海上稠油多元熱流體吞吐各組分增產(chǎn)優(yōu)化設(shè)計(jì)研究

馮 祥 李敬松 楊 兵 石海磊

(中海油田服務(wù)股份有限公司油田生產(chǎn)研究院， 天津 300459)

渤海油田稠油儲量豐富，占總儲量的70%以上。渤海某稠油油田以曲流河沉積為主，具有高孔高滲及非均質(zhì)性較強(qiáng)的特點(diǎn)。原油為重質(zhì)稠油，屬于普通稠油Ⅰ-2級。其原油黏度高，部分油井產(chǎn)液低，甚至不能正常生產(chǎn)；油水流度比大，油井含水上升快，采用冷采開發(fā)方式生產(chǎn)。目前的采出程度僅為0.6%，采油速度為0.3%，含水率高達(dá)75%，油田的最終采出程度不到5%。多元熱流體吞吐是一種適合海上稠油開發(fā)的小型熱采技術(shù)。為解決開發(fā)當(dāng)中存在的問題，提高單井產(chǎn)能，提高油田的采油速度及采收率，對多元熱流體吞吐技術(shù)作進(jìn)一步優(yōu)化。本次研究將通過物模實(shí)驗(yàn)，進(jìn)一步認(rèn)識多元熱流體吞吐增產(chǎn)機(jī)理，觀察多元熱流體不同組分對熱采效果的影響，為進(jìn)一步提高多元熱流體吞吐效果和優(yōu)化吞吐方案提供依據(jù)。

1 多元熱流體吞吐增產(chǎn)機(jī)理實(shí)驗(yàn)研究

多元熱流體熱采技術(shù)利用了航天火箭發(fā)動(dòng)機(jī)的燃燒噴射機(jī)理，即，注入柴油或天然氣等燃料在氣體發(fā)生器中與空氣高壓燃燒，產(chǎn)生的大量熱量使水受熱變成高溫高壓的蒸汽，將高溫混合氣體(N2、CO2、水蒸氣、熱水)等多元流體注入地層，可以對稠油加熱降黏進(jìn)行吞吐或驅(qū)替采油。本次實(shí)驗(yàn)以渤海某稠油油田脫氣原油為油樣，原油平均黏度為640 mPa·s，通過實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)分析研究多元熱流體吞吐主要增產(chǎn)機(jī)理。

1.1 加熱降黏作用

為了模擬研究高壓下多元熱流體吞吐效果，進(jìn)行了多元熱流體高壓三維模擬實(shí)驗(yàn)。高壓模擬實(shí)驗(yàn)裝置采用了3D填砂模型(見圖1)，根據(jù)采油指數(shù)對比不同溫度下的增產(chǎn)效果，評價(jià)不同溫度(56、80、120、180、240 ℃)下多元熱流體吞吐的熱采效果(見表1)。

通過采油指數(shù)和黏度比與溫度的關(guān)系曲線(見圖2)可知，采油指數(shù)和黏度比均隨著溫度上升而呈線性增大趨勢，二者之間具有很好的相關(guān)性。

在不同的溫度下，含氣稠油的采油指數(shù)明顯高于脫氣稠油，且其隨溫度上升而增大的幅度也要大于脫氣稠油。這主要是由于稠油中天然氣的溶解性及稠油膨脹性不同所造成。通過加熱降黏可使稠油采油指數(shù)提高1.5～10倍，對于氣油比(體積比)高的稠油或者在油田開發(fā)早期(未脫氣)加熱降黏作用更大。

1.2 溶解降黏作用

通過PVT物性測量系統(tǒng)(見圖3)，模擬油藏溫度和壓力，使原油與模擬天然氣在不同溫度下飽和CO2，并測定原油黏度(見表2)。

圖1 3D填砂吞吐模擬實(shí)驗(yàn)裝置流程圖

溫度∕℃含氣稠油脫氣稠油黏度比采油指數(shù)∕(mL·MPa-1·min-1)黏度比采油指數(shù)(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℃下原油黏度與加熱后原油黏度之比。

圖2 采油指數(shù)和黏度比與溫度的關(guān)系

圖3 PVT物性測量系統(tǒng)流程示意圖

CO2溶解度對該油田稠油的黏度影響顯著，飽和CO2可使稠油黏度降低50%～90%。CO2在原油中具有很強(qiáng)的溶解能力，原油黏度隨CO2溶解量的升高而降低；但隨著溫度不斷升高，CO2溶解降黏作用逐漸降低(見圖4)。CO2溶解降黏后，使原油流動(dòng)能力增強(qiáng)，可改善油水流度比，提高驅(qū)油效率。

圖4 原油飽和CO2的黏度與氣油比關(guān)系曲線

N2在重油中的溶解度很低，溫度對N2在稠油中的溶解度影響較小，N2對原油黏度的影響也較小，N2溶解度對原油的降黏作用不明顯[1]。

1.3 降低殘余油飽和度，增加原油流動(dòng)性

根據(jù)現(xiàn)有相關(guān)研究，在充填巖心中以段塞注入方式分別注入孔隙體積倍數(shù)為0、0.05、0.10、0.15的N2，先注入N2段塞，接著注入蒸汽進(jìn)行驅(qū)油試驗(yàn)，直至含水率大于98%(見圖5)。

圖5 不同注入N2量的驅(qū)油效率和殘余油飽和度

可以看出，隨著注入N2量增加，驅(qū)油效率逐漸提高，殘余油飽和度隨N2段塞的增大而下降。雖然N2在油水的溶解度很低，但在地層中可形成微氣泡。其作用是：一方面推動(dòng)蒸汽前移，增加導(dǎo)熱和攜熱能力，從而增加原油流動(dòng)性；另一方面優(yōu)先占據(jù)孔隙中原油通道，使束縛油變?yōu)榭蓜?dòng)油，從而降低殘余油飽和度[2]。

1.4 提高蒸汽波及系數(shù)，補(bǔ)充地層能量

在多元熱流體注汽驅(qū)替過程中，可以形成氣泡。當(dāng)氣泡運(yùn)移到孔隙喉道處時(shí)產(chǎn)生賈敏效應(yīng)，暫堵高滲地層，使蒸汽轉(zhuǎn)向中低滲層，可提高蒸汽波及系數(shù)，改善驅(qū)油效率。

利用PVT物性測量系統(tǒng)，模擬油藏溫度和壓力，將原油與模擬天然氣飽和N2和CO2，測定并計(jì)算不同溫度下的原油體積系數(shù)。不同溫度下，體積系數(shù)隨CO2和N2注入量的加大而明顯增大(見圖6、圖7)。N2在原油中溶解度低，當(dāng)氣油比相同時(shí)，注N2后原油體積系數(shù)比注CO2后的原油體積系數(shù)高且上升快，增能保壓作用強(qiáng)。氣體可以補(bǔ)充地層能量損失，增大驅(qū)動(dòng)能量，增加驅(qū)油效率[3]。

圖6 飽和N2的氣油比與體積系數(shù)關(guān)系曲線

2 多元熱流體吞吐數(shù)值模擬研究

根據(jù)稠油油藏地層及流體參數(shù)，利用CMG數(shù)模軟件建立直井多元熱流體吞吐機(jī)理模型，應(yīng)用熱采模擬器進(jìn)行模擬。根據(jù)實(shí)驗(yàn)結(jié)果，在表征多元熱流體各組分熱采增產(chǎn)機(jī)理的基礎(chǔ)上，進(jìn)行多元熱流體吞吐過程模擬[4]。建立60×1×8的徑向模型，網(wǎng)格半徑為1 m，油層厚度為10 m(見圖8)

圖7 飽和CO2的氣油比與體積系數(shù)

圖8 直井多元熱流體吞吐徑向模型

2.1 不同組分的吞吐熱采效果評價(jià)

模型注入溫度分別為160、240 ℃，日注水量為160 m3，每日注入CO2和N2的總量為50 000 m3，注入時(shí)間為15 d。為了進(jìn)一步了解各組分對增油效果所起的作用，假設(shè)在注入總量不變的情況下，分別使CO2與N2的注入體積比為0.1 ∶0.9、0.3 ∶0.7、0.5 ∶0.5、0.7 ∶0.3和0.9 ∶0.1)。

由模擬結(jié)果可以看出，在注入總量不變時(shí)，隨著CO2比例的升高，累計(jì)產(chǎn)油量與油氣比(體積比)都會升高。在CO2與N2比例大于0.3 ∶0.7時(shí)，油氣比明顯升高。隨著注入溫度的升高，CO2比例越高，則油氣比越高，熱采效果越好(見圖9)。為提高增油效果，可考慮提高CO2比例。

圖9 不同注入溫度、組分與油氣比的關(guān)系

2.2 各組分對吞吐熱采增產(chǎn)效果貢獻(xiàn)分析

確定多元熱流體吞吐熱采時(shí)，各組分對增產(chǎn)效果的貢獻(xiàn)比例：設(shè)定模型注入溫度分別為160、240 ℃，日注水量為160 m3，日注CO2量約8 000 m3(約16 t)，日注N2量約50 000 m3(約60 t)，注入時(shí)間為15 d，對比以衰竭開采、蒸汽吞吐、蒸汽+CO2吞吐和多元熱流體(蒸汽+CO2+N2)吞吐等方式開采的全年累計(jì)產(chǎn)油量。可以看出，隨著溫度不斷升高，N2增油貢獻(xiàn)比例逐漸降低，CO2增油貢獻(xiàn)比例逐漸升高。在注入蒸汽、CO2和N2質(zhì)量比約為1.000 ∶0.100 ∶0.375時(shí)，多元熱流體各組分對熱采增油效果的平均貢獻(xiàn)比例約為1.000 ∶0.780 ∶0.580(見表3)。

表3 各組分的吞吐熱采增產(chǎn)貢獻(xiàn)分析

注：蒸汽、CO2和N2增油量平均貢獻(xiàn)比例約為1.000 ∶0.780 ∶0.580。

3 多元熱流體吞吐現(xiàn)場應(yīng)用

自2008年在海上稠油油田首次開展海上稠油熱采試驗(yàn)取得成功后，2010年對新鉆調(diào)整井實(shí)施多元熱流體吞吐作業(yè)。以調(diào)整井H井為例，該井垂深為1 078 m，水平段長為280 m，油層厚度為8～10 m，地下原油黏度為687 mPa·s，地層壓力為10 MPa[5]。根據(jù)研究結(jié)果，優(yōu)化了注入方案。在該井累計(jì)注入熱水4 500 t，累計(jì)注入氣體122×104m3，燜井時(shí)間為3 d 。生產(chǎn)期間最大日產(chǎn)液量為186.7 m3，最大日產(chǎn)油量為134.4 m3。根據(jù)溫度判斷，該輪次吞吐有效期為11個(gè)月。同層冷采井最高日產(chǎn)油量為25～30 m3，這表明多元熱流體吞吐技術(shù)增產(chǎn)效果顯著。

4 結(jié) 語

(1) 通過加熱降黏可使稠油采油指數(shù)提高1.5～10倍。CO2溶解對稠油的黏度影響顯著，飽和CO2可使稠油黏度降低50%～90%。隨著注入N2量的增加，驅(qū)油效率逐漸提高；而隨著殘余油飽和度降低，驅(qū)油效率提高。原油體積系數(shù)隨CO2和N2注入量的增加明顯增大，注入N2的增能保壓作用顯著。

(2) 根據(jù)數(shù)值模擬結(jié)果，認(rèn)為隨著多元熱流體注入溫度的升高，以及氣體組成中所含CO2比例的加大，多元熱流體吞吐油氣比越高，熱采效果也越好。

(3) 在一定溫度范圍內(nèi)，注入蒸汽、CO2和N2的質(zhì)量比約為1.000 ∶ 0.100 ∶ 0.375時(shí)，根據(jù)模擬結(jié)果，多元熱流體各組分對熱采增油量的平均貢獻(xiàn)比例分別為1.000 ∶ 0.780 ∶ 0.580。

(4) 多元熱流體吞吐技術(shù)在海上稠油油藏試驗(yàn)成功，有效提高了單井產(chǎn)能和采油速度。此項(xiàng)試驗(yàn)的成功，為我國海上稠油熱采技術(shù)規(guī)?；瘧?yīng)用奠定了基礎(chǔ)。