低渗稠油油藏蒸汽-CO2-化学剂复合吞吐研究

宋传真, 林长志, 王元庆, 曹丽丽

(中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083)

低渗稠油油藏蒸汽-CO2-化学剂复合吞吐研究

宋传真, 林长志, 王元庆, 曹丽丽

(中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083)

[摘要]叙利亚O油田SH-B油藏为典型的低渗孔隙型块状碳酸盐岩稠油油藏，因埋藏深、渗透率低、原油黏度大等特点，注气困难，注气质量差，蒸汽吞吐开采效果差。通过室内实验和数值模拟研究了注蒸汽-CO2-化学剂复合吞吐的效果，结果表明，CO2伴注具有增溶、膨胀、降黏、改善储层渗透性等功能；高温驱油剂(BM02#)在质量分数为0.3%时即可有效降低界面张力、改变岩石润湿性、降低注气汽压力、延缓蒸汽突破时间、扩大蒸汽波及体积的作用，提高驱替效率10%；油溶剂(OSVR)质量分数为5%时降黏率可达78.3%，且能有效降低注气启动压力以及注气压力，驱替效率提高16%。热化学复合蒸汽吞吐较之纯蒸汽吞吐，第一周期产油量提高49.4%，最终驱替效率提高25.7%，可有效改善油藏开发效果，提高采收率。

[关键词]低渗；稠油；CO2伴注；高温驱油剂；油溶剂；蒸汽吞吐

叙利亚O油田SH-B油藏为典型的中深层低渗孔隙型块状碳酸盐岩稠油油藏，具有埋藏深、油层厚、渗透率低、原油黏度大等特点，油藏埋深(h)达1.7 km，油层厚度(d)为30～120 m，孔隙度(q)为18%～25%，渗透率(K)为(37～89)×10-3μm2，地面脱气原油黏度(η)为0.2～10 Pa·s(50℃)。油藏试采期内主要采用天然能量开发，高黏井开展了蒸汽吞吐先导试验，但油藏开采效果差[1]。由于SH-B油藏渗透率低于蒸汽吞吐开发的储层渗透率筛选标准，油层埋藏深度接近蒸汽吞吐的深度下限[2]，目前蒸汽吞吐表现为注气难，注气质量差，未达到真正意义上的蒸汽吞吐效果。如何解决“注进气、注好气”是改善中深层低渗稠油油藏蒸汽吞吐开发效果的关键。

国内外中高渗稠油油藏热采技术较为成熟，针对超稠油还发展了热化学辅助蒸汽吞吐技术[3-7]并推广。为实现低渗碳酸盐岩稠油“注进气、注好气”目标，开展低渗稠油热化学辅助蒸汽吞吐室内研究，评价伴注CO2、高温驱油剂和油溶剂在低渗稠油开发中的作用效果及其可行性，从而为SH-B油藏开发方案编制提供依据，也为今后国内外低渗稠油油藏开发提供借鉴。

1CO2伴注增油机理

CO2具有降低地层热损失、增溶、膨胀、降黏、改善储层渗透性等功能[8-11]，能够有效改善稠油热采开发效果，伴注CO2技术在中高渗稠油油藏开发过程中发挥了重要作用[12]。由于CO2气体较之液体来说，更容易吸入地层，因此，对于低渗稠油油藏来说，CO2伴注还可以解决低渗储层注气难的问题。

1.1原油体积膨胀增能作用

注入储层的CO2，部分可以溶解于原油，使原油体积膨胀，增加原油内动能；也利于原油克服毛管阻力和摩擦阻力，提高原油流动能力；另外，注入储层的CO2在油层条件下会气化膨胀，还可增加基质孔隙中流体的压力[13]。

利用高温PVT装置系统开展了CO2对SH-B稠油高压物性影响的实验，结果表明：在地层温度条件下，CO2在稠油中的溶解量非常高。在10.14 MPa压力条件下溶解量(体积比)高达83.81(图1)，体积可膨胀18%，压缩系数提高了75%(图2)。由此可见，溶解的CO2能够大幅度增加地层回采驱替压力，改善开发效果。

图1　溶解气油比与溶解压力的关系(50℃)Fig.1　Relationship between dissolved gas-oil ratio and pressure

图2　CO2溶解量对地层原油体积系数、压缩系数的影响Fig.2　Effect of CO2 solution on Bg and Cg of formation oil

1.2溶解降黏作用

CO2溶于原油后，使原油密度变小，黏度大幅度降低，有利于克服毛细管阻力和摩擦力，从而提高原油的流动能力。实验结果表明：在油藏温度50℃、压力2 MPa条件下，CO2溶解量(体积比)达到25.16(标准状况)时，降黏率就达到71.7%；在10.14 MPa压力条件下溶解量(体积比)达83.81时，原油密度(ρ)由0.985 2 g/cm3降低到0.972 1 g/cm3(图3)，原油黏度从 4 710.4 mPa·s将至213.4 mPa·s(图4)，降黏率95.4%。

图3　CO2溶解对原油密度影响(50℃)Fig.3　Effect of CO2 solution on the density of crude oil

图4　CO2溶解对原油黏度影响(50℃)Fig.4　Effect of CO2 solution on the viscosity of crude oil

1.3改善储层渗透性

SH-B储层为碳酸盐岩，注入CO2可使驱替介质处于弱酸性环境，有助于驱出岩心内残留的沥青质(图5)；同时，酸性环境的溶蚀作用，利于将基质微粒或粒表附着的微粒剥离下来随流体迁出，进而扩大孔隙体积和孔喉 (图6)，改善储层渗透性，一定程度上解决了储层吸气能力差、注气困难的问题。

注CO2驱替实验结果表明，岩心孔隙度、渗透率在驱替前后都有一定幅度的提高，但不同温度条件下，改善程度不同。50℃时，孔隙度和渗透率的变化率分别为19.24%和34.94%；而150℃时，孔隙度和渗透率的变化率仅为0.72%和4.13%(表1)；另外，实验前后，岩心的孔隙结构特征参数发生了一定变化，整体表现为排驱、中值压力降低，孔喉半径(r)增大，均质系数和结构系数降低(表2)。

图5　注CO2驱替后流出液高倍透射电镜照片Fig.5　HRTEM images of effluent after CO2 flooding

图6　注CO2驱替后岩心电镜照片Fig.6　SEM images of the core after CO2 flooding

2伴注高温驱油剂作用机理

稠油热采化学辅助开采技术是指以蒸汽携带热量为基础，充分利用化学体系的界面特性改变原油性能或储层物性，提高蒸汽波及效率和驱油效率，改善热采开发效果，达到大幅度提高采收率的目标。从机理上分析，如何降低黏滞力和毛管力是提高采收率的关键。油藏温度较低时，稠油黏滞力远高于毛管力，原油流动性差，导致开采效果差。当油藏温度升高，黏滞力大幅度下降，如何降低毛管力则成为改善开采效果的关键。

表1　注CO2驱替实验前后岩心物性变化对比

表2　注CO2驱替实验前后岩心孔隙结构特征参数

活性剂可降低油水界面张力，增大油对岩石表面的润湿角，进而减小毛细管阻力，活性水可进入半径更小的毛细管，从而增加波及系数[14]。目前石油磺酸盐体系的界面张力较低，其原材料来源广，具有原油相似的亲油基结构，容易与阴离子和非离子表面活性剂复配，并通过分子结构互补等机理产生协同效应，使较宽等效烷烃炭数分布的原油与水体系达到超低界面张力，从而提高洗油效率。SH-B油藏选用石油磺酸盐作为高温驱油剂的主剂，通过筛选与复配，最终确定了高温驱油剂BM02#。

2.1降低界面张力

用地层水配置500 mL质量分数(w)分别为0.1%、0.2%、0.3%、0.5%、1.0%的BM02#高温驱油剂溶液，采用旋转滴法测定体系油水界面张力。不同含量高温驱油剂与SH-B油藏油样界面张力测试结果显示：随含量升高界面张力减小，质量分数>0.3%,界面张力即可降到10-2mN/m的级别(图7)，满足低界面张力需要。

图7　BM02#体系油水界面张力(50℃)Fig.7　Interfacial tension of oil and water dissolved BM02#

2.2改变岩石润湿性

在不同实验温度(F样50℃、G样150℃)下，配制质量分数为0.5%的高温驱油剂溶液，测定岩样的润湿性。实验结果可见(表3)，高温驱油剂可转变岩石润湿性，把弱亲油-亲油岩石改变为弱亲水，并且在150℃高温下仍然有效，作用效果不受温度影响。

表3　原样润湿性测定及注高温驱油剂后

在扫描电镜观下，注剂后的岩心中，驱油剂多呈带状、膜状展布，包裹在岩石粒屑表面。分析认为，驱油剂包裹岩石，可改变其润湿性能，使亲油岩石变为亲水岩石；而且注剂后岩石的粒屑结构未见变化，溶蚀孔隙清晰、畅通，未见颗粒堵塞现象，表明注入剂不伤害油层(图8)。

2.3对注气压力的影响

从入口压力[15]变化曲线可以看出，注入高温驱油剂，可降低初期注气压力(图9)，进而降低注气难度；延缓后期蒸汽突破时间，扩大蒸汽波及范围，改善注气效果。伴注高温驱油剂时的驱替效率为61.02%，较之纯注蒸汽提高10%±(图10)。

图8　注高温驱油剂后的岩心电镜照片(G样品)Fig.8　SEM images of core after pyrochemical oil displacement agent injection(A)扩展剂分布形态; (B)扩展剂附着于粒表; (C)扩展剂包裹颗粒; (D)扩展剂覆盖颗粒; (E)扩展剂展布形态; (F)溶孔旁侧见有膜剂

图9　注气压力与注入PV数关系Fig.9　The relationship between the steam injection pressure and the injected PV number

图10　伴注高温驱油剂对驱替效率和含水率的影响Fig.10　Effect of the pyrochemical oil displacement agent on displacement efficiency and water cut

3油溶剂降黏增效作用

稠油中沥青质和胶质的复杂结构以及两者之间的相互作用可导致原油黏度增大，而油溶剂[16，17]与胶质、沥青质分子发生相互作用是其降黏机理的核心问题。通常油溶剂分子借助强的氢键形成能力和渗透、分散作用进入胶质和沥青质等片状分子之间，部分拆散平面重叠堆积而成的分子聚集体，在沥青质芳香片分子周围形成降黏剂溶剂化层，导致芳香片无规则堆积、结构松散，有序度降低，空间延展度减小，聚集体中包含的胶质、沥青质数目减少，降低原油内聚力，从而降低稠油体系的黏度。

SH-B油藏稠油中的沥青质含量较高，而胶质含量较之国内普通稠油低，因此，沥青质是影响原油黏度更为重要的因素。基于SH-B稠油这一特点，在复配和选择油溶剂[16,17]的时候更为注重对稠油中沥青质的溶解作用。试验首先对单一药剂——三甲苯(SCRC国药集团化学试剂有限公司)、0#柴油、90#汽油、YR-2溶剂(胜利油田采油院自主生产)和1#溶剂(南京化工厂提供)的降黏效果进行了评价，发现单一试剂的降黏率<70%，只能通过复配进一步提高降黏率。通过室内实验，优选评价出由YR-2油溶剂与芳香质缩合物复配的OSVR溶液作为SH-B油藏的油溶剂。从降黏测试结果可以看出，含量越高，降黏效果越好(表4)。考虑成本因素，选取质量分数为5%，此时降黏率达到78.27%。

表4　不同含量OSVR油溶剂在不同温度下的降黏测试结果

50℃，脱气原油黏度为10.433 Pa·s。

从入口压力变化曲线可以看出，伴注油溶剂时能更好地降低注气启动压力及注气压力(图11)，进而降低注气难度，并改善注气效果。伴注高温驱油剂时的驱替效率为67.67%，较之纯注蒸汽提高16%±(图12)。

图11　注气压力与注入PV数关系Fig.11　The relationship between the steam injection pressure and the injected PV number

图12　溶解油溶剂对驱替效率、含水率影响Fig.12　Effect of the oil solvent on displacement efficiency and water cut

4热化学复合吞吐工艺开发效果预测

4.1驱替实验

对比不同注入介质的填砂管驱替实验，结果表明，热水伴注“CO2+油溶性降黏剂+高温驱油剂” 管式模型驱替效率达到91.65%，比纯热水驱替效率提高了25.69%(图13)；另外，在加入化学剂的情况下，前期注入压力显着降低(图14)，降低了注气难度。

图13　不同注入介质驱替效率对比Fig.13　Correlation of displacement efficiency on the conditions of different injection medium

图14　不同注入介质注气压力对比Fig.14　Correlation of steam injection pressure on the conditions of different injection medium

4.2数值模拟预测

以经济效益为核心，针对蒸汽、CO2、油溶性降黏剂及高温驱油剂注入量，设计正交实验方案，优化确定了热化学复合吞吐最佳方案：蒸汽周期注入量为6 kt；CO2周期注入量为300 t，且随着周期数增加，需逐渐提高CO2周期注入量；油溶剂周期注入量40 t，随着周期数增加，适当减小油溶剂使用量；高温驱油剂周期注入量30 t。

以此为基础，对比了不同方式下的开采效果， 伴注CO2、油溶剂和高温驱油剂的复合蒸汽吞吐时，加热区域平均温度有所下降；但加热范围变大，近井筒加热区平均温度高(图15、图16)，原油黏度也比纯蒸汽的低很多(图17)，有效动用区域扩大，周期产油量有了明显的增加。以第一周期为例(图18)，单纯进行蒸汽吞吐的周期产油量为2.589 kt，而热化学复合蒸汽吞吐预测周期产油量为3.867 kt，增油量为1.278 kt，提高了49.4%。

图15　焖井阶段温度场平面图Fig.15　The temperature field plan in the soak period

图16　焖井阶段压力场平面图Fig.16　The pressure field plan in the soak period

图17　焖井阶段原油黏度径向分布Fig.17　The viscosity changes with the distance away from the wellbore

图18　不同开发方式下第一周期产油量对比Fig.18　Correlation of the first-cycle oil production with different recovery methods

由此可见，蒸汽吞吐中同时伴注CO2、油溶剂以及高温驱油剂可以取得更好的开发效果。

5结论

(1)CO2伴注具有增溶、膨胀、降黏、改善储层渗透性等功能，在10.14 MPa压力条件下，溶解量(体积比)高达83.81，体积可膨胀18%，压缩系数提高75%，降黏率95.4%；同时使储层孔隙体积和孔喉扩大，改善了储层渗透性，可解决储层吸气能力差、注气困难的问题，有效改善SB-B稠油的热采效果。

(2)以石油磺酸盐为主剂，筛选、复配了SB-B油藏的高温驱油剂BM02#。该试剂在质量分数为0.3%时即可将界面张力降到10-2mN/m的级别，将弱亲油-亲油岩石改变为弱亲水性，前期降低了注气压力，后期延缓了蒸汽突破时间，扩大了蒸汽的波及范围，较之纯蒸汽吞吐驱替效率提高了10%左右。

(3)复配确定了SH-B油藏适用的油溶剂(OSVR)，质量分数为5%时降黏率达78.27%，且能有效降低注气启动压力以及注气压力，降低了注气难度，驱替效率较之纯蒸汽吞吐提高16%左右。

(4)热化学复合蒸汽吞吐，具有改善储层渗透性、降低原油黏度、改善储层润湿性、扩大蒸汽波及体积、提高洗油效率、降低注气压力等优点，可以解决低渗储层注气难、注气质量差的问题，较之纯蒸汽吞吐，第一周期产油量提高了49.4%，最终驱替效率提高了25.7%，有效改善了开发效果，提高了油藏采收率。

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Study on composite steam stimulation with carbon dioxide and chemical agents of low permeability heavy oil reservoir

SONG Chuan-zhen, LIN Chang-zhi, WANG Yuan-qing, CAO Li-li

PetroleumExploration&ProductionResearchInstitute,SINOPEC,Beijing100083,China

Abstract:Reservoir SH-B of O oilfield in Syria is a typical porous carbonate bearing heavy oil characterized by low permeability, deep buried depth and high viscosity. On cycle steam stimulation (CSS) recovery, it is difficult to inject the steam and therefore, the development effect is unsatisfactory. Effect of composite steam stimulation with carbon dioxide and chemical agents is studied by means of laboratory experiments and reservoir numerical simulation in order to solve the problems of how to inject steam into reservoir easily and how to improve the steam quality. It shows that injected CO2 has the functions of solubilizing, swelling, viscosity reduction and formation permeability improvement. The pyrochemical oil displacement agent (BM02#) at 0.3% concentration can effectively reduce the interfacial tension, change the rock wettability, lower the steam injection pressure, and put off the breakthrough time of steam to expand the steam swept volume and enhance the displacement efficiency of 10%. Oil solvent (OSVR) at 5% concentration can get high viscosity reduction rate up to 78.3%. It can also effectively lower the steam injection start-up pressure and steam injection pressure, and enhance the displacement efficiency of 16%. Compared with CSS, composite steam stimulation with CO2 and chemical agents can effectively improve the development effect and enhance the recovery factor. The first cycle production is increased by 49.4% and the final displacement effect is enhanced 25.7%. This method provides the basis for making the development plan of SH-B reservoir.

Key words:low permeability; heavy oil; accompanied CO2 injection; pyrochemical oil displacement agent; oil solvent; CSS

DOI:10.3969/j.issn.1671-9727.2016.03.10

[文章编号]1671-9727(2016)03-0336-08

[收稿日期]2015-09-03。

[基金项目]国家科技重大专项(2011ZX05031-002)； 中国石化科技项目(P12098)。

[分类号]TE345

[文献标志码]A

[第一作者] 宋传真(1974-)，女，硕士，高级工程师，从事油气田开发工作, E-mail:songfax.syky@sinopec.com。