渤海稠油油田注气配伍性及混相机理

韩 东， 王 萍， 唐 磊， 张 露， 李宝刚， 杨发荣， 张旭东

（1.中海石油（中国）有限公司 海南分公司，海南 海口 570311； 2.中海油能源发展股份有限公司 工程技术分公司,天津 300452）

随着中国海洋石油勘探开发的不断发展，海上稠油油藏储量占未动用地质储量中的比例逐年增加。我国四大海域稠油储量占未动用地质储量的82%，其中渤海油田稠油储量占58%，稠油储量十分丰富，而渤海地下原油黏度大于350 mPa·s 的稠油仅占13%，年产油量不足50 万t，可见在当前渤海稠油的开发方式（以水驱为主）下，采收率较低，挖潜潜力巨大[1-2]。现阶段发展海上稠油注气驱技术，因此对渤海注气开发开展可行性实验研究，深度挖掘渤海稠油油田的开发潜力具有重要的现实意义[3-5]。

国外注气提高采收率技术的研究及应用主要集中在美国，以CO2混相驱为主，且CO2混相驱技术的发展呈逐年上升趋势[6-7]。目前，我国注气驱技术主要应用于陆地油田，且形成了较为成熟的技术体系，在塔河油田[8]、冀东油田[9]、鲁克沁深层稠油油藏[10]、新疆风城Z32 稠油油藏[11]、华北油田[12]等陆地油藏都开展了注气驱技术的现场应用。应用效果表明，CO2、N2、减氧空气驱等增油效果显著，采收率均得到明显提高。海上油田开展注气驱技术研究虽然始于2010 年，但大多局限于室内实验，如南海东部薄差层稠油油藏通过PVT 测试、岩心驱替等实验优化注气开发方式[13]等。现场应用易受腐蚀、固相沉积、气窜、气源、经济性等因素的限制，因此目前仍处于先导实验阶段，如渤海A 油田水气交替复合驱[14]、W-6 低渗油田注CO2开发[15]、LD10-1 油田开展伴生气回注工程实践[16]、S 油田注蒸汽热采[17]等，经注气驱后，现场提高采收率效果明显。虽然室内实验及部分海上油田现场试验取得了显著的成果，但上述研究均是针对特定油藏进行的，且由于油藏之间的油藏类型、深度、渗透率、非均质性等存在较大差异，研究成果无法对渤海油田的稠油注气开发方式提供技术支持。因此，本文针对渤海油田储量丰富的普通稠油（50～1 000 mPa·s）油藏，将其分为3 类稠油，开展了不同气体（CO2、N2、天然气）的注气配伍性及混相机理实验研究，以期为渤海稠油油田注气提高采收率提供技术支持。

1 配伍性实验研究

1.1 目标油藏地层原油相态特征

选取渤海地区普I-1 类（50～<150 mPa·s）、普I-2-A 类（150～350 mPa·s）、普I-2-B 类（>350～1 000 mPa·s）[18]等3 类稠油的代表性油藏，开展了注气配伍性及混相机理实验研究。目标油藏基础油的配制条件及基础物性如表1 所示。

表1 目标油藏基础油的配制条件及基础物性

基于PVT 分析，表2 给出了目标油藏地层原油的井流物组分的摩尔分数及组成分布。由表2 中数据计算可得，在井流物的组成分布中，3 个目标油藏的C1+N2平均摩尔分数为22.39%；（C2-C6）+CO2平均摩尔分数为0.73%；C7+平均摩尔分数为76.88%。与国内其他油藏的井流物组成相比，目标油藏流体具有低含甲烷、特低含中间烃、高含蜡、高含胶质沥青质的重质油特征。其中，普I-2-A 类稠油的中间烃组分及胶质沥青质摩尔分数最高，普I-2-B类稠油的蜡摩尔分数最高。

表2 目标油藏地层原油的井流物组分的摩尔分数及组成分

图1 为目标油藏地层流体p-T相图。由图1 可知，3 个目标油藏地层流体的临界温度达到600～700 ℃，临界压力低于10.00 MPa，地层温度远离临界温度，呈现出典型的重质油相态。

图1 目标油藏地层流体p-T 相图

1.2 不同气体与稠油的配伍性分析

根据GB/T 26981-2011《油气藏流体物性分析方法》等标准[19-20]，利用法国ST 公司生产的高温高压PVT 仪，开展目标油藏地层原油注CO2、天然气、N2等3 种注入气在不同注气摩尔分数（0～50%）下的注气膨胀实验，获得不同类型注入气对不同类型稠油的增溶膨胀降黏效果，分析了不同气体与不同类型稠油之间的配伍性。注气增溶膨胀过程如图2 所示。

图2 注气增溶膨胀过程

本次实验研究所用的3 种气体为N2（纯度99.99%）、液态CO2、天然气（油藏伴生气）。注入天然气组成如表3 所示。

表3 注入天然气组成

将渤海油区产出的伴生气经过轻烃回收后的干气作为气体介质，具有干气特征。其中，C1+N2摩尔分数为98.73%；（C2-C6）+CO2摩尔分数为1.25%；C7+摩尔分数为0.02%。

取饱和压力为30.00 MPa 时的高压物性参数，分析了气体介质对稠油配伍性的影响，结果如图3所示。由图3 可知，普I-1 类稠油注CO2的效果最好，天然气次之，氮气最差；注CO2后体积膨胀1.170倍，溶解气油体积比为142，降黏率为78%；注N2后体积膨胀1.005 倍，溶解气油体积比为40，降黏率为5%；注天然气后体积膨胀1.042 倍，溶解气油体积比为59，降黏率为29%。

图3 注气介质对稠油高压物性的影响

普I-2-A 类稠油注CO2与天然气具有较好的降黏作用，N2较差；注CO2后体积膨胀1.160 倍，溶解气油体积比为90，降黏率为85%；注N2后体积膨胀率为1.015 倍，溶解气油体积比为32，降黏率为21%；注天然气后体积膨胀1.120 倍，溶解气油体积比为83，降黏率为69%。

普I-2-B 类稠油注CO2的效果最好，天然气次之，N2最差；注CO2后体积膨胀1.200 倍以上，溶解气油体积比大于150，降黏率为90%；注N2后体积膨胀1.010 倍，溶解气油体积比为30，降黏率为34%；注天然气后体积膨胀1.110 倍，溶解气油体积比为59，降黏率为62%。

由此可见，注气显著改善了稠油的流动能力，气体的膨胀降黏效果不仅可以增加地层弹性能量，还可以将剩余油膨胀后变成可动油，从而提高原油采收率。稠油黏度变化不会影响气体介质与稠油之间的配伍性规律，即3 种气体介质与3 类稠油的配伍性相同：CO2>天然气>N2。这是因为：稠油的地层温度和地层压力处于CO2的超临界温度、压力范围内，而处于超临界态的CO2可以看成是具有高密度的“特殊稠密气体”，对液体溶质具有增溶能力，从而显著增强其在地层油中的溶解性。天然气优于N2，这是因为天然气中含有一定量的中间烃和重质烃，增强了天然气在地层油中的溶解性。但是，受地层油重质组分含量多的影响，总体上地层油对所选天然气的增溶能力比较弱。N2的增溶能力较弱，这是因为虽然稠油油藏自身溶解气油体积比较小，但因重质组分含量较高，分子间范德华引力较大，因此N2与原油的配伍性较差。

进一步分析图3 可知，CO2对稠油黏度的变化最敏感，随着稠油的黏度逐渐增大，CO2对稠油的增溶膨胀降黏效果逐渐增强；N2对稠油黏度的变化最不敏感，对普I-1 类的溶解性最强，对普I-2-A 类的膨胀效果最好，对普I-2-B 类的降黏效果最好；天然气较为特殊，对普I-2-A 类的增溶膨胀降黏效果最好。因此，在渤海油田中，对于黏度较高的稠油，可选择注CO2；对于黏度中等的稠油，可选择注天然气；对于黏度偏低的稠油，可根据现场实际情况选择注气介质。此外，稠油的中间烃组分摩尔分数、蜡摩尔分数、胶质沥青质摩尔分数也会影响气体介质与稠油的配伍性。

2 泛稠油梯度变化下多次接触混相机理研究

2.1 多次接触实验原理及方法

在注气多次接触过程中，注入气与地层原油之间通过传质引起的PVT 相态特征变化（气相和液相的状态）和物性参数（组成、界面张力、黏度、密度等）的变化，是决定驱替机理和驱替效果的基本因素。因此，注气过程驱替机理可以通过多次接触过程的物理模拟实验进行研究。采用PVT 仪进行气体与地层油之间的多次接触实验，其原理是使有限量的油藏油与注入气反复接触，并测定平衡油气体积及平衡油气的组成和密度。结合现场实际需求，本文主要研究驱替前缘（向前接触）的混相机理。

2.2 普I-1 类稠油注气向前接触物性变化规律及混相机理

图4 为普I-1 类稠油与不同注气介质向前接触过程中油气相组成的变化规律。以CO2为例。由图4 可知，普I-1 类稠油注CO2向前接触过程平衡油中的组分CO2从初始摩尔分数0.44%增加到34.72%，再逐渐降低到15.05%；平衡气相中CO2摩尔分数从100.00%减少到64.21%，再逐渐降低到26.25%；平衡油中的C1轻组分从初始摩尔分数28.31%减少到11.61%，再逐渐增加到21.63%；平衡气相中的C1轻组分摩尔分数则从0 增加到34.51%，再逐渐增加到71.78%。综上可知，注CO2向前多次接触传质过程表现为CO2溶解凝析和萃取抽提C1共存的非混相多次接触动力驱替机理。同理，根据油气相组成的变化规律，可得注N2向前多次接触传质过程表现为以萃取抽提为主的非混相传质机理；在注天然气向前接触过程中，平衡油气相组分几乎不变，呈现为凝析-抽提平衡的非混相传质机理。

图4 普I-1 类稠油与不同注气介质向前接触过程中油气相组成的变化规律（地层压力下）

基于向前接触实验过程所得到的平衡油气相组成的变化，可绘制普I-1 类稠油注CO2、N2、天然气的拟三元相图[21]。为了使注气达到前缘多次接触混相程度，需要不断提高注气压力[22-24]，通过不断提高注气压力的多次接触模拟研究，可以获得普I-1 类稠油与3 种气体介质在近混相驱下所形成的拟三元相图，结果如图5 所示。该注气压力即为多次接触理论最小混相压力。由图5 可知，CO2、天然气、N2与普I-1 类稠油的最小混相压力分别为55.46、77.00 MPa、明显大于77.00 MPa（实验条件只能做到77.00 MPa，此时拟三元相图中未能体现混相，因此明显大于77.00 MPa，下同），CO2比天然气和N2的最小混相压力小，但是在当前工程实际应用中，55.46 MPa 的最小混相压力仍然较难满足。

图5 普I-1 类稠油与不同注气介质向前接触近混相驱拟三元相图

因此，3 种气体介质与普I-1 类稠油在驱替前缘均只能表现为非混相驱替机理。

2.3 普I-2-A 类稠油注气向前接触物性变化规律及混相机理

图6 为普I-2-A 类稠油与不同注气介质向前接触过程中油气相组成的变化规律。由图6 可知，普I-2-A 类稠油注CO2向前接触过程平衡油气相组成变化与普I-1 类稠油注CO2向前接触过程几乎相同，表现为CO2溶解凝析以及萃取抽提C1共存的非混相多次接触动力驱替机理；注N2与天然气向前接触过程同样与普I-1 类稠油类似，呈现出以萃取抽提为主的非混相传质机理及凝析-抽提平衡的非混相传质机理[25-27]。

图6 普I-2-A 类稠油与不同注气介质向前接触过程中油气相组成变化规律（地层压力下）

通过多次接触模拟研究绘制注气压力提高后的普I-2-A 类稠油注CO2、天然气、N2的拟三元相图，获得普I-2-A 类稠油与3 种气体介质在近混相驱下所需的理论最小混相压力，结果如图7 所示。由图7 可知，CO2、天然气、N2与普I-2-A 类稠油的最小混相压力分别为43.10、71.30 MPa、明显大于75.00 MPa。因为3 种气体介质与普I-2-A 类稠油的最小混相压力均较大，在工程实际应用中无法形成混相。

图7 普I-2-A 类稠油与不同注气介质向前接触近混相驱拟三元相图

2.4 普I-2-B 类稠油注气向前接触物性变化规律及混相机理

图8 为普I-2-B 类稠油与不同注气介质向前接触过程中油气相组成变化规律。以天然气为例。由图8 可知，普I-2-B 类稠油注天然气向前接触过程平衡油中的中间组分C2-C6从初始摩尔分数0.10%增加到0.80%，再逐渐降低到0.43%；平衡气相中C2-C6摩尔分数从初始的1.30% 减少到0.55%，再逐渐降低到0.23%；平衡油中的C1轻组分从初始摩尔分数17.83%增加到32.95%，再逐渐变化到32.93%；平衡气相中的C1轻组分摩尔分数则从初始的98.32% 增加到98.85%，再逐渐变化到98.86%；注天然气向前多次接触传质过程表现为以轻组分和中间烃组分有限度的溶解凝析为主、萃取抽提极弱的非混相多次接触动力驱替机理。同理，根据油气相组成的变化规律，可得出注CO2向前多次接触传质过程表现为以凝析为主的非混相传质机理；注N2向前接触过程主要表现为以萃取抽提为主的非混相传质机理。

图8 普I-2-B 类稠油与不同注气介质向前接触过程中油气相组成变化规律（地层压力下）

基于向前接触实验过程所得到的平衡油气相组成的变化，显著提高了注气压力，通过多次接触模拟研究绘制注气压力提高后的普I-2-B 类稠油注CO2、N2、天然气的拟三元相图，获得普I-2-B 类稠油与三种气体介质达到近混相驱所需要的理论最小混相压力，结果如图9 所示。由图9 可知，CO2、天然气、N2与普I-2-B 类稠油的最小混相压力分别为54.89、72.09 MPa、明显大于79.09 MPa。因此，普I-2-B 类稠油与3 种气体介质在工程实际应用中难以形成混相。

图9 普I-2-B 类稠油与不同注气介质向前接触近混相驱拟三元相图

综上所述，随着稠油黏度梯度的变化，CO2、N2、天然气与稠油之间的传质机理几乎相同，只是在溶解凝析或萃取抽提的程度上略有不同，即泛稠油梯度变化不会改变气体介质与稠油之间的传质机理。对最小混相压力进行分析的结果可知，3 种气体介质与普I-2-B 类稠油的最小混相压力在3 类稠油中均最大，与普I-2-A 类稠油的最小混相压力在3 类稠油中均最小，普I-1 类稠油的最小混相压力介于普I-2-A 类和普普I-2-B 类之间。由此可以看出，稠油黏度梯度与最小混相压力并非呈线性正相关。该结果可为渤海油田根据稠油黏度的分布范围选取注气介质及注气开发方式提供较为直接的技术参考。

3 结 论

1）注气能显著改善渤海稠油的流动能力，无论是哪一类稠油油田，其与CO2的配伍性均优于天然气，与N2的配伍性最差。综合比较稠油黏度变化对同一注气介质配伍性的影响规律，选择注CO2更适用于普I-2-B 类稠油，注天然气更适用于普I-2-A 类稠油。

2）随着稠油黏度梯度的变化，CO2驱表现为以溶解凝析为主的传质机理，N2驱表现为以萃取抽提为主的传质机理，天然气驱表现为以凝析-抽提平衡为传质机理。

3）稠油黏度梯度与最小混相压力并非呈线性正相关。普I-2-B 类稠油与3 种气体介质的最小混相压力最大，普I-2-A 类稠油与3 种气体介质的最小混相压力最小。在该最小混相压力下，工程实际应用中3 类稠油油藏在驱替前缘均难以形成混相。研究结果为渤海稠油油田选择注气驱注气介质、明确现场工况条件下的最优注气量提供了参考，也为确定渤海稠油混相驱驱替方式提供了重要依据。