普通稠油油藏多元热流体驱提高采收率实验研究

2023-12-06张明龙

西安石油大学学报（自然科学版） 2023年6期

张明龙

(中国石油华北油田工程技术部,河北任丘 062550)

引言

在我国已开发的普通稠油油藏,主要的开采手段为常规水驱、蒸汽吞吐、蒸汽驱、气驱及火驱[1-3]等。常规水驱的采收率较低,一般低于10%。蒸汽吞吐的作用范围有限,吞吐周期产量递减大,吞吐结束后,井间仍存在大量剩余油[4]。而蒸汽驱受注入蒸汽干度影响,开采效果差异性较大。CO2混相驱可有效改善原油性质[5],但国内由于受CO2气源限制,无法将CO2混相驱大面积推广应用[6];与CO2相比,N2的气源相对丰富,但N2的混相压力较高,一般与普通稠油不容易混相,且易发生气窜[7]。火驱是近几年逐渐成熟的开发稠油的新技术。火驱现场先导试验主要在新疆红浅1井区、辽河郑408区块成功实施[8-9],但稠油火驱对井筒完整性要求较高,火线控制仍处于凭经验调整阶段,在理论上还未完全掌握火驱的驱油机理,且地面投资较大。多元热流体开采技术是将N2、CO2等气体与高温蒸汽同时注入油藏驱替原油的一种复合热采技术,水蒸汽的高温可有效降低原油黏度,CO2与原油混相不仅进一步降低了原油黏度,而且原油溶解CO2后原油体积可膨胀10%～40%,改善了原油流态[10];N2的压缩系数较大,高压注入时,较高的膨胀能可补充地层能量[11-14]。在多元热流体注入地层过程中,多元热流体中的气体快速渗流加快了热传递速度,可有效克服蒸汽驱的沿程热损失,同时蒸汽在与地层流体进行热交换后形成的热水在一定程度上缓解了气窜的形成。

通过室内实验方式,对比蒸汽、CO2+N2、蒸汽+CO2、蒸汽+N2、蒸汽+CO2+N25种多元热流体驱替效果,考察驱替过程中模型的温度分布、压力保持水平、气油比参数,验证多元热流体蒸汽+CO2+N2驱在普通稠油开采过程中的协同作用,达到提高采收率的目的。

1 室内物理模拟实验

1.1 实验材料

(1)实验用油为XL油田J32区块J32井腾二段Ⅲ油组原油,地层温度50 ℃,黏度为1 600 mPa·s,在地层压力3.37 MPa下地层原油溶解气油比为1.2 m3/m3。

(2)实验用水为联合站分离出的采出水配置的矿化度为8 860 mg/L的地层模拟水, 水型为NaHCO3。

(3)实验用气体为CO2(纯度为98%)、N2(纯度为99%),均为工业气瓶装气,并转至中间容器加压30 MPa使用。

(4)利用吉32断块13口取心井的天然岩心捣碎后装填至Φ2.5 cm×75 cm的填砂管模型中,模型孔隙度为30.6%,渗透率1 377×10-3μm2,含油饱和度为62%。

1.2 实验装置

实验装置为HDH-100C双缸恒速恒压泵、ZQ-1型蒸汽发生器(350 ℃,35 MPa)、油气水三相计量装置、流量计、数据采集系统及各种温度、压力传感器等。实验装置流程见图1。

图1 多元热流体驱替实验装置流程

1.3 实验条件

恒温箱温度设置为地层温度50 ℃,温度、压力传感器从开始注气时录取数据,但数据分析仅采用稳定驱替阶段数值。填砂管模型出口回压设置为19.5 MPa,大于原油与CO2的混相压力17.3 MPa,保证CO2可与原油形成混相。

1.4 实验方案

将填砂管模型饱和原油后,按表1的驱替方案进行驱替实验。

表1 多元热流体驱替实验方案

2 实验结果分析讨论

2.1 温度分布

在多元热流体驱替过程中,不同位置温度传感器的温度值随驱替的进行开始上升,但在稳定驱替阶段,各点的温度相对稳定,温度的高低仅与驱替介质有关。因此,本文仅研究在稳定驱替阶段不同多元热流体下不同位置温度的变化。

由图2不同多元热流体驱替温度变化可见,5种热流体稳定驱替过程中,在第1个测温点即靠近填砂管模型的注入口温度均在190 ℃左右,在第5个测温点即靠近填砂管模型采出口位置时,驱替后的剩余温度差异较大,从注入端到采出端5种热流体温度分别下降了70.9%、69.1%、67.6%、64.9%、62.1%,蒸汽+CO2+N2驱的剩余温度最高,达到了72 ℃,蒸汽驱的剩余温度最低,为55 ℃。这是由于在高温蒸汽中加入CO2、N2气体,由于气体的导热性能较差,在渗流过程中包裹水蒸汽,可减少水蒸汽的热损失,N2具有较高的膨胀作用,扩大了加热范围,而CO2在原油中具有较高的溶解能力,溶解在地层油中后,使地层原油膨胀,降低原油的黏度,增加其流动性,而流动性的增加又强化了热量的传导,提高了导热效率。因此多元热流体蒸汽+CO2+N2驱过程中出口的剩余温度最高,而单独的蒸汽驱虽然在注入段也具有较高的温度,但水蒸汽在进入地层后,与低温的地层流体、岩石进行快速热交换,并在饱和蒸汽压的作用下,迅速凝结成热水,热量大幅下降,导致出口端的温度最低,而CO2+N2驱中,虽然气体的快速渗流可减少热量的损失,但气体无法携带较多的热量,所以在出口端温度同样较低。

图2 不同多元热流体驱替不同位置温度变化

2.2 压力保持水平

稳定驱替过程中,压力在填砂管模型中连续传递,因此在填砂管模型中设置5个测压点来模拟油藏中部的压力。由图3不同多元热流体驱替压力变化可见,在5种热流体驱替过程中,压力沿注入方向均逐渐降低,蒸汽+N2、蒸汽+CO2+N2驱替过程中,压力保持水平最高,分别达到80.3%、78.4%,CO2+N2驱、蒸汽+CO2驱次之,而蒸汽驱的压力下降最快,保持水平最低,仅为50%。多元热流体中的CO2在高于饱和压力下可溶于原油,使原油体积膨胀;而N2虽然难溶于原油,但N2具有较好的膨胀增能作用,在高压注入下,可有效补充地层能量,因此N2的压力保持能力要高于CO2,同时由于热流体中的水蒸汽携带大量热量,使气体分子更为活跃,强化了气体增能作用;而蒸汽驱过程中,水蒸汽在与地层热交换后温度迅速下降,凝结成热水后,由高温高压气态转变成低温液态,蒸汽压力迅速下降,导致蒸汽驱的地层压力保持水平最低。

图3 不同多元热流体驱替不同位置压力变化

2.3 气油比

由图4不同多元热流体驱替气油比可见,在常规水驱至含水90%后,N2+CO2驱的气油比上升最快,在注入量为2.5 PV时,气油比达到2 000 m3/m3,蒸汽驱的气油比上升最慢,在注入量达到4.52 PV时,气油比达到2 000 m3/m3,蒸汽+N2驱、蒸汽+CO2驱、蒸汽+CO2+N2驱次之,相差不大,在注入量达到3～4 PV时,气油比达到2 000 m3/m3。分析认为,由于N2+CO2驱过程中,驱替介质为纯气体,携带热量快速散失后,无法充分降低原油黏度,原油流动性差,不能充分和CO2形成混相驱,CO2气体将游离在地层中,同时地层物性较好,存在一定的高渗通道,气体在高压注入下,CO2+N2会沿高渗通道进入生产井,形成气窜,油井过早见气后,气油比迅速上升,导致停井。而蒸汽驱过程中,大部分蒸汽在与地层热交换后形成热水,仅有少部分蒸汽沿地层大孔道到达生产井,因此蒸汽驱的气油比上升最慢。其他3种多元热流体驱替过程中,由于水蒸气的热量+气体膨胀+气体溶解降黏作用,在地层中的波及体积增加,热传递范围扩大,气体在地层中的溶解范围扩大,气体可占据更多的孔隙空间,更多的气体被埋存在地下,因此出口端气油比上升缓慢。

图4 常规水驱至含水90%后不同多元热流体驱替气油比

3 采收率

从表2不同多元热流体驱油效果看,在填砂管模型常规水驱至90%后,采用蒸汽+CO2+N2驱的驱油效果最好,采收率达到68.31%,比常规水驱高29.76%,而CO2+N2驱的采收率最低,仅比常规水驱高7.09%,其他3种多元热流体的采收率在50%～60%。分析认为,虽然CO2+N2驱过程中混合气体与其他多元热流体一样,被加热到200 ℃,但由于气体分子的特性,其携带的热量有限,且热量保持时间较短,传递范围有限,从图2温度变化也可以看出,地层温度保持效果差,而蒸汽+CO2+N2驱时,由于水蒸汽的热焓值高,携带的热量高,混合气体中N2的膨胀增能作用协助了热量的传递,而CO2在原油中的溶解降黏作用进一步强化了热采的效果,水蒸汽热交换凝结成热水后,形成的水气交替驱前缘可有效降低混合气体在大孔道的渗流能力,降低了气体沿大孔道的扩散,使气体进入地层深部,扩大了气体在地层的波及体积,使CO2混相驱替优势和 N2的补充能量优势得以进一步发挥,因此采油效果最好。