海上稠油多元热流体吞吐各组分增产优化设计研究

冯 祥 李敬松 杨 兵 石海磊

(中海油田服务股份有限公司油田生产研究院， 天津 300459)

渤海油田稠油储量丰富，占总储量的70%以上。渤海某稠油油田以曲流河沉积为主，具有高孔高渗及非均质性较强的特点。原油为重质稠油，属于普通稠油Ⅰ-2级。其原油黏度高，部分油井产液低，甚至不能正常生产；油水流度比大，油井含水上升快，采用冷采开发方式生产。目前的采出程度仅为0.6%，采油速度为0.3%，含水率高达75%，油田的最终采出程度不到5%。多元热流体吞吐是一种适合海上稠油开发的小型热采技术。为解决开发当中存在的问题，提高单井产能，提高油田的采油速度及采收率，对多元热流体吞吐技术作进一步优化。本次研究将通过物模实验，进一步认识多元热流体吞吐增产机理，观察多元热流体不同组分对热采效果的影响，为进一步提高多元热流体吞吐效果和优化吞吐方案提供依据。

1 多元热流体吞吐增产机理实验研究

多元热流体热采技术利用了航天火箭发动机的燃烧喷射机理，即，注入柴油或天然气等燃料在气体发生器中与空气高压燃烧，产生的大量热量使水受热变成高温高压的蒸汽，将高温混合气体(N2、CO2、水蒸气、热水)等多元流体注入地层，可以对稠油加热降黏进行吞吐或驱替采油。本次实验以渤海某稠油油田脱气原油为油样，原油平均黏度为640 mPa·s，通过实验数据分析研究多元热流体吞吐主要增产机理。

1.1 加热降黏作用

为了模拟研究高压下多元热流体吞吐效果，进行了多元热流体高压三维模拟实验。高压模拟实验装置采用了3D填砂模型(见图1)，根据采油指数对比不同温度下的增产效果，评价不同温度(56、80、120、180、240 ℃)下多元热流体吞吐的热采效果(见表1)。

通过采油指数和黏度比与温度的关系曲线(见图2)可知，采油指数和黏度比均随着温度上升而呈线性增大趋势，二者之间具有很好的相关性。

在不同的温度下，含气稠油的采油指数明显高于脱气稠油，且其随温度上升而增大的幅度也要大于脱气稠油。这主要是由于稠油中天然气的溶解性及稠油膨胀性不同所造成。通过加热降黏可使稠油采油指数提高1.5～10倍，对于气油比(体积比)高的稠油或者在油田开发早期(未脱气)加热降黏作用更大。

1.2 溶解降黏作用

通过PVT物性测量系统(见图3)，模拟油藏温度和压力，使原油与模拟天然气在不同温度下饱和CO2，并测定原油黏度(见表2)。

图1 3D填砂吞吐模拟实验装置流程图

温度∕℃含气稠油脱气稠油黏度比采油指数∕(mL·MPa-1·min-1)黏度比采油指数(mL·MPa-1·min-1)56 1.0104.01.028.080 3.9175.04.468.012013.8312.413.7145.018027.0562.020.9302.324033.7836.029.9476.8

注：黏度比(μ0μ)，56℃下原油黏度与加热后原油黏度之比。

图2 采油指数和黏度比与温度的关系

图3 PVT物性测量系统流程示意图

CO2溶解度对该油田稠油的黏度影响显著，饱和CO2可使稠油黏度降低50%～90%。CO2在原油中具有很强的溶解能力，原油黏度随CO2溶解量的升高而降低；但随着温度不断升高，CO2溶解降黏作用逐渐降低(见图4)。CO2溶解降黏后，使原油流动能力增强，可改善油水流度比，提高驱油效率。

图4 原油饱和CO2的黏度与气油比关系曲线

N2在重油中的溶解度很低，温度对N2在稠油中的溶解度影响较小，N2对原油黏度的影响也较小，N2溶解度对原油的降黏作用不明显[1]。

1.3 降低残余油饱和度，增加原油流动性

根据现有相关研究，在充填岩心中以段塞注入方式分别注入孔隙体积倍数为0、0.05、0.10、0.15的N2，先注入N2段塞，接着注入蒸汽进行驱油试验，直至含水率大于98%(见图5)。

图5 不同注入N2量的驱油效率和残余油饱和度

可以看出，随着注入N2量增加，驱油效率逐渐提高，残余油饱和度随N2段塞的增大而下降。虽然N2在油水的溶解度很低，但在地层中可形成微气泡。其作用是：一方面推动蒸汽前移，增加导热和携热能力，从而增加原油流动性；另一方面优先占据孔隙中原油通道，使束缚油变为可动油，从而降低残余油饱和度[2]。

1.4 提高蒸汽波及系数，补充地层能量

在多元热流体注汽驱替过程中，可以形成气泡。当气泡运移到孔隙喉道处时产生贾敏效应，暂堵高渗地层，使蒸汽转向中低渗层，可提高蒸汽波及系数，改善驱油效率。

利用PVT物性测量系统，模拟油藏温度和压力，将原油与模拟天然气饱和N2和CO2，测定并计算不同温度下的原油体积系数。不同温度下，体积系数随CO2和N2注入量的加大而明显增大(见图6、图7)。N2在原油中溶解度低，当气油比相同时，注N2后原油体积系数比注CO2后的原油体积系数高且上升快，增能保压作用强。气体可以补充地层能量损失，增大驱动能量，增加驱油效率[3]。

图6 饱和N2的气油比与体积系数关系曲线

2 多元热流体吞吐数值模拟研究

根据稠油油藏地层及流体参数，利用CMG数模软件建立直井多元热流体吞吐机理模型，应用热采模拟器进行模拟。根据实验结果，在表征多元热流体各组分热采增产机理的基础上，进行多元热流体吞吐过程模拟[4]。建立60×1×8的径向模型，网格半径为1 m，油层厚度为10 m(见图8)

图7 饱和CO2的气油比与体积系数

图8 直井多元热流体吞吐径向模型

2.1 不同组分的吞吐热采效果评价

模型注入温度分别为160、240 ℃，日注水量为160 m3，每日注入CO2和N2的总量为50 000 m3，注入时间为15 d。为了进一步了解各组分对增油效果所起的作用，假设在注入总量不变的情况下，分别使CO2与N2的注入体积比为0.1 ∶0.9、0.3 ∶0.7、0.5 ∶0.5、0.7 ∶0.3和0.9 ∶0.1)。

由模拟结果可以看出，在注入总量不变时，随着CO2比例的升高，累计产油量与油气比(体积比)都会升高。在CO2与N2比例大于0.3 ∶0.7时，油气比明显升高。随着注入温度的升高，CO2比例越高，则油气比越高，热采效果越好(见图9)。为提高增油效果，可考虑提高CO2比例。

图9 不同注入温度、组分与油气比的关系

2.2 各组分对吞吐热采增产效果贡献分析

确定多元热流体吞吐热采时，各组分对增产效果的贡献比例：设定模型注入温度分别为160、240 ℃，日注水量为160 m3，日注CO2量约8 000 m3(约16 t)，日注N2量约50 000 m3(约60 t)，注入时间为15 d，对比以衰竭开采、蒸汽吞吐、蒸汽+CO2吞吐和多元热流体(蒸汽+CO2+N2)吞吐等方式开采的全年累计产油量。可以看出，随着温度不断升高，N2增油贡献比例逐渐降低，CO2增油贡献比例逐渐升高。在注入蒸汽、CO2和N2质量比约为1.000 ∶0.100 ∶0.375时，多元热流体各组分对热采增油效果的平均贡献比例约为1.000 ∶0.780 ∶0.580(见表3)。

表3 各组分的吞吐热采增产贡献分析

注：蒸汽、CO2和N2增油量平均贡献比例约为1.000 ∶0.780 ∶0.580。

3 多元热流体吞吐现场应用

自2008年在海上稠油油田首次开展海上稠油热采试验取得成功后，2010年对新钻调整井实施多元热流体吞吐作业。以调整井H井为例，该井垂深为1 078 m，水平段长为280 m，油层厚度为8～10 m，地下原油黏度为687 mPa·s，地层压力为10 MPa[5]。根据研究结果，优化了注入方案。在该井累计注入热水4 500 t，累计注入气体122×104m3，焖井时间为3 d 。生产期间最大日产液量为186.7 m3，最大日产油量为134.4 m3。根据温度判断，该轮次吞吐有效期为11个月。同层冷采井最高日产油量为25～30 m3，这表明多元热流体吞吐技术增产效果显著。

4 结 语

(1) 通过加热降黏可使稠油采油指数提高1.5～10倍。CO2溶解对稠油的黏度影响显著，饱和CO2可使稠油黏度降低50%～90%。随着注入N2量的增加，驱油效率逐渐提高；而随着残余油饱和度降低，驱油效率提高。原油体积系数随CO2和N2注入量的增加明显增大，注入N2的增能保压作用显著。

(2) 根据数值模拟结果，认为随着多元热流体注入温度的升高，以及气体组成中所含CO2比例的加大，多元热流体吞吐油气比越高，热采效果也越好。

(3) 在一定温度范围内，注入蒸汽、CO2和N2的质量比约为1.000 ∶ 0.100 ∶ 0.375时，根据模拟结果，多元热流体各组分对热采增油量的平均贡献比例分别为1.000 ∶ 0.780 ∶ 0.580。

(4) 多元热流体吞吐技术在海上稠油油藏试验成功，有效提高了单井产能和采油速度。此项试验的成功，为我国海上稠油热采技术规模化应用奠定了基础。