超深層低滲透稠油CO2增溶降黏體系研發(fā)與應(yīng)用

鄧宏偉

（中國(guó)石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東東營(yíng) 257015）

超深層低滲透稠油油藏埋深超過1 600 m，儲(chǔ)層平均滲透率低于300 mD，油層條件下脫氣原油黏度大于50 mPa·s，由于此類油藏注入壓力高于蒸汽的臨界條件，蒸汽注入至儲(chǔ)層為高壓熱水，所攜帶的熱焓及比容遠(yuǎn)小于飽和蒸汽，測(cè)算有效泄油半徑小于15 m［1］?，F(xiàn)場(chǎng)試油試采井使用蒸汽吞吐、油溶性降黏劑降黏、CO2吞吐等成熟的稠油開采方法，產(chǎn)能均未突破。因此，需深入研究更為有效的超深層低滲透稠油油藏開采方法。

應(yīng)用CO2開發(fā)技術(shù)能夠真實(shí)有效地提高油（氣）采收率、改善油藏環(huán)境［2］，對(duì)稠油而言，CO2溶解于原油中，可顯著降低原油黏度，增強(qiáng)原油流動(dòng)性［3］，但由于稠油溶解CO2能力有限，CO2單獨(dú)作用于稠油開發(fā)，效果并不顯著［4-7］。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果表明，羅322 塊超深層低滲透稠油在原始地層溫度為100 ℃時(shí)的脫氣黏度為1 053 mPa·s，地層壓力下飽和CO2后黏度降為664.9 mPa·s，降黏率僅為36.9%，且降黏區(qū)域小。即使采用油溶性降黏劑和CO2復(fù)合開發(fā)，開發(fā)效果也未能改善。若使用CO2增溶降黏劑作為CO2助劑，一方面可增強(qiáng)CO2在原油中的溶解能力，達(dá)到較大范圍降黏的目的，另一方面該劑具有稠油降黏功能，可被CO2攜帶到地層深部與原油充分有效接觸，溶解于原油，達(dá)到降黏劑和CO2雙重降黏的目的。據(jù)調(diào)研，目前在CO2提高采收率研究中，主要針對(duì)CO2驅(qū)最小混相壓力開展了影響因素分析［8］，對(duì)降低混相壓力有一定的認(rèn)識(shí)［9-10］，對(duì)于稠油CO2增溶降黏劑還沒有相關(guān)研究，而降黏劑一般只具有降黏功能，達(dá)不到增強(qiáng)原油溶解CO2能力的目的，因此有必要對(duì)CO2增溶降黏劑進(jìn)行深入開發(fā)和研究。為此，以墾西油田沙三段超深層低滲透稠油油藏為研究對(duì)象，研發(fā)適合的CO2增溶降黏劑，既可提高原油中CO2的溶解能力，又具有較好的降黏功能，實(shí)現(xiàn)一劑雙效，大幅度提高降黏效果和動(dòng)用范圍，從而達(dá)到降低開發(fā)成本、提高單井產(chǎn)能、提高采收率的目的。

1 體系研發(fā)與性能評(píng)價(jià)

1.1 CO2增溶降黏劑的體系設(shè)計(jì)

分析研究區(qū)原油組成可知，其C1含量為25.582%，C2—C6含 量 為4.271%，C12+含 量 為67.983%，屬于重質(zhì)組分偏高的稠油，因此設(shè)計(jì)體系時(shí)，考慮常用增溶劑和降黏劑結(jié)構(gòu)與CO2的匹配，化學(xué)劑結(jié)構(gòu)需要符合以下條件：①因CO2分子偶極矩為零，屬于非極性化合物，若加入的化學(xué)劑極性過高，則會(huì)影響與CO2的溶解，化學(xué)劑的極性應(yīng)適中。②地層中有大量的束縛水和可動(dòng)水，若化學(xué)劑易溶于水，則會(huì)造成藥劑的大量損失，降低驅(qū)替效率，應(yīng)選用不易溶于水的化學(xué)劑。③為滿足CO2注入的要求，化學(xué)劑的凝點(diǎn)不宜過高，相對(duì)分子質(zhì)量不宜過大，否則伴注時(shí)容易凝固。④化學(xué)劑應(yīng)具有較好的穩(wěn)定性，即物理性質(zhì)和化學(xué)性質(zhì)穩(wěn)定，同時(shí)耐溫性能好且無毒性［11］。據(jù)以上要求，結(jié)合文獻(xiàn)調(diào)研，具備CO2增溶作用的化學(xué)劑特征基團(tuán)應(yīng)包含苯基、酯基以及一定長(zhǎng)度的碳鏈，同時(shí)化學(xué)劑分子質(zhì)量適宜，否則不易溶解于CO2中［12-13］。據(jù)此選定S1—S6六種化學(xué)劑作為增溶劑的備選（表1）。

目前中國(guó)市場(chǎng)已有大量降黏性能良好的油溶性降黏劑，其中大部分降黏劑為含有酯基、醚基、酰胺基及苯環(huán)等多元極性基團(tuán)的三元共聚物［14-15］。通過文獻(xiàn)調(diào)研以及考慮成本、降黏率等指標(biāo)后，選定V1—V6 六種降黏劑作為增溶降黏劑中降黏劑的備選（表1）。

化學(xué)劑與CO2的混溶實(shí)驗(yàn)結(jié)果（表1）表明：增溶劑S3 和S6 無法與CO2完全混溶，這是因S3 和S6 碳鏈較長(zhǎng)且分子極性較大所致。而降黏劑分子碳鏈一般較長(zhǎng)，且含有較多的極性基團(tuán)，因此相比于增溶劑較難與CO2完全混溶，只有V2 和V4 能夠與CO2混溶，其混溶壓力也高于增溶劑。由于增溶劑和降黏劑均需與CO2具備一定的溶解能力，否則將影響化學(xué)劑隨CO2的滲流，進(jìn)而影響采收率。故確定增溶劑為S1，S2，S4 和S5，降黏劑為V2 和V4。通過增溶劑與降黏劑兩兩組合的方式以一定比例復(fù)配成所需化學(xué)劑，應(yīng)用于CO2增溶降黏劑的研發(fā)中。

1.2 CO2增溶降黏劑的篩選

首先采用旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)，測(cè)試不同化學(xué)劑復(fù)合體系中原油黏度的變化，篩選出降黏性能較好的增溶劑和降黏劑，在此基礎(chǔ)上，通過室內(nèi)高溫高壓相平衡實(shí)驗(yàn)，測(cè)定不同增溶劑和降黏劑組合下CO2在稠油中溶解度的變化，評(píng)估其對(duì)稠油的溶解性，據(jù)此優(yōu)選出增溶劑與降黏劑的最優(yōu)組合和最佳配比。

根據(jù)研究區(qū)的地質(zhì)條件和研發(fā)增溶降粘劑的需求，設(shè)定基礎(chǔ)實(shí)驗(yàn)溫度為100 ℃，壓力為15 MPa，增溶降粘劑的功能以增溶CO2為主，以降黏為輔，增溶劑與降黏劑質(zhì)量比為4∶1，CO2增溶降黏劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為5%。

1.2.1 降黏特性

降黏率可以直觀地反映不同化學(xué)劑組合方式下原油黏度的變化，其計(jì)算式為：

式中：n為降黏率，%；μ1和μ2分別為CO2增溶降黏劑加入前、后原油的黏度，mPa·s。

圖1 不同溫度下不同CO2增溶降黏劑的原油降黏率Fig.1 Viscosity reduction rate of crude oil in different CO2solubilizing and viscosity reducing system at different temperatures

由圖1可以看出，在實(shí)驗(yàn)測(cè)試溫度范圍內(nèi)，S4V2降黏率最高，S4V4 次之，均能達(dá)到70%以上。而增溶劑S2 和S5 與降黏劑V2 和V4 復(fù)配后降黏效果均不理想，說明增溶劑S2 和S5 本身不具備較好的降黏能力。因此，化學(xué)劑選擇范圍縮小到S1，S4，V2和V4。

分別改變上述4種化學(xué)劑組合方式下的增溶劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)，由稠油降黏率（圖2）可見：當(dāng)增溶劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0 時(shí)，即全為降黏劑時(shí)，V2 和V4 的降黏率分別為94.2%和90.2%，V2 的降黏效果略好于V4。當(dāng)增溶劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為100%時(shí)，即全為增溶劑時(shí)，S4的降黏效果遠(yuǎn)優(yōu)于S1。盡管在增溶劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)小于30%時(shí)，S1V2 的降黏效果好于S4V4，但是由于在此濃度區(qū)間內(nèi)對(duì)降黏起支配作用的是降黏劑而非增溶劑，而增溶劑含量小不利于增溶降黏劑中CO2對(duì)稠油的增溶作用，因此從降黏性能考慮，優(yōu)選S4 與V2為首選化學(xué)劑組合。

圖2 CO2增溶降黏劑中增溶劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)對(duì)降黏率的影響Fig.2 Effect of mass fraction of solventizer on viscosity reduction rate in CO2solubilizing and viscosity reducing system

1.2.2 增溶特性

隨著增溶降黏劑加入量的增加，CO2在稠油中的溶解量也不斷增大（圖3），當(dāng)加入量大于5%時(shí)溶解量基本不變，其中S4V2 加入量為5%時(shí)，可使CO2在稠油中溶解度提高7倍。四個(gè)增溶降黏劑的增溶能力從強(qiáng)到弱依次為S4V2，S4V4，S1V2 和S1V4，說明S4增溶CO2的作用更強(qiáng)，這是S4的分子結(jié)構(gòu)對(duì)稱性高于S1所致。

圖3 CO2在稠油中的質(zhì)量分?jǐn)?shù)隨CO2增溶降黏劑加入量變化Fig.3 Changes of CO2mass fraction in heavy oil with the dosage of CO2solubilizing and viscosity reducing system

1.2.3 最佳配比

通過將CO2增溶降黏劑中增溶劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)由0增至100%，考察CO2增溶降黏劑的配比對(duì)CO2增溶特性的影響。測(cè)試結(jié)果（圖4）表明，隨著增溶劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加，CO2在稠油中的溶解量也逐漸增大；增溶劑S4 的增溶效果強(qiáng)于S1，而降黏劑V2 和V4 對(duì)CO2溶解于稠油的促溶效果較差，因?yàn)榻叼┓肿訕O性較大，碳鏈長(zhǎng)，對(duì)稠油中CO2的溶解影響小。對(duì)于增溶而言，增溶劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)應(yīng)越高越好，然而綜合考慮降黏指標(biāo)，增溶劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)應(yīng)不大于80%。因此，結(jié)合降黏實(shí)驗(yàn)結(jié)果，研究區(qū)稠油最適合的增溶降黏劑為S4V2，其中增溶劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)應(yīng)為80%，即增溶劑S4與降黏劑V2質(zhì)量比為4∶1。

圖4 CO2增溶降黏劑中增溶劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)對(duì)CO2溶解性的影響Fig.4 Effect of mass fraction of solventizer on solubility of CO2in CO2solubilizing and viscosity reducing system

1.3 CO2增溶降黏劑性能評(píng)價(jià)

通過測(cè)定稠油在不同條件下的黏度，即可評(píng)價(jià)增溶降黏劑的降黏增溶性能。在地層溫度下（100 ℃），若單獨(dú)加入質(zhì)量分?jǐn)?shù)為5%的S4V2 增溶降黏劑，黏度降至224 mPa·s，降黏率為78.7%，若繼續(xù)注CO2至飽和，黏度降至8.4 mPa·s，降黏率高達(dá)99.2%（圖5）。CO2增溶降黏體系的降黏率比飽和CO2提高62.3%，比單一應(yīng)用增溶降黏劑提高20.5%。實(shí)驗(yàn)結(jié)果亦表明，CO2增溶降黏劑可大幅度促進(jìn)CO2溶解于原油，具有良好的增溶和降黏性能，其性能指標(biāo)見表2。

圖5 CO2增溶降黏劑降黏性能評(píng)價(jià)結(jié)果Fig.5 Evaluation of viscosity reduction performance of CO2solubilizing and viscosity reducing system

表2 CO2增溶降黏劑性能指標(biāo)Table2 Performance indicators of CO2solubilizing and viscosity reducing system

2 CO2增溶降黏體系的作用機(jī)理

為了明晰CO2增溶降黏體系在多孔介質(zhì)中的作用機(jī)理，開展了直井CO2吞吐和CO2增溶降黏吞吐開發(fā)實(shí)驗(yàn)，研究不同降黏方法下油氣的滲流特征和開采規(guī)律［16-20］，并通過數(shù)值模擬方法擬合上述實(shí)驗(yàn)的實(shí)驗(yàn)過程和實(shí)驗(yàn)結(jié)果，評(píng)價(jià)其作用范圍和開發(fā)效果。

2.1 吞吐階段滲流特征

以研究區(qū)油層碎屑砂巖加膠結(jié)物燒結(jié)成孔隙度和滲透率與研究區(qū)油層一致的30 cm×30 cm×20 cm 的三維巖心模型，根據(jù)相似原則，確定模擬井的井網(wǎng)井距和注采、返排等參數(shù)，開展直井CO2吞吐和CO2增溶降黏吞吐開發(fā)實(shí)驗(yàn)，模擬不同方式的開發(fā)過程。通過研究實(shí)驗(yàn)過程中模擬井井底壓力、采油速度以及不同生產(chǎn)階段的產(chǎn)出油狀態(tài)變化，進(jìn)而分析超深層低滲透稠油不同開發(fā)方式的滲流規(guī)律。

從圖6 可以看出，CO2吞吐和CO2增溶降黏吞吐兩種開發(fā)方式均呈現(xiàn)出明顯的階段性。注入、燜井后開井初期為生產(chǎn)泄壓階段，井底壓力迅速下降，采油速度低，井筒附近過飽和CO2先被采出，并帶出少量原油，產(chǎn)出原油的黏度較低，流動(dòng)性較好，CO2吞吐和CO2增溶降黏吞吐兩種方式相差不大；吞吐主力階段采油速度均有所提高，溶解過飽和CO2的流體被采出，并且由于模型中壓力下降，溶解在原油中的CO2析出，產(chǎn)出油呈泡沫狀態(tài)（圖7a），具有較低的黏度和密度；因CO2增溶降黏吞吐降黏率高，降黏范圍更廣，因此其采油速度遠(yuǎn)高于CO2吞吐，但壓力下降幅度更大；吞吐階段末采油速度降低，壓力基本保持穩(wěn)定，模型遠(yuǎn)端未被CO2波及到的原油克服啟動(dòng)壓力梯度，流至井筒產(chǎn)出，此時(shí)產(chǎn)出液的狀態(tài)如圖7b所示。

圖6 直井CO2吞吐與CO2增溶降黏吞吐對(duì)比曲線Fig.6 Contrast curves between CO2huff and puff and CO2solubilizing and viscosity reducing system in vertical wells

圖7 不同階段產(chǎn)出油特征Fig.7 Characteristics of oil production at different stages

2.2 CO2增溶降黏吞吐不同區(qū)域作用機(jī)理

利用數(shù)值模擬方法對(duì)CO2增溶降黏吞吐物理模擬實(shí)驗(yàn)過程和結(jié)果進(jìn)行擬合，得到黏度及壓力的分布規(guī)律，根據(jù)結(jié)果將井筒到地層遠(yuǎn)端劃分為CO2增溶降黏體系飽和區(qū)、CO2增溶降黏體系擴(kuò)散區(qū)和壓力響應(yīng)區(qū)3個(gè)不同的區(qū)域（圖8），進(jìn)一步評(píng)價(jià)其不同區(qū)域的作用機(jī)理和開發(fā)效果。

圖8 CO2增溶降黏體系吞吐黏度和壓力分布Fig.8 Distribution of viscosity and pressure of CO2solubilizing and viscosity reducing system

近井地帶為CO2增溶降黏體系飽和區(qū)（圖8a 紅色圈內(nèi)），范圍在10 m 左右，原油黏度大幅度降低，對(duì)應(yīng)開井生產(chǎn)的泄壓階段，產(chǎn)出物主要為井筒附近未能溶解進(jìn)原油的CO2，少量原油被帶出，產(chǎn)出原油黏度較低，以氣相滲流為主，采油速度低，井底壓力迅速下降。其外圍為CO2增溶降黏體系擴(kuò)散區(qū)（圖8a 黃色圈內(nèi)），范圍在50 m 左右，由于CO2在地層和原油中的擴(kuò)散能力為水的10 倍以上，CO2以其超強(qiáng)的擴(kuò)散能力，以更快的速度穿過降黏區(qū)，同時(shí)推動(dòng)更易溶于原油的CO2增溶降黏劑向外擴(kuò)散，不斷擴(kuò)大降黏范圍，其為原油主要的滲流區(qū)域，對(duì)應(yīng)為周期吞吐的主力階段，該階段降壓穩(wěn)產(chǎn)，產(chǎn)出液為擴(kuò)散區(qū)被降黏的原油，壓力降至飽和壓力后，溶解的CO2析出，呈泡沫油狀態(tài)。采油速度高且穩(wěn)定，壓力下降慢。最外圍近30 m 的區(qū)域（圖8b 白色圈內(nèi)）為壓力響應(yīng)區(qū)，該區(qū)域CO2增溶降黏體系未波及，原油黏度不變，但地層壓力發(fā)生變化，流體克服了原油的啟動(dòng)壓力梯度后參與滲流，對(duì)應(yīng)生產(chǎn)階段為吞吐末期，降黏不充分，因此采油速度較低，流體流動(dòng)以油水兩相滲流為主，壓力處于擬平衡狀態(tài)。

3 礦場(chǎng)應(yīng)用

3.1 降黏方式優(yōu)化

CO2增溶降黏體系在勝利油田的一口低效熱采井開展適應(yīng)性評(píng)價(jià)，該區(qū)油藏埋深約為1 500 m，平均滲透率為300 mD，有效厚度為8 m，地面脫氣原油黏度為20 941 mPa·s，因泥質(zhì)含量高（強(qiáng)水敏）且油稠，注汽壓力高達(dá)19.4 MPa，注汽干度僅為48.7%，注汽量為1 326 m3，投產(chǎn)后，日產(chǎn)油量峰值為4.6 t/d，后期無法注汽，一直低液間開生產(chǎn)，平均日產(chǎn)油量為1.3 t/d，累積產(chǎn)油量為2 269 t，開發(fā)效果差，為改善開發(fā)效果，通過數(shù)值模擬方法優(yōu)化其有效的降黏體系。

在注入費(fèi)用均為20×104元的前提下，對(duì)比不同降黏方式的降黏效果，當(dāng)只注CO2增溶降黏劑時(shí)，由于化學(xué)劑費(fèi)用較高，注入量?jī)H為20 t，CO2增溶降黏劑擴(kuò)散范圍較小，降黏效果差，黏度低于500 mPa·s的區(qū)域比例為0.8%，黏度低于50 mPa·s的區(qū)域比例為0.4%（圖9a），油井生產(chǎn)后凈增油量為-1 411 t，開發(fā)效果差。單注CO2時(shí)，由于CO2成本較低，CO2注入量達(dá)200 t，可擴(kuò)散至較大范圍（圖9b），但受限于CO2的溶解度及降黏率，降黏區(qū)間內(nèi)黏度較高（＞600 mPa·s），其凈增油量為519 t，有一定效果。注入CO2增溶降黏體系時(shí)（CO2注入量為150 t，增溶降黏劑注入量為12 t），由于增溶降黏作用明顯，低黏區(qū)域大幅增加，區(qū)域達(dá)到11.9%（圖9c），凈增油量達(dá)到2 614 t，在三種降黏方式中開發(fā)效果最好。

3.2 應(yīng)用效果

在2018 年1 月，試驗(yàn)井注入CO2增溶降黏體系，優(yōu)化增溶降黏劑注入量為12 t，CO2注入量為150 t，燜井時(shí)間參照井口壓力擴(kuò)散狀況，在20 d 左右，開井后日產(chǎn)油量峰值為5.7 t/d，周期生產(chǎn)天數(shù)為230 d，平均日產(chǎn)油量為3.3 t/d，開發(fā)效果明顯改善。2018年9月第1周期結(jié)束后，該井又注入CO2增溶降黏體系，注入?yún)?shù)同第1周期，隨著降黏范圍和泄油半徑逐漸擴(kuò)大，開井后日產(chǎn)油量峰值達(dá)到8.0 t/d，周期生產(chǎn)天數(shù)為204 d，平均日產(chǎn)油量為4.5 t/d，開發(fā)效果進(jìn)一步提高（圖10），目前該井已進(jìn)入第3周期，周期平均日產(chǎn)油量均達(dá)到原日產(chǎn)油量的2.5 倍以上，取得了良好的效果。礦場(chǎng)應(yīng)用結(jié)果證實(shí)，CO2增溶降黏劑達(dá)到了一劑雙效的效果，既增大了CO2的溶解度，達(dá)到大幅降黏的目的，又充分發(fā)揮了CO2的擴(kuò)散作用，擴(kuò)大了降黏范圍，拓展了CO2在稠油領(lǐng)域的應(yīng)用。

4 結(jié)論

圖9 不同開發(fā)方式黏度場(chǎng)分布Fig.9 Viscosity distribution under different development methods

結(jié)合理論分析與實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)，將注CO2開發(fā)與化學(xué)降黏兩種技術(shù)進(jìn)行有機(jī)結(jié)合，開發(fā)出適用于深層稠油開采的一劑雙效增溶降黏劑，該劑促使CO2溶解于稠油的溶解能力提高7 倍、降低稠油黏度99.2%。

物理模擬和數(shù)值模擬結(jié)果顯示，CO2增溶降黏體系開采時(shí)具有明顯的階段性，其作用范圍劃分為3 個(gè)區(qū)域，可在較大范圍內(nèi)降低稠油的黏度，提高稠油的流動(dòng)性，有效解決超深層低滲透稠油的開發(fā)難題。

圖10 試驗(yàn)井CO2增溶降黏劑開發(fā)曲線Fig.10 Development curves of test well using CO2solubilizing and viscosity reducing system

礦場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果證實(shí)，采用CO2增溶降黏體系可明顯提高單井產(chǎn)能，是一種有效的稠油開發(fā)技術(shù)。與熱采、蒸汽吞吐等方式相比，CO2增溶降黏體系能耗小，適用范圍廣，效率高，在稠油開發(fā)中具有良好的應(yīng)用前景。