CO2充注后期，油氣組分傳質幾乎停止，油氣界面過渡帶中的重質組分完全析出，過渡帶幾乎消失，出現較為明顯的油氣界面（圖12e）。CO2充注后期，剛注入的超臨界CO2并未直接參與反應，其存在PVT筒頂部壓縮了油環的體積。充注完成后，將PVT筒靜止12 h，觀察到在氣相和輕質組分的強對流效應下，后注入超臨界CO2逐漸與氣頂氣混合，形成組分較均一的深棕色氣頂（圖12f）。

完全充注后，按照操作流程，使用PVT程序計算油環體積，實驗結果表明油相體積約占20.60%，實驗結果與數值模擬結果較吻合，驗證了本文提出的氣頂氣組分擬合油環體積預測方法的準確可靠性。

5" 結論

1）成藏后期的CO2充注導致里貝拉凝析氣藏的流體相行為十分復雜，采用常規方法進行氣藏類型和油環體積預測誤差很大。CO2原油體系間的溶解、置換、萃取和傳質的協同作用促進了油氣過渡帶的形成和演化，是造成油環體積不斷變化的關鍵。

2）基于不同井深現場勘探數據和流體相平衡模擬，發現高含CO2凝析氣藏的氣頂氣組成均一。油相組分分布主要受重力分異效應影響，隨深度增加呈梯度變化。油環體積大小與氣頂氣組成和氣油比密切相關。

3）考慮組分傳質及重力分異作用，建立了基于氣頂氣組分擬合的高含CO2次生凝析氣藏油環體積預測新方法。結合現場勘探數據及CO2充注可視化實驗，預測里貝拉凝析氣藏油環體積占比為19.21%～22.30%。為國內外同類凝析氣藏的類型判別和油環體積大小預測提供了新的方法和經驗。

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