海上特稠油超临界蒸汽驱物模数模一体化研究

王树涛，张风义，刘 东，朱 琴，葛涛涛

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300459)

0 引 言

海上特稠油油藏开发是目前亟待解决的难题，虽然海上和陆地油田均开展了大量的常规注蒸汽开发研究和矿场应用[1-7]，但特稠油常规注蒸汽开发效果不能满足海上高效开发的需要[8-12]。超临界水大部分氢键断裂，体现出独特的物理、化学性质，具有高溶解性、高扩散性和高反应性[13]。目前理论研究和陆地矿场试验均表明[14-16]，注超临界蒸汽开发特稠油效果显著，但缺乏相关的实验参数和增产机理数值模拟方法，超临界蒸汽驱开发的增产机理和效果预测方法均有待于进一步研究。为降低海上特稠油油藏超临界蒸汽开发方案的实施风险，有必要结合室内实验和数值模拟手段开展一体化研究[17-18]。

1 室内实验研究

1.1 实验材料

实验设备包括：高温高压反应釜(容积为500 mL，额定温度为450 ℃，额定压力为30 MPa)、电加热装置、离心机、旋转黏度计、原油四组分测定装置、扫描电镜、恒温水浴、干燥箱、分析天平、超临界蒸汽发生器、哈氏合金填砂管(长度为150 cm)和一维热采多功能岩心驱替装置等。实验用油来自渤海LD油田，50 ℃地面脱气原油黏度为29 168 mPa·s。实验用砂根据地层渗透率(平均为2 500 mD)情况而定。

1.2 实验方案

表1为不同温压条件下一维模型流体用量。原油热裂解实验：将油水混合物加入高温高压反应釜，并通过电加热装置迅速升至实验温度、压力，作用3 h后取样、离心，分别用旋转黏度计和原油四组分测定装置测定原油黏度和组分。

岩石溶蚀实验：岩石超声清洗、烘干后称重，并通过扫描电镜观察岩石孔喉特征；再将岩石和蒸馏水的混合物迅速升至实验温度和压力，作用3 h后，将岩石超声清洗、烘干，通过称重和扫描电镜对比岩石质量和孔喉变化。

表1 不同温压条件下一维模型流体用量

一维驱替实验：开展3组实验，驱替流体分别为350 ℃饱和蒸汽、350 ℃过热蒸汽和410 ℃超临界蒸汽。

2 超临界蒸汽增产机理数值模拟等效表征研究

根据前述特稠油油藏超临界蒸汽驱一维物理模拟模型，建立等比例数值模拟模型，模型网格划分为30×1×1，共30个，长为150 cm。考虑超临界蒸汽和原油及岩石反应，共设置9个组分：气相包括天然气，水相包括液态水和超临界蒸汽组分，油相包括重质组分、中质组分与轻质组分，固相包括焦炭、固结砂及转化的游离砂。为在数值模拟中等效表征原油热裂解和岩石溶蚀机理，在CMG数值模拟软件中建立原油热裂解和岩石溶蚀的等效反应方程。

(1) 根据实验数据可知，在410 ℃超临界蒸汽作用下，100.00 g原始油样(其中，重质组分为38.40 g、中质组分为36.40 g和轻质组分为25.20 g)热裂解后生成42.00 g原油(其中，重质组分为3.86 g、中质组分为8.48 g和轻质组分为29.66 g)、24.00 g焦炭和34.00 g气体，相当于34.54 g重质组分和27.92 g中质组分反应形成4.46 g轻质组分、34.00 g气体和24.00 g焦炭。再根据各组分平均分子质量，最终确定原油热裂解等效反应方程参数为：1.000 0 mol超临界蒸汽组分(18 g/mol)、0.029 8 mol重质组分(115 9 g/mol)和0.080 0 mol中质组分(349 g/mol)反应生成0.065 0 mol轻质组分(68 g/mol)、0.800 0 mol天然气(42 g/mol)、0.030 0 mol焦炭(800 g/mol)和1.000 0 mol液态水(18 g/mol)。通过拟合实验中原油热裂解速率，确定反应速率公式常数为1 500。

(2) 岩石溶蚀等效反应方程参数为：1.000 0 mol超临界蒸汽组分和0.080 0 mol固结砂反应生成1.000 0 mol液态水和0.080 0 mol游离砂。通过拟合实验中的岩石溶蚀速率，确定固相中固结砂转化为液相中游离砂的反应速率公式常数为0.85。

CMG数模软件STARS模块中定义了固结砂等固相组分，有效孔隙度自动根据该固相组分浓度变化而变化，结合岩石溶蚀等效反应方程，将溶蚀过程等效为固相中固结砂转化为液相中游离砂的过程，随着固相中固结砂浓度的减少，数值模拟中的有效孔隙度相应增大。在数值模拟中设置关键字*PERMCK，通过Carmen-Kozeny公式将渗透率定义为有效孔隙度的一个函数：

(1)

式中：Ko为原始渗透率，mD；φo为初始有效孔隙度；n为需要定义的常数项，取值3.74；φ为有效孔隙度；K(φ)为有效孔隙度对应的渗透率，mD。

3 结果与讨论

3.1 室内实验结果分析

3.1.1 原油热裂解特性实验结果

采用前述超临界反应釜装置，开展了3组超临界蒸汽作用后原油组分及黏度变化特征实验(实验温度分别为390、410、430 ℃)，并增加1组常规湿饱和蒸汽实验作为对照组。实验结果表明：常规湿饱和蒸汽作用后原油黏度由29 168 mPa·s增至35 226 mPa·s，主要原因是湿饱和蒸汽仅发生蒸馏作用，原油轻质组分被蒸馏后黏度呈小幅度增加；50 ℃地面脱气原油黏度为29 168 mPa·s的油样，在温度分别为390、410、430 ℃超临界蒸汽作用下黏度分别降至8 798、7 605、7 641 mPa·s，原油黏度最低降至约为原始值的26%，主要原因是超临界蒸汽作用后原油中的沥青质和胶质等重质组分发生热裂解，形成饱和烃(轻质组分)和气体，同时原油热裂解会产生焦炭，温度过高将加剧焦炭的形成，因此，在超临界蒸汽温度增至430℃后原油黏度又小幅增加。

对比不同温度下的超临界蒸汽作用前后的油、固、气三相比例变化，410 ℃可满足特稠油的热裂解要求，且焦炭转换率较低，因此，超临界蒸汽开发的最佳温度为410 ℃。同时，在410 ℃超临界蒸汽作用下，原始油样热裂解后油相(原油)占比为42%、固相(焦炭)占比为24%、气相(裂解产生气体)占比为34%；原始油样经过热裂解作用后，沥青质全部裂解，胶质大部分裂解，油相中重质组分质量含量由38.4%下降为9.2%，而轻质组分质量含量达到70.6%，因此，原油黏度大幅下降(表2)。

表2 超临界蒸汽作用前后原油组分变化

3.1.2 储层岩石溶蚀特性实验结果

岩石在溶蚀前进行了超声波清洗，可运移的未固结颗粒已被清洗掉，石英、正长石、斜长石和泥岩岩屑等岩石矿物含量分别为27.5%、20.0%、20.0%和32.5%。在350 ℃(亚临界)蒸汽作用后，正长石溶蚀程度最大，斜长石和石英次之，泥岩岩屑溶蚀较小。

在城乡教育一体化的推进过程中，在农村办学条件的提高，城乡教育资源的合理配置等方面，取得了显著成效，但仍然由于城乡二元体制的长期影响，以及地理位置、经济环境与社会发展等多方制约，想要全面实现城乡教育一体化仍然面临很大挑战。

采用前述超临界反应釜装置开展了7组不同状态蒸汽作用后储层岩石溶蚀特性实验，图1为不同状态蒸汽作用下岩石矿物溶蚀程度曲线。由图1可知，溶蚀效应主要发生在亚临界区与超临界点范围内(350.00～375.15 ℃)，且溶蚀效应具有不可逆性，超过临界点后溶蚀性降低。

图1 不同状态蒸汽作用下岩石矿物溶蚀程度

3.1.3 一维驱替实验结果

一维驱替实验分别开展了350 ℃饱和蒸汽、350 ℃过热蒸汽和410 ℃超临界蒸汽驱油实验，最终的驱替效率分别为78.1%、84.1%和94.0%，超临界蒸汽较常规蒸汽驱油效率提高了15.9个百分点(表3)。

表3 不同蒸汽状态下一维驱替实验结果对比

3.2 原油热裂解作用引起的原油组分变化

图2为原油热裂解作用下原油组分随时间变化情况。由图2可知：在410℃超临界蒸汽作用下，30 min时，体系中焦炭的产率己接近平衡值，约为24.0%，同时中质和重质原油组分的含量下降幅度为37.7%；30 min后，油相各组分、焦炭和气体含量均缓慢趋近于平衡值。

图2 原油热裂解作用下原油组分随时间变化

图3为原油热裂解作用引起的原油组分变化剖面图。由图3可知：在一维超临界蒸汽驱油初期(0～30 min)，胶质、沥青质等重质原油组分含量迅速下降，热裂解速度很快，轻、中质组分含量均迅速增加，但焦炭组分含量也相应增加；在中后期，胶质、沥青质等重质原油组分逐渐消耗至最低值，同时轻、中质原油组分含量逐渐增至高峰并趋于稳定，但焦炭在产出端附近大量沉积。

3.3 储层岩石溶蚀作用引起的渗透率变化

表4为超临界蒸汽作用前后孔隙度和渗透率的变化情况。由表4可知：溶蚀效应主要发生在亚临界区与超临界点范围内(350.00～375.15 ℃)，溶蚀后储层孔隙度和渗透率呈明显增加趋势，渗透率的最大增幅为22%。

图4为温度及储层岩石溶蚀作用引起的渗透率变化剖面图。由图4可知：在一维超临界蒸汽驱油初期，仅注入端附近温度大于350 ℃，溶蚀反应发生的区域和渗透率变化程度均不大；而在中后期，温度大于350 ℃的区域逐渐向后扩展，注入端附近温度也进一步提高，但注入端附近温度也基本保持在超临界点以下，因此，该区域是发生溶蚀作用的主要区域。对应于温度场的分布特征，一维驱替过程中注入端附近储层渗透率呈明显增加趋势，最大增幅约为为20%，产出端渗透率变化不大。

3.4 超临界蒸汽增产效果分析

图5为410 ℃超临界蒸汽驱物模数模对比结果。由图5可知：在数值模拟软件中不考虑原油热裂解和岩石溶蚀机理的情况下，仅能模拟出升高温度对提高驱油效率的影响，模拟得到410 ℃超临界蒸汽一维驱油效率为87.53%；在考虑原油热裂解和岩石溶蚀机理后，模拟得到410 ℃超临界蒸汽一维驱油效率为91.24%，与室内实验数据基本一致。

图3 原油热裂解作用引起的原油组分变化剖面

表4 超临界蒸汽作用前后孔隙度和渗透率变化

Table 4 Porosity and permeability comparison before and after super-critical steam flooding

蒸汽温度/℃实验压力/MPa蒸汽状态孔隙度/%渗透率/mD200.00 1.50 湿蒸汽 32.62500250.00 3.90 湿蒸汽 32.62500300.00 8.60 湿蒸汽 32.72510350.00 16.60 亚临界 33.72880375.15 22.12 临界点 34.03050400.00 23.00 超临界 32.92610430.00 23.00 超临界 32.82560

图4 温度及储层岩石溶蚀作用引起的渗透率变化剖面

图5 410℃超临界蒸汽驱物模数模结果对比

4 实例应用

渤海旅大油田属于特稠油油藏，地面脱气原油黏度为29 168 mPa·s，地面原油密度为1.004 g/cm3；油层纵向分布集中于明下段下部和馆陶组上部，明下段和馆陶组油藏均为厚层底水块状油藏，单层厚度为30.9～55.2 m；储层压实作用和成岩作用弱，物性好，地层渗透率为2 500 mD，孔隙度为32.6%，属高孔高渗储层。由于海上特稠油油藏开发投资大、风险高，渤海旅大油田先导试验区初期采用注常规蒸汽开发方式，后期选取部分井开展注超临界蒸汽试验。

旅大油田热采先导试验区设计井距为150 m，井控储量为160.0×104m3，目前选用湿饱和蒸汽吞吐开发方案，在注汽温度为310 ℃、注汽干度为40%、周期注汽量为6 000 t条件下，吞吐10周期采收率仅为8.3%。为了进一步提高试验区热采效果，需要论证超临界蒸汽吞吐方案，在注超临界蒸汽温度为410 ℃、周期注汽量为6 000 t条件下，常规数值模拟方法预测吞吐10周期采收率为8.9%，较湿饱和蒸汽吞吐方案仅提高0.6个百分点。常规数值模拟方法只考虑了蒸汽温度提高带来的热效应，没有考虑超临界蒸汽的原油热裂解和岩石溶蚀作用，因此，低估了超临界蒸汽吞吐方案的开发效果。采用考虑超临界蒸汽增产机理的数值模拟等效表征方法，预测试验区超临界蒸汽吞吐采收率可提高至10.1%，较湿饱和蒸汽吞吐方案可提高1.8个百分点，证明了注超临界蒸汽开发在该油田有很好的推广应用前景(表5)。

表5 旅大油田超临界蒸汽与湿饱和蒸汽开发效果对比

5 结 论

(1) 沥青质与胶质在超临界蒸汽作用下发生热裂解后，原油黏度降为原始值的26%左右，同时优化得到410 ℃可满足特稠油的热裂解要求，且焦炭转换率较低，沥青质与胶质在一维驱替初期开始热裂解为轻、中质组分，并伴随焦炭沉积于产出端附近。

(2) 溶蚀效应主要发生在亚临界区与超临界点范围内，且溶蚀效应具有不可逆性，溶蚀后储层孔渗呈现明显增加趋势，渗透率的最大增幅达到22%，一维驱替过程中注入端附近是溶蚀效应发生的主要区域。

(3) 通过建立超临界蒸汽开发物模数模一体化模型，模拟得到了特稠油油藏超临界蒸汽开发较常规蒸汽开发驱油效率提高15.9个百分点，可为类似特稠油油藏超临界蒸汽开发方案设计提供指导，并降低方案实施风险。