Orinoco油藏泡沫油性能评价研究

2018-11-02王健覃达何冯清胡雨涵余恒

石油与天然气化工 2018年5期

王健覃达何冯清胡雨涵余恒

1.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学 2.中国石油新疆油田分公司 3.中国石油西南油气田公司华油公司

“泡沫油”是指在稠油或超稠油油藏天然能量开采过程中，随着油藏压力的降低，原油中的溶解气未瞬间脱离出来形成自由气，而是以一种极其复杂的微气泡形式高度分散在油流中，形成“油包气”型泡沫分散在油相中[1-3]。Orinoco重油带的开采始于1979年，钻井662口，控制面积54 000 km2，与常规稠油、凝析油的开发方式不同，Orinoco稠油油藏采用的是压力自然衰竭的开发方式，在开发过程中具有产油量高、产气量低和降压速度慢等特征[4-6]。人们普遍认为，形成这种现象的原因是由于泡沫油的存在[7]。它不同于常规两相流，需有一个液相使其连续才能流动，并且其中包含分散气泡[8]。尽管对于泡沫油提高采收率的机理仍有争论，但这一结论普遍应用在现场和室内实验研究中[9-11]。

国内外对泡沫油的研究尚不成熟，Smith是第一个对这一少见开发动态发表详细论述的作者[12]。他将泡沫油流归结为重油中占有较大体积部分的非常小的气泡的一种流体特性。Maini等在室内尝试验证这一高分散流度的见解时，发现新近聚核气泡的出现实际上降低了流度，然后发现分散气流在溶解气驱的条件下是可能存在的[13]。这就是泡沫油油藏中的溶解气驱有着不同寻常的效果。Claridge等提出分散微气泡的稳定性与吸附在油气界面的沥青质有关，它能保护气泡而不使气泡聚集[14]。在微观模型实验中，Bora等观察到沥青质能减少气泡的聚集[15]。Tang等并没有观察到具有同样黏度的原油和泡沫油(硅油)之间任何差别[16]。然而，这有可能是Tang在实验中使用低黏度原油进行实验的缘故。过去十几年里人们对泡沫油流进行了大量的研究和探索，已有的研究内容主要是关于油藏条件下泡沫油的油气相渗规律、泡沫油衰竭式开发的增油规律等，很少涉及泡沫油的稳定性、泡沫油在孔隙介质中的流变性研究，而这些研究内容对有效开发泡沫油和提高稠油油藏开采的采收率具有非常重要的意义。因此，本研究针对委内瑞拉Orinoco稠油带的复杂油藏地质特征，通过大量的室内实验，开展研究泡沫油的稳定性和泡沫油在孔隙介质中的流变性实验研究。

1 实验部分

1.1 实验设备及材料

实验仪器：自主研发的高温高压泡沫油配样器、手动增压泵、多功能岩心驱替装置、Brook field LVTD型黏度计、温度计、量筒。

实验油样为委内瑞拉Orinoco脱气原油，由中国石油勘探开发科学研究院提供，实验用油样长时间处于室温低压状态，内部溶解的天然气已大量脱出；气样为中国石油西南油气田公司的专业配气站配制的天然气。

配制泡沫油的气体样品组成和脱气原油组成分别见表1和表2。

表1 配制泡沫油的气体样品组成Table 1 Gas sample composition of foam oil组分CO2N2CH4C2H6C3H8C4H10摩尔分数/%10.820.5286.720.310.171.46

表2 脱气原油组成Table 2 Composition of degassed oil组分C11-15C16-20C21-25C26-29C+30C+58摩尔分数/%13.4219.6816.6410.8539.417.22

1.2 泡沫油配制及半衰期测量

为了较方便地一次性获得大量泡沫油，自主研发了高温高压泡沫油配样器。配制流程为：

(1) 取300 mL Orinoco脱气原油加入高温高压泡沫油配样器中，将系统加热至Orinoco油藏温度60 ℃，待温度稳定后测量此时原油体积V1。

(2) 根据气油比数值确定加入天然气V2(室温状态下)的量。

(3) 用手动泵将系统增压至10 MPa(大于60 ℃时的泡点压力，保证气体充分溶解)，连续搅拌8 h。

(4) 搅拌完成后，打开出口端按一定速度进行排气卸压(模拟溶解气驱)，当压力降低到常压后将泡沫油驱至可视化泡沫油收集装置中(设定温度60 ℃，压力0.1 MPa)，记录此时体积V3，计算泡沫体积，即V3-V1，并测量半衰期T1/2。

目前，国内外对泡沫油稳定性评价没有统一标准，故参考水基泡沫稳定性评价方法，通过泡沫半衰期进行评价[17-18]。半衰期越长，泡沫油越稳定。测定方法：将泡沫体积为V的泡沫油置于可视化泡沫油收集装置中，记录不同时间下该泡沫油的剩余体积，泡沫体积衰减到V/2时所需的时间记为泡沫油的半衰期。

2 泡沫油稳定性研究

泡沫油在地层条件下的稳定性是保证稠油冷采机制高采收率的重要原因之一，也是实现泡沫油采输的核心问题[19]。吴永彬等利用泡沫油可视化稳定性测试模型开展了降压速度、孔隙尺寸对泡沫稳定性的单因素影响规律评价实验[20]。为了进一步研究泡沫油稳定性，分别从原油黏度、温度、溶解气油比和矿化度等方面对泡沫油稳定性影响因素进行室内实验研究，同时探讨了泡沫油的稳定机理。

2.1 黏度的影响

将脱气原油与煤油按体积比6∶1、7∶1、10∶1、20∶1、30∶1、1∶0配制出不同黏度的油样，保持气油比为15.9 m3/m3不变，在设定温度60 ℃、压力10.0 MPa的配样器中配制出泡沫油，通过测量泡沫油的泡沫半衰期来评价其稳定性，实验结果见表3。

表3 不同黏度原油配制的泡沫油半衰期Table 3 Half-life of foam oil with different viscosity 脱气原油黏度/(mPa·s)5001 0801 8003 4804 8206 200泡沫油黏度/(mPa·s)4418961 6452 8013 7254 334泡沫油半衰期/h5.23.05.515.541.071.0

表3表明，形成泡沫油后，原油黏度大幅度降低，并且随着脱气原油黏度增加，泡沫油持续时间延长，稳定性增强。形成泡沫油之后，会生成大量的分散气泡存在于油相中，使原油黏度显著降低。当稠油黏度较高时，其较高的粘滞力可阻止气泡的扩散，在一定程度上减弱了气泡的聚并作用，从而增强气泡的稳定性。

2.2 温度的影响

利用泡沫油配样器研究了温度对泡沫油稳定性的影响规律。保持溶解气油比GOR=15.9 m3/m3，分别在30 ℃、50 ℃、60 ℃、70 ℃、90 ℃下配制出系列的泡沫油，测定其泡沫半衰期，实验结果见表4。

表4 不同温度下配制的泡沫油的半衰期Table 4 Half-life of foam oil at different temperatures实验温度/℃3050607090半衰期/h7873715835

表4表明，随着实验温度的增加，泡沫油的泡沫半衰期缩短，稳定性变差。温度对泡沫油流的影响主要在于原油黏度的改变，温度升高，原油黏度下降，最终导致泡沫不稳定。

2.3 气油比的影响

利用泡沫油配样器研究了溶解气油比对泡沫油稳定性的影响规律。保持温度60 ℃、压力10 MPa不变，分别在溶解气油比为10 m3/m3、13.5 m3/m3、15.9 m3/m3、18.3 m3/m3、23 m3/m3下配制出系列的泡沫油，分别测定其泡沫半衰期，实验结果见表5。

表5 不同溶解气油比下泡沫油的半衰期Table 5 Half-life of foam oil with different dissolved gas/oil ratios溶解气油比/(m3·m-3)10.013.515.918.323.0饱和压力/MPa5.46.87.98.89.7半衰期/h58.062.071.072.373.5

表5表明，随着溶解气油比的增加，半衰期先增加后趋于稳定。这表明溶解气油比对泡沫油的稳定性有一定的影响。溶解气油比增大，泡沫油稳定性增强，有利于在油藏条件下降低稠油的黏度，增加流度，改善流动性，提高采收率。

2.4 矿化度的影响

保持温度60 ℃、压力10 MPa，在脱气原油中分别加入NaCl 0 g、1.0 g、2.0 g、4.0 g、6.0 g，使体系矿化度分别为0 mg/L、10 000 mg/L、20 000 mg/L、40 000 mg/L、60 000 mg/L，保持气油比GOR为15.9 m3/m3，通入气体与原油在高压下搅拌48 h，配制出系列的泡沫油，测定泡沫半衰期，实验结果见表6。

表6 不同矿化度下的泡沫油的半衰期Table 6 Half-life of foam oil with different degree of mineralization矿化度/(mg·L-1)010 00020 00040 00060 000半衰期/h7168676560

表6表明，随着矿化度的增加，半衰期略有减小。这表明矿化度对泡沫油稳定性有一定影响，但影响不大。

3 泡沫油流变性研究

泡沫油流变性对于认识稠油溶解气驱的开发机理和预测开发效果具有重要意义。但是，由于泡沫油的形成条件和结构形态较为复杂，目前对于泡沫油的流变特性还存在较大的争议。鹿腾设计了测量泡沫油流变特性实验装置，测试了不同压力和剪切速率下泡沫油黏度，研究了泡沫油的流变特性，并与脱气原油的流变特性进行了对比[21]。以下从泡沫油在流变仪中测量的流变性和在孔隙介质中的流变性两个方面对泡沫油流变性进行实验研究。流变性实验所用油样为配样器在10 MPa、60 ℃所配制出来的泡沫油，保存在温度60 ℃、压力0.1 MPa的可视化泡沫油收集装置中。由于泡沫油在常温常压下能存在2～4天，消泡速度较慢，且配得泡沫油后立即用于流变性实验研究，所以在实验过程中不考虑泡沫油中气体的溢出。

3.1 流变仪测量的流变性

在10 MPa、60 ℃条件下，利用流变仪测定泡沫油在不同剪切速率下泡沫油黏度与剪切速率的关系曲线。由图1可看出，Orinoco泡沫油黏度随着剪切速率的增加，先降低后趋于稳定，泡沫油具有剪切变稀的性质。当剪切速率较低时，泡沫油的视黏度随着剪切速率的增加而迅速降低，当剪切速率较高时，视黏度的降低幅度变得平缓。一般来说，油层条件下的剪切速率为7.34～14.68 s-1，此时泡沫油黏度为1 500～1 600 mPa·s，近井地带的剪切速率更高，泡沫油黏度更低。因此，泡沫油由地层流向井筒的过程中，黏度降低，流动性会不断改善。

为了考察剪切时间对泡沫油黏度的影响规律，在60 ℃、10 MPa、剪切速率4.08 s-1下，连续测定泡沫油的视黏度6 min，实验结果见图2。由图2可看出，Orinoco泡沫油的视黏度随剪切时间的增加而降低，具有轻微的触变性。这是因为泡沫油被剪切时,胶质、沥青质组分的构架发生了变形，导致视黏度随时间逐渐降低，该性能对于泡沫油的开采是有利的。

3.2 在孔隙介质中的流变性

为了研究泡沫油在孔隙介质中的流变性，通过岩心流动实验，注入泡沫油，测定泡沫油在孔隙介质中的有效黏度(达西黏度)与压力之间的关系，并且获得孔隙介质中泡沫油泡点压力以上以及泡点压力以下的流变性数据。实验是在不同压力下进行的(设置促成或限制气泡形成的条件)。

实验测试流程如图3，实验装置主要由ISCO泵、中间容器、填砂管、回压阀以及收集器组成。填砂管基本参数见表7。

表7 填砂管基本参数Table 7 Basic parameters of sand pack长度/cm直径/cm孔隙度/%原始水测渗透率/μm2PV/mL含油饱和度/%50.02.027.376.7543.096.05

实验步骤如下：

(1) 打开恒温箱至60 ℃,将填砂管饱和水，测试岩心的水测渗透率，实测数据为6.75 μm2。

(2) 在配样器中配制一定体积的泡沫油，然后转至中间容器。

(3) 调节回压阀压力为4.0 MPa，以1.5 mL/min流速将泡沫油注入填砂管，待岩心中的水被挤出后，出口端收集到泡沫油样，连续驱替直至压力稳定，记录稳定压力值。

(4) 通过不同流速1.2 mL/min、1.0 mL/min、0.8 mL/min、0.5 mL/min、0.3 mL/min、0.2 mL/min、0.1 mL/min来改变注入压力，重复步骤(1)～(3)。

在一定流量下，测定驱替稳定压力，利用达西定律，计算泡沫油的有效黏度(达西黏度)，计算公式为：

(1)

式中:μef为有效黏度， mPa·s；A为渗流断面面积，cm2；Δp为流体通过填砂管的前后压力差，atm；K为该孔隙介质的绝对渗透率，μm2；L为填砂管的长度，cm；Q为在压差下通过填砂管的流量，cm3/s。

实验测得的泡沫油的有效黏度与注入压力关系见图4。

注入流量从大到小依次改变，压力逐渐降低。从图4可知，当压力大于7.17 MPa时，随着压力的减小，泡沫油有效黏度减小。当压力小于7.17 MPa时，随着压力的减小，有效黏度增大。在压力高于或低于7.17 MPa时，有效黏度随压力的变化规律发生显著差异。因此，估计视泡点压力为7.17 MPa。当注入压力大于泡点压力时，注入岩心泡沫油中的气泡消失，气体全部以溶解气形式存在于油相中，减小压力会使油相膨胀、液层间的摩擦阻力减小，从而导致油相黏度减小，且在泡点压力处存在最小黏度，此阶段为单相流动。当系统压力小于泡点压力时，注入岩心泡沫油中的气体以溶解气和微小气泡两种形式存在于油相中，随着压力的继续减小，溶解气持续溢出转换为气泡中的弥散气，导致泡沫油黏度增大。

3.3 泡沫油流度与脱气原油流度对比实验研究

利用泡沫油在孔隙介质中的流变性实验装置(见图3)测定泡沫油流度，岩心基本参数见表7(水测渗透率为6.75 μm2)，由流变性实验得出的有效黏度数据可计算出泡沫油在孔隙介质中的流度。脱气原油流度测试方法与泡沫油相同，将上述孔隙介质流变性实验中的泡沫油换成脱气原油注入中间容器进行实验，实验测得岩心的水测渗透率为7.96 μm2，通过得到的有效黏度数据可计算出脱气原油的流度，实验结果见图5。

流度表示流体在介质中流动的难易程度，是有效渗透率与流体黏度的比值。由图5可看出，随着压力梯度增大，泡沫油流度先增大后降低。从上述泡沫油在孔隙介质中的流变性实验研究发现，泡沫油有效黏度随着压力的增大先减小后增大，故可得出泡沫油流度与压力梯度的关系。脱气原油流度随着压力梯度的增大而减小，这是由于随着压力的增大，脱气原油体积减小，分子间作用力增大，导致黏度增大、原油流度减小，由于液体的压缩系数较小，脱气原油流度降幅较小。在相同压力梯度下，泡沫油的流度是脱气原油流度的1～3倍，泡沫油的流动特性明显高于脱气原油。