基于循环注蒸气和烟气激励的海上稠油开采技术

杨海林，钟立国

（1.中海油田服务股份有限公司 油田生产研究院，天津 塘沽 300450； 2.中国石油大学（北京）提高采收率研究院，北京 102249）

0 引言

渤海油田探明稠油储量超过20亿t，过去采用泵抽和注水等冷采方式开发地层条件下黏度小于2 000 mPa·s的稠油油藏，平均日产油量为10～30m3.由于海上采油平台空间限制，陆地油田常用的循环注蒸气、蒸气驱或SAGD等注蒸气热力开采技术不能应用于海上稠油热力开采.另外，渤海油田稠油油藏埋藏深度一般为1 000～1 500m，原始地层压力在10MPa以上，注蒸气困难.采用小型模块化蒸气和烟气发生器，将产生的高温蒸气和烟气注入海上稠油油藏可以提高稠油开采速度和采收率[1］，为海上稠油热力开采提供新思路.

稀油油藏注入CO2等气体可以提高原油采收率[1］.实际上，稠油蒸气吞吐进入到后期时，开发效果随着地层能量下降而变差，注N2、CO2或烟气等气体可以提高蒸气的波及体积，补充地层能量，并且进一步降低稠油黏度及地层残余油饱和度.在注蒸气的同时，注入CO2可以改善稠油蒸气吞吐后期的开发效果，机理是注入的CO2进一步降低稠油黏度和产生溶解气驱而提高稠油采收率，附加的气驱能使原油产量增加，但在CO2或蒸气突破后，气体对原油增产将不再起作用.溶解气油比低的油藏注入CO2和蒸气比单独注蒸气能够进一步提高采收率，在高溶解气油比油藏蒸气驱时注入CO2作用不明显，只要注入蒸气温度高于饱和温度，则注入温度变低并不降低采收率[1-3］.模拟水平井和直井注入蒸气和CO2实验时发现，尽管同时注入蒸气和CO2能够提高最终采收率和采油速度，但水平注入井与生产井的采收率要低于直井注入与水平井采出.底水油藏注蒸气初始阶段注入CO2能够提高采收率，同时注入蒸气和CO2的开采效果要好于注蒸气的[4］.在SAGD和电加热开采时注入N2、CO2或烟气，也可以补充地层能量，提高采收率速度和采收率[5］.在蒸气吞吐时，以前置段塞式注入N2、CO2或烟气，由于气体具有压缩性、膨胀性、小热容、低黏度等特点，蒸气吞吐添加N2后有利于保持地层压力，延长吞吐周期，改善蒸气波及体积，增加近井地带的洗油效率，尤其对改善薄层稠油油藏和深层稠油油藏开发效果明显.目前，主要采用N2或CO2与蒸气复合吞吐的方式，并注入一定量表面活性剂控制气体的流度[6-19］，也可以采用地下自生CO2泡沫辅助蒸气吞吐技术[20］.可见，在注蒸气的同时，注入N2、CO2或烟气等气体主要用于开采后期，以补充地层能量、改善开采效果.

针对渤海稠油油藏埋藏深、压力大及海上采油平台空间有限等特点，通过实验和油藏数值模拟，研究采用小型蒸气烟气发生器同时注入蒸气和烟气循环激励开采海上稠油的机理，优化注入蒸气和烟气温度、烟气蒸气体积比、周期蒸气和气体注入量等参数，并在渤海稠油油田开展4口井的现场应用试验.

1 实验与数值模拟

通过测定稠油与气体混合物的高温高压流变性，考察气体和热对稠油流变性的影响；通过填砂模型实验，研究循环注蒸气和烟气激励的开采动态和开采效果；通过油藏数值模拟，优化循环注蒸气和烟气激励开采的注入参数；通过综合流变性测定、填砂模型实验和油藏数值模拟，研究循环注蒸气和烟气激励的开采机理.

实验用稠油样品取自海上稠油油藏，主要特性见文献[2］，56℃温度时脱气稠油黏度为1 681mPa·s，实验用N2纯度为99.99%，CO2纯度为98%，实验用模拟地层水根据油田地层水组成配制，总矿化度为7 400mg／L.

不同温度和压力下，稠油及稠油与气体混合物的流变性采用具有密闭系统的Haake RS6000流变仪测量.稠油被装在配有电磁马达的密闭容器内，用油浴控制和维持温度，通过中间容器向密闭容器注入压缩气体.

循环注蒸气和烟气激励的填砂模拟实验装置见图1.填砂模型（100mm×650mm）安装4个温度传感器和4个压力传感器，填砂模型外部有隔热和控温装置，采用中间容器模拟地层的流体压力（10MPa）.在吞吐模拟实验中，首先饱和模拟地层水和含溶解气的稠油（溶解气油比为10m3／m3），注入设计量的蒸气或者蒸气与烟气，焖井一段时间后，采出端开始生产，同时以恒定压力向模型注入稠油模拟地层压力，分离采出液与采出气，记录油、水和气的生产速度及模型温度和压力变化.

图1 填砂模型实验装置Fig.1 Diagram of the experimental apparatus with sand packed model

采用ECLIPSE的THERMAL模拟器进行循环注蒸气和烟气油藏数值模拟，采用N2、CO2、CH4、C2-5、C6-12、C13-29和C30＋等7个拟组分.主要油藏地质参数及水平井参数见表1.油藏模型长度为1 000 m，宽度为200m，共有50 000（50×40×25）个网格.油藏数值模拟方案包括冷采、循环注蒸气激励、循环注气体激励和循环注蒸气与气体激励.模拟计算时间为24个月.

表1 油藏地质参数及水平井参数Table1 Parameters of reservoir and horizontal well

2 增产机理

2.1 热降黏与气体降黏

在15MPa和56～180℃温度时，溶解天然气稠油及其与N2、CO2和烟气混合物的黏度曲线见图2.由图2可以看出，温度升高和气体溶解使稠油黏度降低，在低温时气体的溶解降黏作用比较显著，或者说气体溶解对稠油黏度的影响随着温度升高而降低.稠油与烟气混合物的黏度随着温度的变化特性与N2接近，原因是烟气中N2体积分数达到85%以上.另外，当温度高于150℃后，溶解天然气稠油与N2和烟气混合物的黏度随着温度的升高而增大，原因是高温时气体对稠油的抽提作用增强，使稠油中轻质组分含量有所减小.

在56～240℃温度和0～20MPa时，稠油与气体混合物的表观黏度测定结果见图3.由图3可以看出，稠油黏度随着温度升高而降低，温度由56℃升至180℃时，稠油黏度由1 681.0mPa·s降为80.5 mPa·s，降低95.2%.当温度高于120℃后，稠油黏度降低幅度变缓，当稠油加热至100～120℃时，取得较好的稠油降黏效果.在不同温度时，稠油黏度随着溶解烟气压力的变化规律并不相同；在56℃温度时，当压力大于3MPa后，稠油与烟气混合物的黏度随着压力增大而增大，原因在于低温时稠油与烟气混合物的饱和压力低，进一步增大压力仅对稠油产生压缩作用；在80℃温度时，稠油与烟气混合物的黏度在压力大于5MPa后随着压力增大而增大；当高于100℃温度后，稠油黏度随着压力的增大而降低，并且温度越高，稠油黏度随着压力增大而降低的幅度越大.

图2 稠油（溶解气油比为10m3／m3）与气体混合物的黏度与温度的关系曲线Fig.2 Relationship between viscosity of heavy oil saturated with natural gas and N2，CO2，or flue gas and temperature

图3 不同温度下稠油与烟气混合物表观黏度与压力的关系曲线Fig.3 Relationship of viscosity of heavy oil saturated with flue gas and pressure at different temperature

在不同温度时采油指数和黏度比（饱和溶解气稠油56℃温度时黏度与加热后稠油黏度之比）关系曲线见图4.由图4可以看出，采油指数与黏度比之间具有很好的相关性，采油指数和黏度比随着温度升高而增大，加热至200℃温度时的采油指数是56℃温度时冷采的20倍以上.

2.2 气体扩大加热腔与增大油藏压力

图4 采油指数和黏度比与温度的关系曲线Fig.4 Relationship between oil production index and μ0／μand temperature

与注蒸气相比，同时注蒸气和烟气能够扩大加热腔体积和增大油藏压力，当蒸气分压较低时，可以使蒸气在油藏条件下保持气态.一口水平井分别注入3.3×103m3的200℃温度蒸气激励开采，以及注入3.3×103m3的200℃温度蒸气与2.70×106m3烟气激励开采的数值模拟结果表明，注蒸气与烟气油藏的加热腔体积是注蒸气的4倍（焖井结束时沿水平井的油藏温度剖面见图5），但注蒸气与烟气油藏加热腔的平均温度为152℃，低于注蒸气的177℃.同时，注入蒸气和烟气油藏有效波及体积内压力的增大值是注蒸气油藏的3倍.

图5 注蒸气和烟气油藏与注蒸气油藏焖井结束时的油藏温度剖面Fig.5 Temperature profile of reservoir after steam injection and steam and flue gas co-injection

2.3 气体辅助重力泄油

稠油和烟气的重力差有利于加热后油藏的重力泄油.如果忽略气体在原油和水中的溶解，假如原油密度为950kg／m3，储层厚度为20m，计算得到注入蒸气与气体时稠油和气体之间的重力差值（见表2）.其中负值说明蒸气在高压低温下为液态，水和稠油的重力差成为驱油阻力.由于烟气中N2的压缩性要高于CO2，N2与稠油的重力差要大于CO2.当油藏压力降低至5MPa、温度为200～300℃时，注入N2与稠油的重力差最大为0.2MPa，重力差的泄油作用随着油藏压力的降低而变得明显.

表2 蒸气、N2和CO2与原油的重力差计算结果Table2 Calculation result of gravity difference between oil and steam，N2or CO2

2.4 蒸气与气体的协同作用

循环注蒸气、气体和蒸气加气体激励等不同开采方式的填砂管模拟实验结果见表3.由表3可以看出，循环注蒸气激励、循环注气体激励、循环注蒸气加气体激励的平均采油速度是冷采的1.5～3.0倍，循环注蒸气加气体激励的产油量大于循环注蒸气产油量与循环注气体产油量之和，表明注入蒸气与气体具有协同增产效果.蒸气与气体的协同增产的作用机理在于：烟气提高加热效率，减少向上覆岩层的热损失；烟气溶解降低稠油黏度，降低蒸气注入压力，提高蒸气注入能力；高温蒸气加热油藏可以提高烟气注入能力.

表3 循环注入蒸气、气体和蒸气加气体激励开采模拟实验结果Table3 Experimental result of cyclic steam，gas or steam and flue gas stimulation

3 注入参数优化

通过一个轮次循环注蒸气与烟气开采的油藏数值模拟，优化注入温度、烟气蒸气体积比和周期注入量等循环注蒸气与烟气激励开采的关键参数.

3.1 注入蒸气和烟气的温度

分别注入150℃、200℃和300℃温度的蒸气和烟气激励开采的注采参数见表4.由表4可以看出，周期产油量随着注入蒸气和烟气温度的提高而增加.在输出相同热量条件下，蒸气和烟气发生器产生300℃高温蒸气和烟气时注入水量较少，蒸气所占比例较小，蒸气分压也较低，蒸气在10MPa油藏中的分压约为5MPa，而饱和压力约为8MPa，蒸气保持气态；在200℃温度蒸气和烟气中蒸气分压约为8MPa，而饱和压力约为2MPa，蒸气在10MPa油藏中为液态.循环注入不同温度蒸气和烟气油藏焖井后沿水平井的温度剖面（见图6）表明，对于10MPa油藏注入蒸气和烟气时，注入气态的高温蒸气可以扩大加热腔，提高加热效率.因此，注入温度较高的蒸气和烟气进行激励开采的效果较好，建议注入蒸气和烟气的温度高于300℃.

表4 循环注入不同温度蒸气和烟气激励开采的注采参数Table4 Injection and production parameters of cyclic steam and flue gas stimulation with different temperatures

图6 循环注入不同温度蒸气和烟气油藏焖井后沿水平井的温度剖面Fig.6 Temperature profile of reservoir after different temperature steam and flue gas co-injection

3.2 注入烟气蒸气体积比

循环注入1 860m3、300℃温度的蒸气与不同比例烟气激励开采的数值模拟结果见表5.其中大气压下烟气蒸气体积比分别为0.05、0.27、0.54和1.08.由表5可以看出，在给定的油藏条件下，当烟气蒸气体积比为0.54时，周期产油量最高；在烟气蒸气体积比增至1.08时，周期产油量降低.原因在于当烟气蒸气体积比过高时，生产初期产气时间过长，地层热损失增大，影响稠油的开采效果.因此，给定油藏条件下的合理烟气蒸气体积比为0.4～0.6（在大气压下）.

表5 循环注入300℃温度蒸气与不同比例烟气激励开采的注采参数Table5 Injection and production parameters of cyclic co-injection of 300℃steam and different ratio flue gas

3.3 蒸气与气体注入量

目前的蒸气和烟气发生器每天能够产生186m3的300℃温度蒸气及相应比例的烟气，注入10、20和30d的300℃温度蒸气和烟气激励开采的数值模拟结果见表6.由表6可以看出，周期产油量随着蒸气和烟气注入量的增大而增大，但注入时间超过20d时周期产油量增大的趋势变缓.推荐蒸气和烟气合理注入时间为20d，或者注入3 700m3蒸气和5.4×106m3（在大气压下）烟气.

表6 不同注入量300℃温度蒸气和烟气激励开采的注采参数Table6 Injection and production parameters of cyclic co-injection of different volume of 300℃steam flue gas

4 现场试验

在渤海油田某海上稠油油田开展4口井的循环注蒸气和烟气激励开采现场试验.基于实验优化结果，注入蒸气和烟气的温度为300℃，烟气蒸气体积比为0.4～0.6（在大气压下），并添加缓蚀剂抑制注入蒸气和烟气时的CO2腐蚀及O2腐蚀，在注蒸气和烟气时在油管与套管环空注入N2隔热.其中，A和B井的直井段为非热采完井、水平段或定向井段普通筛管完井.A井是水平分支井，水平井段长度为517.25 m，平均储层厚度为7.90m，储层中心埋深为941.00m.A井注入15d的300℃温度的蒸气和烟气，然后关井5d，A井自喷生产5d；然后用泵抽生产300d.采油初期日产液量为93m3，日产油量为61m3（约为冷采的2倍），井底流压达到9.1MPa（冷采时为4.5MPa），周期产油量达到8 818m3，增产原油2.266 m3.B井是定向井，油藏斜厚为22.00m（垂直厚度为11.90m），储层中心埋深为1 069.00m.C和D井为直井段热采完井、水平段优质筛管完井.注入3.6t的300℃温度蒸气与烟气，开采初期日产油量为70 m3，最高日产油量为110m3，周期产油量为9 534m3.

蒸气与烟气发生器现场运行状态良好，循环注蒸气和烟气激励开采的增产效果非常明显，表明循环注蒸气和烟气激励开采海上稠油具有广泛的应用前景.

图7 A井循环注蒸气和烟气激励的生产动态Fig.7 Production performance of well A stimulated by co-injection of steam and flue gas

图8 B井循环注蒸气和烟气激励的生产动态Fig.8 Production performance of well B stimulated by co-injection of steam and flue gas

5 结论

（1）循环注蒸气和烟气激励的开采机理主要包括加热降黏、气体溶解降黏、气体扩大加热腔与减少热损失及蒸气与气体的协同增产效应.

（2）在循环注蒸气和烟气激励开采时，合理注入蒸气与烟气温度高于300℃，大气压下烟气与蒸气体积比为0.4～0.6.

（3）渤海油田稠油井循环注蒸气和烟气激励开采试验表明，激励后稠油井平均日产油量达到冷采的3倍以上，最高日产油量达到110m3，周期产油量达到1.0万m3左右.

（4）循环注蒸气和烟气激励开采海上稠油的增产效果明显，推广应用前景广阔，有潜力成为海上稠油热采的主要方式.

（5）实验、数值模拟和现场试验是在一个轮次注蒸气和烟气激励开采条件下进行的，将开展多轮次注蒸气和烟气激励开采的实验和数值模拟研究，优化不同轮次注入蒸气和烟气温度、烟气蒸气体积比和注入量等参数，并开展多轮次现场试验.

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