凝析气藏相态恢复理论研究

文章编号:1000-2634(2001)02-0025-05

凝析气藏相态恢复理论研究Ξ

郭平1,孙雷1,宋文杰2,江同文2

(1.西南石油学院石油工程学院,四川南充637001;2.塔里木石油勘探开发指挥部研究院)

摘要:凝析气PV T分析数据是进行气藏数值模拟及开采工艺设计的重要参数,但由于各种原因在气藏开发初期未能取得代表性PV T样品或未进行取样,以至使开发方案设计不能正常进行;相态恢复方法是解决此问题的常用方法之一,但目前有关相态恢复理论的系统研究较少。因此首先给出了凝析气藏相态恢复一般原理,在对塔里木英买7井凝析气PV T数据拟合后,研究了地层压力下降到不同程度采出井流物直接进行相态恢复和将此井流物进行一级分离后,用目前分离器油和分离器气按原始生产气油比进行配样而得到的原始流体相态特征以及按地层压力等于露点压力配样,对比了两种不同的恢复方式对原始流体样品代表性的影响。

关键词:凝析气藏;相态恢复理论;PV T分析

中图分类号:TE311 文献标识码:A

引　言

当凝析气藏开发初期未能及时取样,而取样时地层压力已下降到露点以下;或由于生产压差过大,取得的分离器样品由于损失了凝析油在近井地带而使测得的凝析气露点偏低,或对于带油环的凝析气藏,一开井即会造成井底流压低于露点压力,因此对于带油环凝析气藏实际上不可能取得有代表性的流体样品,以上的情况在气田开发过程中时有发现,相态恢复理论作为解决这些问题的主要理论方法已得到应用[1],然而人们还不知道压力下降的程度是否对流体代表性有影响,在气藏PV T测试过程中常用按露点压力等于地层压力配样和采用目前分离器油气样按原始生产气油比进行配样来代表原始流体样品,本文给出了凝析气藏相态恢复一般原理,以塔里木英买7井凝析气样品为例研究了地层压力下降到不同程度采出井流物直接进行相态恢复和将此井流物进行一级分离后,用目前分离器油和分离器气按原始生产气油比进行配样而得到的原始流体样品组成,以及按露点压力等于地层压力的方式配样后的相态特征;对比了几种不同的处理和恢复方式对原始流体样品代表性的影响。1　相态恢复处理计算原理

在本类计算中除使用了CVD计算的基本模型以外,还针对三类不同情况建立了相应的计算理论模型,包括相态恢复计算模型、按原始气油比计算模型、按露点压力等于地层压力配样的计算模型等。

相态恢复计算理论模型:

地层流体气液平衡计算理论模型[2,3]

f i L k(p,x1k,…,x nk)-

f i v k(P,y1k,…,y nk)=0(1)

Z ik-x ik L k-y ik V k=0(2)

∑x ik-∑y ik=0 L k+V k-1=0(3)　Z ik=[Z ik-1+x ik-1ΔN i nk]/(1+ΔN i nk)(4)在(1)～(4)式中:

f i L k,f i v k分别为组份i在第k级恢复时平衡液相和气相中的逸度;p为系统压力,MPa;Z ik、x ik、, y ik为分别第k级恢复时组份i在系统中、平衡液相、平衡气相中的摩尔分数;L k、V k分别为表示系统中第k级恢复液相和气相占的摩尔分数;Z ik-1为第k-1级地层中组份i的摩尔组成(分数);ΔN ink为第k 级恢复时的露点压力下平衡油相的增加量,kmol。

第23卷　第2期 西南石油学院学报 Vol.23　No.2

　2001年　4月 Journal of S outhwest Petroleum Institute Apr　2001　

Ξ收稿日期:2000-06-29

基金项目:中国石油天然气集团公司“塔里木深层天然气整体开发评价”项目(部294)。

作者简介:郭平(1965-),男(汉族),四川射洪人,副教授,油气田开发硕士,主要从事油气相态理论与测试、气田开发、轻烃回收、混相驱提高原油采收率、多孔介质中相态及油气田开发工程研究。

对于每一级恢复后的井流物组成,我们都可计算出下列参数:

露点压力下1kmol的凝析气体积为

V d=Z d R T f/p f(5)

第J次压降阶段采出的井流物摩尔数

ΔN

w j

={(Z v j V p j+Z L j L p j)(1-N w j-1)×

R T f p f -V d}

p f

R T f

Z v j(6)

采气衰竭到第j级压力下井流物累计采收率为

ΔN

w j=∑j

i=2

ΔN

w i

(7)

地层第J级压力下的反凝析液饱和度为

S o j=Z L j L p j)(1-N w j-1)R T f

p f V d

(8)

(5)～(8)式中:

L p j,V p j分别为第j级压力下在地层中的平衡液相和气相摩尔分数;V d、Z d分别为露点压力下的体积及偏差系数,L/kmol;T f、p f分别为地层温度及压力,K,MPa;Z v j,Z L j为在第j级压力下地层中的平衡气相和液相的偏差因子;N w j为在第j级压力下累积井流物采出量,kmol;R=气体常数,R= 8.31MPa?L/(kmol?K)。

按原始气油比配样方式计算模型:

假定对不同压力下产出的井流物进行一级分离,得到的油气相摩尔组成分别为x ij,y ij,在油气两相中油相的摩尔分数为L j,在原始条件下产出井流物进行一级分离得到油相和气相摩尔组成分别为x i0,y i0,在油气两相中油相的摩尔分数为L0,按各衰竭压力下一级分离器油气的摩尔组成和原始一级分离器油的摩尔分率进行配样就得到按原始生产气油比和目前一级分离器油气组成配样的恢复后组成Z ij=x ij L0+(1-L0)y ij

按如上假定,我们可得在不同压力下取得的一级分离器油和气按露点压力等于地层压力进行配样后得到的流体组成为

Z ij=x ij L t+(1-L t)y ij

在式中,L t的确定方法是假定一个L t,然后进行露点计算,如果露点等于原始地层压力则认为此是的L t为所求。一般来说为了达到此要求,L t比目前压力一级分离后的L j要高一些。

2　相态恢复计算分析

选用进行计算的凝析气体系是塔里木英买区块英买7井凝析气井,其原始地层压力为50.94MPa,为了能模拟露点压力等于地层压力的情况,假定原始地层压力为41.92MPa,实际地层温度105℃,测得露点压力41.92MPa,生产气油比4145.93(m3/ m3),生产井段为4672.0～4685.0m,C1采用西南石油学院研制的PV TCO G相态模拟及实验计算软件包,选用PR状态方法进行模拟和分析计算,分析计算内容为:

(1)对原始PV T报告进行模拟,拟合好后形成临界参数场;

(2)采用形成的临界参数对凝析气藏采出井流物进行模拟计算(表1),并选用一级分离器条件为压力2.38MPa,温度20℃,从而得到在不同压力下的井流物在一级分离后得到的分离器气和油样的组成,摩尔分量等有关数据;

(3)选用不同压力下的井流物及分离器产物对原始相态进行恢复和模拟,以评价各种方法的优缺点,主要开展了三种方式:采用井流物直接恢复、按原始生产气油比和目前压力下一级分离器油气摩尔组成配样、按露点等于原始地层压力配样分析。

表1　英买7井井流物摩尔组成%

CO20.0598nC40.3351

N2 1.4057iC50.1187

C187.6063nC50.0894

C2 6.1167C60.4255

C3 1.3469C+7 2.2051

iC40.2907γC+70.7773

p d/MPa41.92MC+7174.93

拟合好原始PV T参数后,分12级衰竭对产出井流物组成、一级分离器油气组成和油气摩尔分量进行了模拟(图1～3);从图中看出,井流物组成中C1的变化不大,原始41.83MPa时为87.60639%,而在21.19546MPa时为89.37175%,在4MPa时为89.33483%,压力从原始压力下降了20MPa,C1增加了1.76536%;变化最为明显的是C+7,原始为2.2051%,而在21.19546MPa时为0.53162%,在4MPa时为0.1244%,下降近10倍,它的变化趋势和一级分离器中的油摩尔分率变化相似,说明分离器油中的主要成份为C+7;C6含量随压力下降而下降,但变化幅度不大,原始为0.4255%,而21.19546 MPa时为0.36554%,在4MPa时为0.39939%;其它组成的变化更小,整体上呈现出重组份降低,而轻

62西南石油学院学报 2001年

组份含量升高的趋势,一级分离所得油量随压力下降而降低,因此一级分离器气油比也是上升的,这正是一般凝析气藏的开采特点。

虽然在井流物中C+7变化最大,但对于分离器气来讲,C+7组份含量较小,C+7含量随压力的下降变化不大,在原始条件下分离器气中C+7为0.00052%,在21.19546MPa时为0.00047%,在4 MPa时为0.00043%。C1组成变化较小,到4MPa 时才降低0.64278%,变化最为明显的是C6,含量是随压力下降而上升,原始为0.15777%,而在21.19546MPa时为0.25118%,在4MPa时为0.35554%,上升达到原来的1倍,其余组成变化不大,但整体上呈现出中间烃含量增加而轻组份降低的趋势,这说明在凝析气藏轻烃回收中就分离器气来讲不是越来越干,尽管气油比越来越大,但随凝析气藏压力下降一般来说气井产能是越来越小的。

由于分离器气中C6含量变化最明显,因此在分离器油中仍然变化最明显,C1～C6含量均随压力下降而增加,对C6,原始为8.77935%,而在21.19546 MPa时为14.15391%,在4MPa时为20.30822%,上升达到原来的1倍;对C1原始为8.05602%,而在21.19546MPa时为8.20547%,在4MPa时为8. 38113%,变化较小,油中的非烃类组份含量变化较小;变化较多的是C+7,原始为70.99346%,而在21.19546MPa时为64.57025%,在4MPa时为56.41821%,随压力下降而下降,这就是采用目前分离器油气样品按原始气油比配样后测得的露点压力越来越低的原始,值得说明的是由于凝析气藏的气油比一般较大,因此对配成的样品露点的影响在气藏压力下降不大时影响不大。

图4～5是采用不同衰竭压力下的井流物直接进行相态恢复相应的CVD主要参数对比,由图可知,当气藏压力衰竭到14MPa以上来进行相态恢复对气藏体系的相态行为不会产生明显的影响,而当压力低于14MPa时,造成恢复后CVD中反凝析液饱和度偏高,但对偏差因子和井流物采收率仍然不会产生明显的影响。

图6～8是按不同衰竭压力时所得分离器气和油按原始气油比进行配样而得的流体组成即相应的露点压力、CVD的主要参数对比等,从总体上讲,随压力下降,所配成的流体露点压力降低,随地层压力由41.83MPa下降到11MPa,配成的样品露点下降为38.79096MPa,当下降到4MPa时,配成的样品露点压力下降为36.96747MPa,地层压力下降30 MPa,而配成的样品仅下降了3.04MPa;而当压力下降10MPa时,配成的样品露点压力下降到41.059 MPa,仅下降了0.8MPa,这说明压力下降不多时,采用此方法所配成的样品有一定代表性,但会造成反凝析液的饱和度偏低,同时使偏差因子有所降低,这是值得注意的问题。从组成上讲,我们需要配成的井流物组成和原始的一样,但实际结果是随衰竭压力降低,配成的流体C+7下降,C1略有下降,C4～C6上升,对CVD的影响是压力越低,则平衡气偏差因子越小,凝析油的饱和度下降,对采出井流物来讲,由于每个压力下的基点为100%因此采收率在压力高时采收率偏低,但在低压区就趋于一致。

图9～10是按不同衰竭压力时所得分离器气和油按露点压力等于地层压力方式进行配样CVD的主要参数对比等,从总体上讲,随原始气藏压力下降,将一级分离所得的油气样品配成原始露点所需的油量比例要增加,同时配成的样品组成中,重组份的含量有所增加,增加幅度最大的是C6,其次是C5,因此造成在配成样品的CVD分析中随原始地层压力下降,偏差因子降低,而反凝析油饱和度增加,但对井流物采收率影响不大。

3　结　论

(1)对于一个凝析气藏,当压力低于露点以后进行取样,并准确分析出目前流体的相态参数,对此进行拟合后,采用此井流物直接恢复到原始露点压力下所得的流体特征可作为原始条件下的流体数据,此法代表性好,即使原始地层压力压降较大也不致于对恢复后流体对原始流体相态特征的代表性造成较大影响。如本例中当压力下降30MPa后,才表现出有影响。

(2)当压力低于露点压力后,当采用目前取样所得的一级分离器油样和分离器气样并按原始生产气比进行配样时,会造成体系露点略有降低、偏差因子偏低和反凝析油饱和度偏低的结果,在地层压力下降较少时,误差较小,可以采用。

(3)对于饱和凝析气藏,由于一旦生产就有压降,不能取得有代表性的流体样品,将原始取样按露点等于地层压力进行配样以确定原始气藏的流体参数已作为一种常用的方法,值得注意的是取样时仍需保持较小的生产压差,否则就和凝析气藏低于露

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第2期 郭平等:　凝析气藏相态恢复理论研究

图1　各级压力下采出井流物组成变化图2　

各级压力下采出分离器气组成变化

图3　各级压力下采出分离器油组成变化图4　CVD

计算所得凝析油饱和度对比

图5　进行CVD 计算所得偏差因子对比图6　

分离器油气组成按原始气油比计算所得露点

图7　按原始气油比配样后进行CVD 计算偏差因子图8　按原始气油比配样后进行CVD 凝析油饱和度

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图9　按露点压力等于地层压力配样CVD 气偏差因子图10按露点压力等于地层压力配样CVD 凝析油饱和度

点压力后用分离器油气样按饱和凝析气藏配样结果一致,会造成平衡气相偏差因子偏低,而凝析油饱和度偏高的结果。

参考文献:

[1]　石油勘探开发研究院.SY /T6101-94.凝析气藏相态

特征确定技术要求[S].北京:石油工业出版社,1994.

[2]　郭天民.多元汽-液平衡与精馏[M ].北京:化学工业

出版社,1983.

[3]　郭平,孙雷,李中春,等.南翼山E3凝析气藏地层流体

相态研究[J ].天然气工业,1999,19(5):43—46.

(编辑　朱和平)

石油开采技术在摩天大厦基坑施工抢险中的应用

我国沿海某市高度为中国第一的××大厦在大楼基础施工作业,当挖到地面以下15m 时,于主楼基坑

东南处由一个<108mm 深36m 地下水位观察孔眼的基坑底周围出水,最大达100～120m 3/h ,且被水带到地面的细砂多达50m 3,坑底地面下沉20～40mm 。施工单位采用多种措施堵水,均未奏效。后向驻市各工程技术部门征求抢救方案。

为此,市地质局钻井黄总工程师和我作出设计。于1995年7月5日按设计:利用工地原打入地层的那把<609mm 管子作井筒;在井口上方的基坑支撑桁架梁上按放一台小钻机、一台高比重泥浆搅拌机和一台高压泵组;下入<110mm 钻头,自地面以下21.5m 处再往下钻深至36.2m 处;分两次下入21/2″注浆管,分别下入地面以下34.2m 和25.7m 处,即两个出水层之下;以0.3～0.5MPa 的泵压打入比重为1.70～1.80的比重泥浆共37.5m 3整个施工进行顺利,压井堵水作业瞬间大功告成,经一天时间观察后,按设计往地下注入比重为1.70水泥浆3.90m 3,共用干水泥5.0t ,圆满完成了抢险堵水施工。

我们又按建筑公司要求作出对地下出砂地层进行挤水泥充填施工设计,并送美国S.O.M 公司审查,后经中国船舶工业总公司对原有下沉现象的检测点精确实测,下沉量为零,且稳定。不往地层挤水泥,大厦同样稳固安全,不久工地负责人庆贺堵水一次成功。

王雨田

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2第2期 郭平等:　凝析气藏相态恢复理论研究

STU DY ON THE PHASE-STATE REST ORARION OF G AS CON DENSATE RESERV OIRS

GUO Ping(S outhwest Petroleum Inst,China),SUN Lei,SON G Wen-jie,et al　JOU RNAL O F S OU T HW ES T PET ROL EU M IN S TI TU T E,V OL.23,N O.2,25-29, 2001(IS S N1000-2634,IN CHIN ES E)

PV T data of gas condensate reservoir provide important parameters for reservoir numerical modeling and recovery plan2 ing.For various reasons,however,re presentative PV T samples of the initial development phase are often not available.Phase-state restoration is one of the methods usually used to solve this problem;but systematic study on the theories behind phase-state restoration is lacking.In the present work,the general principles of phase-state restoration of gas condensate reser2 voirs and their application to the Y inmai Well7in Tarimu basin are given.After data matching,phase-state restoration was performed directly on the effluents from the well at different formation pressure drawdowns.Restoration was also performed on mixed separator oil and gas samples assuming the G OR of the initial production phase or assuming a formation pressure equal to the dew https://www.360docs.net/doc/b116363687.html,parison is made on the influence of the two types of restoration on the fluids as being representative of the initial formation fluids.

K ey Words:gas condensate reservoir,PV T analysis, phase-state restoration

EXPERIMENTA L EVA L UATION OF CARB ON DIOXIDE IN JECTION FOR ENHANCE D OI L RECOVER Y IN L IAOHE L IGHT OI L DISTRICT

XION G Yu(S outhwest Petroleum Inst,China),SUN Lei,L I Shi-lun,et al　JOU RNAL O F S OU T HW ES T PET ROL EU M IN S TI TU T E,V OL.23,N O.2,30-32, 2001(IS S N1000-2634,IN CHIN ES E)

It is an important way to enhance oil recovery through gas injection after injecting water.The efficiency of EOR of carbon dioxide injection relates closely to the properties of crude oil. Whether carbon dioxide injection can be conducted will be de2 cided according to PV T parameters,MMP of crude oil with CO2and crude oil properties after CO2injection.We pick5typ2 ical oil samples from different oil companies in Liaohe oil field to study the phase behavior characterization and analyze the oil properties after the crude oil is miscible with CO2.We also measured the minimum miscible pressures of two oil samples, according to which we evaluated the crude oil properties and an2 alyze the possibility of CO2injection.The results showed that CO2injection in Liaohe light oil district can enhance oil recov2 ery,but it is difficult for crude oil to be miscible with in jected CO2.

K ey Words:enhanced oil recovery,carbon dioxide injec2 tion,PV T,Liaohe oil field

MECHENISM OF CO2MISCIB LE F LOODING DURING MU LTIPLE CONTACT PR OCE DURE

SU Chang(S outhwest Petroleum Inst,China),SUN Lei, Li Shi-lun　JOU RNAL O F S OU T HW ES T PET ROL EU M IN S TI TU T E,V OL.23,N O.2,33-36,2001(IS S N1000 -2634,IN CHIN ES E)

Nowadays,synthetic water cut in on-shore oil fields reaches81%.Outputs begin decreasing,as a result,developing enhanced oil recovery by injecting gas becomes a tactic task for sustainable development of on-shore oil industry.The wide range application of CO2injection based on the success of field test requires further study of mechanism of CO2miscible flood2 ing procedure.Though it is well known that CO2decrease oil viscosity by swelling in it,the variation of physical parameters of each phase in the procedure of multiple contact is not well studied.In this paper,the author established a one-dimen2 sional simulation method considering Zhong Yuan oil field to calculate and analyze such parameters as composition,density, viscosity and interfacial tension.

K ey Words:miscible flooding,contact procedure,numeri2 cal simulation,physical parameter

DEC L INE ANA LYSIS OF G AS WE LL IN E DGE WATER-DRIVE G AS RESERV OIRS

L I Xiao-ping(S outhwest Petroleum Inst,China), ZHAO Bi-rong,Y AN G Lei　JOU RNAL O F S OU T HW ES T PET ROL EU M IN S TI TU T E,V OL.23,N O.2,37-39, 2001(IS S N1000-2634,IN CHIN ES E)

The deliverability of gas well is affected by the magnitude of aquifer energy in edge water-drive gas reservoirs,so it is of

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No2 Journal of S outhwest Petroleum Institute