二氧化碳吞吐开采稠油影响因素实验研究

王佩文，刘春艳，万小迅，孟宪伟，张　浩

(1.中海石油(中国)有限公司天津分公司蓬勃作业公司，天津塘沽 300452；2.中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院；3.中海石油(中国)有限公司国际公司)

二氧化碳吞吐开采稠油影响因素实验研究

王佩文1，刘春艳2，万小迅3，孟宪伟1，张浩1

(1.中海石油(中国)有限公司天津分公司蓬勃作业公司，天津塘沽 300452；2.中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院；3.中海石油(中国)有限公司国际公司)

摘要：在实验室内使用化学药剂进行反应，就地生成二氧化碳，利用国内某油田的稠油样品开展了连续二氧化碳吞吐+水驱油、二氧化碳吞吐+水驱交替实验，并对不同原油黏度、不同物性及不同含油饱和度的岩心进行了驱油效率的对比分析。实验结果表明，原油黏度较小、物性较差、含油饱和度较高的岩心驱油效果较好。

关键词：二氧化碳吞吐；稠油开发；驱油效率

1实验准备

1.1实验材料

根据某稠油油田A、B两区块的地质参数，按不同的粒径比混合砂样，制作填砂管模型，岩心模型的主要性质参数见表1。

表1　岩心性质参数

实验所用原油取自A、B两区块，其主要性质参数见表2，黏温曲线见图1。

表2　实验所用原油性质参数

图1　A、B两区块原油的黏温曲线

实验所用水样为模拟地层水，密度为1.059 g/mL。

1.2实验原理[1-7]

1.2.1就地生成二氧化碳气体反应机理

所使用的化学处理剂由两种化学成分及一些添加剂组成，在地层条件下，利用引发剂反应生成CO2经计算，1 m3A剂与B剂反应可以生成240 m3标态CO2，并且该反应是一个放热反应，放出的热量可以使油层的温度进一步升高，与CO2协作更好地发挥降黏解堵作用。体系中其他的添加剂可以防止气体突进和降低原油表面张力，起到驱油作用。

从图2可以看出，处理剂在地层发生化学反应产生大量的热，在360 s的时间里，温度从293 K上升到332 K，对地层具有热解堵和热降黏作用。

图2　CO2溶解后温度的变化曲线

从图3可以看出，在各个不同的温度点，CO2溶解均有助于降低原油黏度，尤其在实验温度较低的情况下更为明显。

图3　CO2溶解后实验温度与原油黏度的关系

1.2.2实验方法

将岩心模型置于恒温箱中，根据稠油油藏驱油效率测定标准，在模拟储层温度(59 ℃)条件下开展二氧化碳吞吐与水驱相结合的方式实验。

(1)二氧化碳吞吐。在每次二氧化碳吞吐之前，在一定压力下，向岩心模型挤入相同PV数的自生二氧化碳化学剂段塞，关闭岩心两端阀门，模拟“关井”89 h，让化学剂在岩心中充分反应生成二氧化碳气体，之后打开出口阀生产，直至耗尽岩心中所储存的能量为止。

(2)水驱。按一定的排量进行水驱，当含水率大于90%时，停止驱替。

实验方案见表3。

表3　各岩心驱油过程实验方案

2实验结果分析

2.1原油黏度对吞吐效果的影响[8-14]

A1岩心与B1岩心的克氏渗透率、孔隙度和原始含油饱和度等参数都很接近，二者所采用的开采方式也相同，不同点在于A1岩心所用原油的黏度相对较低(图1)。

各个阶段的驱油效率情况见表4。可以看出，A1岩心第1轮二氧化碳吞吐效率高出B1岩心5.66%，A1岩心与B1岩心在第2轮二氧化碳吞吐阶段的吞吐效率接近；总体而言，A1岩心的吞吐效果较好，这说明黏度相对较低的稠油吞吐效率相对较高。对二氧化碳吞吐之后的两轮水驱驱油效率之和进行对比，A1岩心的驱油效率高出B1岩心4.77%，这说明黏度相对较低的油藏在二氧化碳吞吐之后进行水驱可以取得相对较高的驱油效率。

在驱替稠油过程中，岩心内部的孔隙结构发生变化，并出现堵塞现象和压力波动，给实验后的数据分析带来了困难。采用驱油动态的历史拟合法进行计算，能够取得较好的结果。

表4　各个阶段驱油效率情况

历史拟合法的基本思路是先给出一条相对渗透率曲线，利用这条曲线计算出对应于实验过程中每一累计时间的累计产油量。根据计算值与实际值之差，不断修改这条曲线，直至目标函数满足设定值。

相对渗透率表达式为：

(1)

(2)

(3)

式中：KRO(SW)——油相相对渗透率，小数；KRW(SW)—— 水相相对渗透率，小数；SW——含水饱和度，小数；SWE——出口端含水饱和度，小数；εo、εw——给定的小数，一般取0.001；KROCW(T)——油相相对渗透率端点值，小数；KRWCO(T)——水相相对渗透率端点值，小数；SOR(T)——残余油饱和度，小数；SWC(T)——束缚水饱和度，小数；now——油相相对渗透率曲线拟合指数；nw——水相相对渗透率曲线拟合指数。

A1、B1岩心拟合后的相对渗透率曲线和含水率曲线如图4和图5所示。通过相对渗透率曲线的对比可以看出，A1岩心两相区较宽，油相相对渗透率下降较为缓慢，曲线形态向右偏移，等渗点处含水饱和度较大，残余油饱和度较低。这些特点有助于减小含水率上升速度，改善油相相对渗透率，使驱油效果变好。通过含水率曲线可以看出，A1岩心含水率上升较为缓慢。是A区块原油的黏度较低所造成。

图4　A1、B1岩心相对渗透率曲线

图5　A1、B1岩心含水率曲线

2.2渗透率对二氧化碳吞吐效果的影响[9-12]

利用B2、B3岩心做相同的原油实验，二者的实验方案相同。B2岩心与B3岩心的孔隙度和原始含油饱和度接近，二者的克氏渗透率有差异。实验结果见图6、图7和表5。

图6　B2岩心驱油效率-累计PV数关系曲线

从前两阶段二氧化碳吞吐结果来看，B2岩心二氧化碳吞吐效率为21.36%，B3岩心二氧化碳吞吐效率为60.89%。B3岩心前两轮二氧化碳吞吐效率远大于B2岩心相应阶段的吞吐效率。这说明二氧化碳吞吐对渗透率较低的储层更为有效。从最终总的驱油效率上来看，B3岩心高出B2岩心18.50%。

图7　B3岩心驱油效率-累计PV数关系曲线

岩心号第1轮CO2吞吐效率/%第2轮CO2吞吐效率/%水驱驱油效率/%总的驱油效率/%水驱PV数B211.969.4027.7049.061.36B342.9217.976.6767.561.18

从图8、图9可看出，B2岩心油水两相区较窄，残余油饱和度较大，油相相对渗透率下降迅速，等渗点处含水饱和度较低，含水率上升速度较快。这些特点均表明B2岩心的驱替效果较差。

图8　B2、B3岩心相对渗透率曲线

图9　B2、B3岩心含水率曲线

气体“无孔不入”，所以只要储层中有一定的连通，气体就可以进入水或其他驱替液无法进入的储油空间。另外，渗透率较低的储层，其相应的孔隙喉道较小，二氧化碳气体在储层中形成较大的膨胀能势必会使低渗透储层的剩余油更多地被驱出；而高渗透储层更容易形成气体突破，使膨胀能很快得以释放，难以对剩余油进行较长时间、较充分的作用，因此低渗透储层二氧化碳吞吐的效果较为明显。

2.3含油饱和度对二氧化碳吞吐效果的影响

B3岩心与B4岩心的孔隙度、渗透率接近，实验过程相同，而B3岩心的含油饱和度较高，表6为B3、B4岩心在各个实验阶段的驱油效率情况。从中可以看出，在两轮二氧化碳吞吐阶段以及水驱阶段，B3岩心的驱油效率比B4岩心都略高，所以，在含油饱和度较高时实施二氧化碳吞吐效果较好。

表6　B3、B4岩心各阶段的驱油效率和水驱PV数

3结论

(1)二氧化碳气体溶于稠油能降低稠油黏度，减小渗流阻力。

(2)黏度较低的稠油二氧化碳吞吐驱油效率相对较高。

(3)“二氧化碳吞吐+水驱+二氧化碳吞吐+水驱”实验方案的驱油效率高于“二氧化碳吞吐+二氧化碳吞吐+水驱”实验方案。

(4)渗透率相对较低、含油饱和度相对较高的岩心，二氧化碳吞吐驱油效率相对较高。

(5)就地生成二氧化碳解决了二氧化碳气体的运输、储存、注入利用效率低、对环境的污染和油气区二氧化碳气源短缺等问题。

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编辑：刘洪树

文章编号：1673-8217(2016)03-0115-04

收稿日期：2015-12-09

作者简介：王佩文，工程师，1983年生，2007年毕业于西安石油大学油气田开发工程专业，现主要从事油气田开发研究工作。

中图分类号：TE357.7

文献标识码：A