CN106150449B - 一种用于二氧化碳侵入开放油气藏的流体性质的识别方法 - Google Patents
一种用于二氧化碳侵入开放油气藏的流体性质的识别方法 Download PDFInfo
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Abstract
本发明提供一种用于二氧化碳侵入开放油气藏的流体性质的恢复方法包括：归一化处理代表性的流体组分，得到气样摩尔组成和油样摩尔组成；根据该组成分别计算气样和油样的总分子摩尔质量；对所述气样摩尔组成和油样摩尔组成进行去CO2计算，得到去CO2的气样摩尔组成和油样摩尔组成；利用已有油气藏参数计算气顶气区的流体总质量和油区的流体总质量；计算CO2侵入前气顶气区的总摩尔数和油区的总摩尔数，并进一步得到去CO2的气顶气区和油区的各组分的摩尔数；最后计算出气顶气区和油区流体混合后，原始油气藏的流体组成。本发明还包括测定原始油气藏的流体密度。本发明还提供一种在表征二氧化碳侵入后开放油气藏流体性质的变化中的应用。
Description
技术领域
本发明涉及烃类流体性质分析领域，具体涉及一种用于二氧化碳侵入开放油气藏的流体性质的识别方法。
背景技术
现有油气藏高温高压流体性质研究的取样方法包括井口取样和井底取样，两种方法各有优缺点。绝大多数采取井口取样方法，该方法的优点是简单易操作，成本低，缺点是因井口压力低于油气藏压力而造成烃类样品的组成不同于油气藏条件下的烃类组成。挥发油或凝析气因近饱和状态对取样压力极为敏感，部分样品会采用井底取样方法，其优点是在油气藏压力条件下获取的烃类样品，能保持烃类组成与油气藏内烃类流体组成基本一致，样品的代表性好，但取样成本高昂，操作条件苛刻，造成取样数量受限。
常规室内实验的烃类流体一般采取井口取样，在油气藏条件下按照一定的油气比例配样，作为油气藏条件的烃类样品开展实验分析。对于低饱和油，采取该方法配样，其误差可以满足样品分析要求。但对于近饱和或过饱和的烃类流体因对压力的敏感性强，井口配样难以满足样品分析的需要。
20世纪90年代以来，在巴西、马来西亚、印尼等海上油田发现含大量二氧化碳(CO2摩尔分数大于20％)的油气藏，烃类流体在油气藏条件下处于过饱和状态，大量二氧化碳溶解在原油内或二氧化碳萃取原油在油气藏顶部以气顶气状态存在。关于此类油气藏的流体性质的研究，无论井口取样或井底取样都存在一定的局限性，特别是海上深水油田因作业成本高昂进一步限制了取样样品数量，进一步增加了流体性质的分析难度。
发明内容
鉴于上述现有技术的不足，本发明提供一种用于二氧化碳(CO2)侵入开放油气藏的流体性质的恢复方法，在极为有限的烃类流体样品分析基础上，恢复CO2侵入前原始油气藏的流体组成，获取古油气藏的原始流体性质，为进一步软件模拟CO2侵入开放油气藏的过程，研究CO2侵入后开放油气藏流体空间分布及相态行为变化特征提供依据。
需要说明的是，本发明的研究对象为不含CO2或CO2含量低于10％的开放型油气藏。
本发明的一个实施方式在于提供一种用于二氧化碳(CO2)侵入开放油气藏的流体性质的识别方法，包括按如下顺序进行的步骤：
1)选取代表性的流体组分进行归一化处理，得到气样摩尔组成和油样摩尔组成；
2)对所述气样摩尔组成和油样摩尔组成分别进行去CO2计算，得到去CO2的气样摩尔组成和油样摩尔组成，根据去CO2气样摩尔组成和油样摩尔组成计算去CO2气样总分子摩尔质量和油样总分子摩尔质量；
3)利用已有油气藏参数计算气顶气区的流体总质量和流体地下总体积，以及油区的流体总质量和流体地下总体积；
4)计算CO2侵入前气顶气区的总摩尔数和油区的总摩尔数,并进一步得到去CO2的气顶气区和油区的各组分的摩尔数；
5)计算气顶气区和油区流体混合后，原始油气藏的流体摩尔组成。
其中，步骤1)所述的归一化处理，包括对获得的所有样品数据进行质量检查，剔除异常数据，选取有代表性的数值区间，并进一步得到有代表性的具体数值，构成所述气样摩尔组成和油样摩尔组成。
根据本发明提供的识别方法，由于进行了归一化处理，能够在极为有限的样品分析基础上，恢复二氧化碳侵入开放油气藏前的流体组成，获取原始油气藏的流体性质，有助于对油气藏的性质和组成作出准确判断，以及后续的模拟二氧化碳侵入油气藏过程，从而对二氧化碳侵入后的油气藏流体空间分布和相态变化进行进一步研究。
根据本发明，步骤2)所述去CO2计算包括：从气样摩尔组成中去掉CO2，重新计算其他组分的摩尔分数，得到去CO2的气样摩尔组成；从油样摩尔组成中去掉CO2，重新计算其他组分的摩尔分数，得到去CO2的油样摩尔组成。
根据本发明，步骤2)所述去CO2气样总分子摩尔质量和去CO2油样总分子摩尔质量分别按照式(I)和式(II)计算：
式(I)
式(II)
其中，M气为去CO2摩尔气样的总分子摩尔质量，M油为去CO2摩尔油样的总分子摩尔质量，Nc为去CO2流体组分个数；x气i为去CO2摩尔气样中i组分的摩尔分数；x油i为去CO2摩尔油样中i组分的摩尔分数；M气i为气样中i组分的分子摩尔质量；M油i为油样中i组分的分子摩尔质量。
根据本发明，步骤3)所述气顶气区的流体总质量和油区的流体总质量分别按照式(III)和式(IV)进行计算，所述气顶气区的流体地下总体积和油区的流体地下总体积分别按照式(V)和式(VI)计算：
m气＝GGIP·Bg·ρg/(1-Swi) 式(III)
m油＝OOIP·Bo·ρo/(1-Swi) 式(IV)
V气＝GGIP·Bg/(1-Swi) 式(V)
V油＝OOIP·Bo/(1-Swi) 式(VI)
其中，m气为气顶气区的流体总质量，m油为油区的流体总质量，V气为气顶气区的流体总体积，V油为油区的流体总体积，GGIP为天然气储量；OOIP为原油储量，Bo为地层油体积系数，Bg为天然气体积系数，ρo为地层油密度，ρg为天然气密度，Swi为束缚水饱和度。
根据本发明，步骤4)所述CO2侵入前气顶气区的总摩尔数和油区的总摩尔数分别按照式(VII)和式(VIII)计算：
n气＝m气烃·V气/[M气·(V气-m气CO2/ρCO2)] 式(VII)
n油＝m油烃·V油/[M油·(V油-m油CO2/ρCO2)] 式(VIII)
其中，n气为CO2侵入前气顶气区的总摩尔数，n油为CO2侵入前油区的总摩尔数，m气烃为气顶气区非CO2流体的质量，m油烃为油区非CO2流体的质量，m气CO2为气顶气区CO2的质量，m油CO2为油区CO2的质量，ρCO2为超临界条件状态下CO2的密度。
根据本发明，所述气顶气区CO2的质量和非CO2流体的质量以及油区CO2的质量和非CO2流体的质量分别按照式(XIII)、(XIV)、(XV)、(XVI)计算：
m气CO2＝m气·x’气CO2·M CO2/M’气 式(XIII)
m气烃＝m气-m气CO2 式(XIV)
m油CO2＝m油·x’油CO2·MCO2/M’油 式(XV)
m油烃＝m油-m油CO2 式(XVI)
其中，x’气CO2为步骤1)得到的气样中CO2的摩尔分数，MCO2为CO2的分子摩尔质量，M’气为步骤1)得到的气样的总分子摩尔质量，x’油CO2为步骤1)得到的油样中CO2的摩尔分数，M’油为步骤1)得到的油样的总分子摩尔质量。
其中，M’气、M’油分别按照式(XIX)、(XX)计算：
式(XIX)
式(XX)
其中，x’气i为步骤1)得到的气样中i组分的摩尔分数；x’油i为步骤1)得到的油样中i组分的摩尔分数。
根据本发明，所述超临界条件状态下CO2的密度ρCO2通过Peng-Robinson状态方程和Span&Wagner状态方程计算。
所述Peng-Robinson状态方程和Span&Wagner状态方程，参见Liang-BiaoOuyang,“New Correlations for Predicting the Density and Viscosity of SupercriticalCarbon Dioxide Under Conditions Expected in Carbon Capture and SequestrationOperations”, The Open Petroleum Engineering Journal, vol.4, P14-15,2011。
根据本发明，步骤4)所述去CO2的气顶气区和油区的各组分的摩尔数分别按照式(XVII)、(XVIII)计算：
n气i＝n气·x气i 式(XVII)
n油i＝n油·x油i 式(XVIII)。
在本发明的另一个优选实施方式中，步骤5)所述原始油气藏的流体摩尔组成按照式(IX)计算：
ωi＝(n气i+n油i)/(n气+n油)×100％ 式(IX)
其中，ωi为原始油气藏中组分i的摩尔分数，n气i为去CO2气顶气区流体组分i的摩尔数，n油i为去CO2油区流体组分i的摩尔数。
在本发明的一个优选实施方式中，所述识别方法还包括测定原始油气藏的流体密度。
其中，所述原始油气藏的流体密度按照式(X)计算，
ρ＝(ρ气·V气+ρ油·V油)/(V气+V油) 式(X)
其中，ρ气为去CO2气样的流体密度，ρ油为去CO2油样的流体密度。
根据本发明，所述去CO2气样的流体密度和油区的流体密度分别按照式(XI)和式(XII)计算：
ρ气＝(m气-m气CO2)/(V气-m气CO2/ρCO2) 式(XI)
ρ油＝(m油-m油CO2)/(V油-m油CO2/ρCO2) 式(XII)。
本发明的另一个实施方式在于提供一种在表征二氧化碳侵入后开放油气藏流体性质的变化中的应用。
需要说明的是，本发明中所述的流体质量、流体体积、流体密度等各项性质参数，除特别声明外，均为在地层条件下获得的性质参数。
本发明的有益效果在于：按照本发明的识别方法，通过去CO2计算排除了CO2对流体组分的影响，准确的还原了CO2侵入前原始油气藏的流体组成；
按照本发明的识别方法，通过对取得的数据进行归一化处理，以及参考已有油气藏参数，在取样困难和样品有限的条件下，可通过对地面获得的样品数据进行分析和计算，得到原始油气藏的流体组成和性质参数；
按照本发明的识别方法，对目标油气藏的流体组成和流体性质进行分析，所得计算参数与CO2较低的邻近油田的实测参数基本相同；
本发明的识别方法，克服了现有技术的样品分析中取样带来的局限性，为进一步软件模拟CO2侵入开放油气藏的过程，研究CO2侵入后开放油气藏流体空间分布及相态行为变化特征提供了客观依据。
附图说明
图1为根据本发明所述识别方法的流程图。
具体实施方式
下述实施例仅用于对本发明进行详细说明，但应理解的是本发明的范围并不限于下述实施例。
在本发明的实施例1中，目标油藏为巴西桑托斯盆地(Santos)丘比特油田(Jupiter)，已知为开放型的油藏，不含二氧化碳。
实施例1
1)从目标油藏的3口井中取样，获得15个样品(气样8个，油样7个)，对所得样品的组分数据进行归一化处理，得到一套气样摩尔组成和一套油样摩尔组成，结果如表1所示。
表1 气样和油样的摩尔组成
2)在气样摩尔组成中去掉CO2的摩尔分数后计算去CO2气样中各组分的百分含量，得到去CO2的气样摩尔组成，在油样摩尔组成中去掉CO2的摩尔分数后计算去CO2油样中各组分的百分含量，得到去CO2的油样摩尔组成，结果见表2。
表2 去CO2的气样和油样的摩尔组成
| 组分 | 气顶气区(％) | 油区(％) |
| CO2 | 0 | 0 |
| N2 | 1.81 | 0.62 |
| C1 | 73.15 | 38.22 |
| C2 | 5.73 | 3.69 |
| C3 | 3.35 | 2.21 |
| IC4 | 0.62 | 0.41 |
| NC4 | 1.24 | 0.93 |
| IC5 | 0.43 | 0.34 |
| NC5 | 0.58 | 0.54 |
| C6 | 0.67 | 0.86 |
| C7 | 0.63 | 1.26 |
| C8 | 0.88 | 1.59 |
| C9 | 0.91 | 1.49 |
| C10 | 0.87 | 1.35 |
| C11 | 0.77 | 1.41 |
| C12 | 0.76 | 1.69 |
| C13 | 0.78 | 1.94 |
| C14 | 0.67 | 2.06 |
| C15 | 0.62 | 1.70 |
| C16 | 0.43 | 1.23 |
| C17 | 0.40 | 1.09 |
| C18 | 0.41 | 1.14 |
| C19 | 0.37 | 1.20 |
| C20+ | 3.92 | 33.00 |
| C20+摩尔质量(g/mol) | 369.83 | 572.40 |
| C20+密度(g/m3) | 0.9084 | 0.9825 |
3)根据去CO2气样摩尔组成和油样摩尔组成按照式(I)、(II)计算去CO2气样总分子摩尔质量和油样总分子摩尔质量，计算结果如下：
M气＝46.30g/mol；M油＝232.93g/mol。
4)利用已有油藏参数按照式(III)和式(IV)计算气顶气区的流体总质量和油区的流体总质量，并按照式(V)和式(VI)计算气顶气区的流体总体积和油区的流体总体积，其中GGIP＝10821×108m3，OOIP＝10.39×108m3，Bo＝1.3503，Bg＝0.0023，ρo＝914.50kg/m3，ρg＝811.40kg/m3，Swi＝0.25，计算结果如下：
m气＝26925.82×108kg；m油＝17106.78×108kg；
V气＝33.18×108m3；V油＝18.71×108m3。
5)按照式(VII)和式(VIII)计算CO2侵入前气顶气区的总摩尔数和油区的总摩尔数，其中，m气CO2＝20379.27×108kg，m气烃＝6546.56×108kg，m油CO2＝3448.87×108kg，m油烃＝13657.91×108kg，ρCO2＝962.90kg/m3，M’气＝44.55g/mol；M’油＝124.87g/mol。计算结果如下：
n气＝390.33；n油＝72.52。
6)按照式(IX)计算原始油藏的流体组成，计算结果如表3所示。
表3 原始油藏的流体组成
| 组分 | 摩尔组成(％) |
| CO2 | 0 |
| N2 | 1.63 |
| C1 | 67.67 |
| C2 | 5.41 |
| C3 | 3.17 |
| IC4 | 0.59 |
| NC4 | 1.20 |
| IC5 | 0.41 |
| NC5 | 0.57 |
| C6 | 0.70 |
| C7 | 0.73 |
| C8 | 1.00 |
| C9 | 1.00 |
| C10 | 0.95 |
| C11 | 0.87 |
| C12 | 0.90 |
| C13 | 0.96 |
| C14 | 0.89 |
| C15 | 0.79 |
| C16 | 0.56 |
| C17 | 0.51 |
| C18 | 0.53 |
| C19 | 0.50 |
| C20+ | 8.48 |
| C20+摩尔质量(g/mol) | 493.43 |
| C20+密度(g/m3) | 0.96 |
7)按照式(X)计算原始油藏在地层条件下的流体密度为673.84kg/m3。
8)利用闪蒸计算得到地面条件下气相、液相流体组成及流量，并利用P-R(3参数)状态方程计算出地面条件下的流体密度和原始溶解气油比，计算结果如下：
地面条件下的流体密度为886.15kg/m3，原始溶解气油比为266.88stdm3/stdm3。
其中，P-R(3参数)状态方程和具体计算方法参见Nghiem,L.X.K.Aziz,andY.K.Li,A Robust Iterative Method for Flash Calculations Using the Soave–Redlich–kwong or the Peng-Robinson Equation of State”,SPEJ.,vol.23,P727-742,1983。
9)利用LBC粘度模型(Lohrenz-Bray-Clark Viscosity Correlation)计算目标油藏的地层原油粘度，从而方便其与邻近油田测出的地面数据进行比较。计算结果表明地层原油粘度为1.34mPa.s。
其中，LBC粘度模型及具体计算方法参见Lorentz,J.,Bray,B.G.and Clark,C.R.J,“Calculating Viscosity of Reservoir Fluids from their Composition，J.Pet.Tech.1171”，P231,1964。
对比例1
与实施例1的目标油藏相距27km的邻近油田，其CO2含量低于10％，采用油气井地层测试方法(SY/T 6013-2009)进行测定，其地面流体密度为886.89kg/m3，原始溶解气油比为250.08stdm3/stdm3，地层原油粘度为1.28mPa.s。
可以看出，按照本发明的识别方法得出的目标油藏的流体性质与邻近油田的实测参数非常接近，从而验证了根据本发明的识别方法获取原始油藏流体性质的可靠性。
应当注意的是，以上所述的实施例仅用于解释本发明，并不构成对本发明的任何限制。通过参照典型实施例对本发明进行了描述，但应当理解为其中所用的词语为描述性和解释性词汇，而不是限定性词汇。可以按规定在本发明权利要求的范围内对本发明作出修改，以及在不背离本发明的范围和精神内对本发明进行修订。尽管其中描述的本发明涉及特定的方法、材料和实施例，但是并不意味着本发明限于其中公开的特定例，相反，本发明可扩展至其他所有具有相同功能的方法和应用。
Claims (10)
1.一种用于二氧化碳侵入开放油气藏的流体性质的识别方法，包括按如下顺序进行的步骤：
1)对获得的样品流体数据进行归一化处理，得到气样摩尔组成和油样摩尔组成；
2)对所述气样摩尔组成和油样摩尔组成分别进行去CO2计算，得到去CO2的气样摩尔组成和油样摩尔组成，并根据去CO2的气样摩尔组成和油样摩尔组成计算去CO2后气样总分子摩尔质量和油样总分子摩尔质量；
3)利用已有油气藏参数计算气顶气区的流体总质量和总体积，以及油区的流体总质量和总体积；
4)计算CO2侵入前气顶气区的总摩尔数和油区的总摩尔数，并进一步得到去CO2的气顶气区和油区的各组分的摩尔数；
5)计算气顶气区和油区流体混合后，原始油气藏的流体摩尔组成。
2.根据权利要求1所述的识别方法，其特征在于，步骤2)所述去CO2计算包括：从气样摩尔组成中去掉CO2，重新计算其他组分的摩尔分数，得到去CO2的气样摩尔组成；从油样摩尔组成中去掉CO2，重新计算其他组分的摩尔分数，得到去CO2的油样摩尔组成。
3.根据权利要求1所述的识别方法，其特征在于，步骤2)所述去CO2气样总分子摩尔质量和去CO2油样总分子摩尔质量分别按照式(I)和式(II)计算：
其中，M气为去CO2摩尔气样的总分子摩尔质量，M油为去CO2摩尔油样的总分子摩尔质量，Nc为流体组分个数；x气i为去CO2摩尔气样中i组分的摩尔分数；x油i为去CO2摩尔油样中i组分的摩尔分数；M气i为去CO2摩尔气样中i组分的分子摩尔质量，单位为g/mol；M油i为去CO2摩尔油样中i组分的分子摩尔质量，单位为g/mol。
4.根据权利要求3所述的识别方法，其特征在于，步骤3)所述气顶气区的流体总质量和油区的流体总质量分别按照式(III)和式(IV)进行计算，所述气顶气区的流体总体积和油区的流体总体积分别按照式(V)和式(VI)计算：
m气＝GGIP·Bg·ρg/(1-Swi) 式(III)
m油＝OOIP·Bo·ρo/(1-Swi) 式(IV)
V气＝GGIP·Bg/(1-Swi) 式(V)
V油＝OOIP·Bo/(1-Swi) 式(VI)
其中，m气为气顶气区的流体总质量，m油为油区的流体总质量，V气为气顶气区的流体总体积，V油为油区的流体总体积，GGIP为天然气储量；OOIP为原油储量，Bo为地层油体积系数，Bg为天然气体积系数，ρo为地层油密度，ρg为天然气密度，Swi为束缚水饱和度。
5.根据权利要求4所述的识别方法，其特征在于，步骤4)所述CO2侵入前气顶气区的总摩尔数和油区的总摩尔数分别按照式(VII)和式(VIII)计算：
其中，n气为CO2侵入前气顶气区的总摩尔数，n油为CO2侵入前油区的总摩尔数，m气烃为气顶气区非CO2流体的质量，m油烃为油区非CO2流体的质量， 为气顶气区CO2的质量，为油区CO2的质量，ρCO2为超临界条件状态下CO2的密度。
6.根据权利要求5所述的识别方法，其特征在于，步骤5)所述原始油气藏的流体摩尔组成按照式(IX)计算：
ωi＝(n气i+n油i)/(n气+n油)×100％ 式(IX)
其中，ωi为原始油气藏中组分i的摩尔分数，n气i为去CO2气顶气区流体组分i的摩尔数，n油i为去CO2油区流体组分i的摩尔数。
7.根据权利要求6所述的识别方法，其特征在于，所述识别方法还包括测定原始油气藏的流体密度。
8.根据权利要求7所述的识别方法，其特征在于，所述原始油气藏的流体密度按照式(X)计算：
ρ＝(ρ气·V气+ρ油·V油)/(V气+V油) 式(X)
其中，ρ气为去CO2气样的流体密度，ρ油为去CO2油样的流体密度。
9.根据权利要求8所述的识别方法，其特征在于，所述去CO2气样的流体密度和油区的流体密度分别按照式(XI)和式(XII)计算：
10.一种权利要求1-9任一项所述的识别方法在表征二氧化碳侵入后油气藏流体性质的变化中的应用。
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2015
- 2015-04-22 CN CN201510194966.8A patent/CN106150449B/zh active Active
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