低效稠油CO2復(fù)合吞吐參數(shù)優(yōu)化

馮海順, 張紹東, 王濤, 徐宏光, 翟勇,3, 林吉生,3

(1.勝利油田石油工程技術(shù)研究院， 東營 257000； 2.勝利油田博士后科研工作站， 東營 257000； 3.山東省稠油開采重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室， 東營 257000； 4.勝利油田分公司， 東營 257000)

中國稠油資源豐富，開發(fā)方式主要是水驅(qū)和注蒸汽熱采。已動(dòng)用的稠油油藏平均采收率大約20%，與常規(guī)水驅(qū)(平均采收率38.4%)和化學(xué)驅(qū)(平均采收率46.5%)相比，還有很大的提升潛力[1-3]。部分稠油區(qū)塊受埋深、滲透率低、儲(chǔ)層敏感等因素影響，無法轉(zhuǎn)熱采和化學(xué)驅(qū)，開發(fā)經(jīng)濟(jì)性較差。近幾年采用 “CO2+增溶劑”復(fù)合吞吐的方法[4-8]，取得了一定的降本增油效果。因此，需要通過室內(nèi)物理模擬的方法，研究注CO2復(fù)合吞吐機(jī)理和進(jìn)行相關(guān)工藝參數(shù)的優(yōu)化。中外學(xué)者在注氣吞吐物理模擬裝置和方法上進(jìn)行了大量研究[9-10]。馬銓?shí)樀萚11]通過回壓閥控制回壓模擬燜井和吞吐過程，進(jìn)行了CO2吞吐效果及影響因素分析研究。黃小亮等[12]通過室內(nèi)長巖心的CO2吞吐實(shí)驗(yàn)研究了注氣量、燜井時(shí)間等參數(shù)對長慶低滲透油田開發(fā)效果的影響。吳公益等[13]通過數(shù)值模擬方法進(jìn)行了CO2吞吐、CO2驅(qū)等復(fù)合開發(fā)技術(shù)的關(guān)鍵參數(shù)優(yōu)化和效果評價(jià)。杜建芬等[14]采用100 cm長巖心開展了CO2驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，揭示了氣藏中CO2埋存與提高采收率的關(guān)系和影響因素。

雖然前人對CO2吞吐提高采收率實(shí)驗(yàn)進(jìn)行了大量研究，但仍存在著一些問題：一是目前大部分物模裝置以驅(qū)替為主，進(jìn)行吞吐實(shí)驗(yàn)無法模擬氣體的彈性變化，導(dǎo)致產(chǎn)出較低；二是進(jìn)行多次吞吐后，無物質(zhì)和能量補(bǔ)充，模擬效果變差；三是部分實(shí)驗(yàn)僅僅通過回壓閥逐漸降壓模擬燜井的壓降過程，造成了能量損失，使得回吐過程中能量不足，產(chǎn)量較低，同時(shí)無法模擬氣體與原油在壓降下的相互作用過程。如何有效模擬地層吞吐過程中的燜井過程、強(qiáng)化氣體與原油間的相互作用、精確控制注入采出過程和有效進(jìn)行物質(zhì)及能量補(bǔ)充是目前迫切需要解決的問題[15-17]。

基于吞吐補(bǔ)償系統(tǒng)建立一套CO2復(fù)合吞吐的物理模擬方法，可以模擬不同油藏條件下的注氣吞吐實(shí)驗(yàn)，進(jìn)而得到不同注入條件下的注氣吞吐效果，為油田注CO2吞吐開發(fā)提供了可靠地評價(jià)方法。通過開展室內(nèi)物理模擬參數(shù)優(yōu)化研究，為現(xiàn)場CO2吞吐現(xiàn)場試驗(yàn)方案設(shè)計(jì)提供指導(dǎo)。該研究對于低效稠油油藏注 CO2提高采收率技術(shù)發(fā)展具有實(shí)際意義，同時(shí)對CO2節(jié)能減排的技術(shù)儲(chǔ)備和能源開發(fā)具有現(xiàn)實(shí)意義。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 實(shí)驗(yàn)材料

增溶劑ZR-1為實(shí)驗(yàn)室復(fù)配，主要為醚類混合物；CO2純度為99.9%。實(shí)驗(yàn)用水為濱南模擬地層水，實(shí)驗(yàn)用油為勝利脫水脫氣原油，50 ℃黏度為2 313 mPa·s。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

1.2.1 吞吐實(shí)驗(yàn)裝置設(shè)計(jì)

設(shè)計(jì)如圖1所示可以精確控制筒體前后端壓力及體積的吞吐補(bǔ)償設(shè)備，可以在注入過程和采出過程中進(jìn)行壓力補(bǔ)償和物質(zhì)補(bǔ)償，模擬燜井過程中的壓力降低過程，真實(shí)反映注氣吞吐過程中氣體與原油的相互作用。吞吐補(bǔ)償裝置具有恒容模式、恒壓模式和降壓模式。恒容模式模擬氣體注入階段壓力升高，但氣體并未進(jìn)入地層深部階段，此時(shí)壓力升高體積不變；降壓模式可以根據(jù)實(shí)驗(yàn)需求，連續(xù)精確地控制壓力降低過程，模擬地層燜井過程；恒壓模式模擬吐出階段，地層以恒定壓力生產(chǎn)。

圖1 吞吐物理模擬實(shí)驗(yàn)流程圖Fig.1 Huff and puff physical simulation experiment flow chart

1.2.2 吞吐實(shí)驗(yàn)步驟

(1)按要求準(zhǔn)備巖心，水驅(qū)至含水98%；按照圖1連接實(shí)驗(yàn)裝置，中間容器內(nèi)充填一定質(zhì)量原油，關(guān)閉與巖心連接閘門，吞吐補(bǔ)償裝置設(shè)置為恒容模式，調(diào)整壓力到設(shè)置的連通壓力，記錄初始位置。

(2)注入階段：打開注入閥門，注入設(shè)計(jì)量的CO2和化學(xué)劑，當(dāng)巖心末端測壓點(diǎn)壓力達(dá)到連通壓力時(shí)，打開中間容器與巖心連接閘門，實(shí)時(shí)記錄壓力情況。

(3)燜井階段：根據(jù)現(xiàn)場壓降數(shù)據(jù)，吞吐補(bǔ)償裝置設(shè)置為降壓模式，模擬燜井階段的壓力變化過程，當(dāng)壓力降低到平衡壓力后，調(diào)整吞吐補(bǔ)償系統(tǒng)為恒壓模式，燜井等待12 h以上。

(4)產(chǎn)出階段：打開采出閥門，緩慢降低回壓閥壓力，吞吐補(bǔ)償裝置設(shè)置恒壓模式吐出生產(chǎn)，直到吞吐補(bǔ)償裝置到達(dá)初始位置后調(diào)整為恒容模式，繼續(xù)生產(chǎn)，當(dāng)壓力降低到連通壓力，關(guān)閉中間容器與巖心連接閘門，回壓閥降低到設(shè)計(jì)壓力，不再產(chǎn)出停止；產(chǎn)出物通過氣水分離器分離，氣體進(jìn)入氣體流量計(jì)，液體在分離器內(nèi)分層，通過天平稱量質(zhì)量；重復(fù)吞吐過程，模擬多輪次吞吐效果，直到達(dá)到設(shè)計(jì)輪次。

2 結(jié)果與討論

2.1 吞吐實(shí)驗(yàn)參數(shù)設(shè)計(jì)

如何確定物理模擬中能反映礦場實(shí)際情況的各項(xiàng)參數(shù)，以及模擬結(jié)果如何在礦場應(yīng)用，是目前所面臨的重要問題。因此，需要建立物模實(shí)驗(yàn)參數(shù)與礦場參數(shù)的有效換算關(guān)系。主要通過單管模型進(jìn)行CO2吞吐物理模擬實(shí)驗(yàn)，模擬現(xiàn)場CO2注入、燜井及開井生產(chǎn)過程，主要影響因素為滲透率、孔隙度、含油飽和度、注入量、注入速度、燜井時(shí)間等，通過文獻(xiàn)調(diào)研和實(shí)驗(yàn)探索，通過物性條件相似、幾何相似、作用力相似和生產(chǎn)動(dòng)態(tài)相似等相似屬性，初步建立實(shí)驗(yàn)參數(shù)見表1。

表1 物模實(shí)驗(yàn)參數(shù)設(shè)計(jì)表Table 1 Physical simulation experiment parameter design table

如表1所示，滲透率、孔隙度、含油飽和度等根據(jù)物性相似原則，參考礦場值設(shè)計(jì)實(shí)驗(yàn)值。注入量根據(jù)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)相似原則設(shè)計(jì)，現(xiàn)場注入量一般按照油藏中能夠波及原油的5%～10%設(shè)計(jì)注入量，綜合考慮成本和施工等因素，一般單井一次吞吐注入10～30 t增溶劑和100～300 t CO2。因此實(shí)驗(yàn)室增溶劑注入量按照飽和原油的3%～5%設(shè)計(jì)，為5～10 g，注入CO2量根據(jù)氣體與化學(xué)劑質(zhì)量比2∶1～5∶1設(shè)計(jì)，實(shí)驗(yàn)室注入量為10～50 g。燜井時(shí)間通過CO2溶解實(shí)驗(yàn)確定。通常12 h以上CO2溶解基本達(dá)到飽和。注入壓力和燜井穩(wěn)定壓力等根據(jù)油藏生產(chǎn)動(dòng)態(tài)相似進(jìn)行設(shè)計(jì)。設(shè)計(jì)的吞吐補(bǔ)償裝置，主要考慮油藏深部對于近井地帶能量和物質(zhì)的補(bǔ)充，實(shí)驗(yàn)室初步設(shè)計(jì)連通地層深部的壓差為2 MPa，即在吞吐實(shí)驗(yàn)過程中，巖心末端壓力大于2 MPa時(shí)與中間容器連通。

2.2 注入?yún)?shù)優(yōu)化研究

2.2.1 增溶劑注入量優(yōu)化

首先進(jìn)行增溶劑注入量優(yōu)化，根據(jù)參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)，實(shí)驗(yàn)設(shè)置5個(gè)注入輪次，分別注入“12.5 g CO2”“5 g增溶劑+12.5 g CO2”“5 g增溶劑+12.5 g CO2” “10 g增溶劑+12.5 g CO2”和“15 g增溶劑+12.5 g CO2”5個(gè)輪次。巖心滲透率為1.36 D，初始含油飽和度78.4%，水驅(qū)采收率為48.9%。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表2和圖2。

圖2 增溶劑注入量實(shí)驗(yàn)效果Fig.2 Experimental effect of solubilizer injection volume

從表2可知通過注入不同復(fù)合體系組合，不同輪次的采出程度均得到提高。其中第一輪次效果最好，注入復(fù)合體系后，壓力達(dá)到12.13 MPa，充分體現(xiàn)了CO2能夠有效增能膨脹的驅(qū)油機(jī)理。隨著注入輪次增加，巖心中液體不斷產(chǎn)出，注入后壓力逐漸在7.34 ～8.98 MPa，加入增溶劑后，通過協(xié)同降黏作用，使穩(wěn)定產(chǎn)出能夠提高到5個(gè)輪次。通過對比第二和第三個(gè)輪次可知，注入相同的設(shè)計(jì)量輪次，產(chǎn)液和提高采出程度會(huì)呈現(xiàn)明顯下降。第四輪次提高增溶劑注入量從5 g到10 g，產(chǎn)液和提高采出程度得到了一定的提高，提高采出程度從5.2%增加到7.1%，說明增加增溶劑量可以有效改善開發(fā)效果。第五個(gè)輪次，增溶劑量增加到15 g后，雖然能夠獲得一定的產(chǎn)出液，但隨著輪次增加，含水率從18.1%增加到76.9%，提高采出程度下降非常明顯。由于實(shí)驗(yàn)室物理模擬尺度較小，當(dāng)?shù)谖鍌€(gè)輪次以后，提高采出程度效果差，雖然能夠產(chǎn)出一部分油，但是經(jīng)濟(jì)效果較差。因此綜合考慮，增溶劑最佳注入量為能夠波及原油質(zhì)量的5%～10%(5～10 g)。

2.2.2 CO2注入量優(yōu)化

根據(jù)增溶劑注入量的優(yōu)化結(jié)果，設(shè)置每個(gè)輪次注入5 g增溶劑，進(jìn)行CO2注入量的優(yōu)化研究。實(shí)驗(yàn)設(shè)置5個(gè)注入輪次，分別注入“12.5 g CO2”“5 g增溶劑+12.5 g CO2”“5 g增溶劑+12.5 g CO2” “5 g增溶劑+25 g CO2”和“5 g增溶劑+35 g CO2”五個(gè)輪次。巖心滲透率 1.63 D，初始含油飽和度86.6%，水驅(qū)采收率為41.4%。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表3和圖3。

表2 增溶劑注入量實(shí)驗(yàn)效果Table 2 Experimental effect of solubilizer injection volume

表3 CO2注入量實(shí)驗(yàn)效果表Table 3 Experimental effect table of CO2 injection volume

圖3 CO2注入量實(shí)驗(yàn)效果Fig.3 Experimental effect of CO2 injection volume

從表3可知通過分別注入不同復(fù)合體系組合，采出程度均得到提高，提高采出程度隨著注入輪次增加，逐漸降低，第四輪次產(chǎn)出液相比第三和第五輪次出現(xiàn)小幅增加。通過注入更多的CO2后，可以少量提高產(chǎn)出液，但是大量氣體存在，更容易形成氣竄通道，造成產(chǎn)出液整體下降。隨著輪次增加，含水率也呈現(xiàn)波動(dòng)變化，注入第二個(gè)輪次，含水率升高到31%，注入第三個(gè)段塞，含水下降到6.4%，說明“CO2+增溶劑”的復(fù)合體系對于產(chǎn)水具有一定的抑制作用，第四個(gè)段塞又升高到51.6%，此時(shí)大量的CO2氣體通過增能膨脹作用，帶出了前幾個(gè)輪次無法波及的束縛水，第五個(gè)段塞含水下降到34.3%，此時(shí)形成氣竄，氣體快速產(chǎn)出，且?guī)r心管中未補(bǔ)充新的水，共同造成了含水率的下降。通過對比第三到第五個(gè)輪次的產(chǎn)油情況，當(dāng)化學(xué)劑與CO2注入質(zhì)量比為1∶2.5時(shí)，具有較好的提高采出程度。繼續(xù)增加CO2注入量，則會(huì)帶來氣竄等風(fēng)險(xiǎn)，造成采出程度增加不明顯?，F(xiàn)場注入時(shí)，由于氣體會(huì)沿地層不同方向竄流，建議注氣量可以將質(zhì)量比適當(dāng)提高到1∶5。

2.2.3 注入方式優(yōu)化

根據(jù)上面的研究優(yōu)化，選擇每個(gè)輪次注入5 g化學(xué)劑和12.5 g CO2，進(jìn)行注入方式的優(yōu)化。實(shí)驗(yàn)設(shè)置5個(gè)注入輪次，第一輪次注入“12.5 g CO2”，后四個(gè)輪次均注入 “5 g增溶劑+12.5 g CO2”，分別采用四個(gè)段塞、三個(gè)段塞、兩個(gè)段塞和一段塞交替注入的方式注入。巖心滲透率1.253 5 D，初始含油飽和度82.5%，水驅(qū)采收率為 39.0%。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖4和表4。

從表4可知通過分別注入不同段塞組合，采出程度均得到提高。通過第二到第五個(gè)輪次的對比，每個(gè)輪次均能夠獲得一定量的產(chǎn)出液。第二個(gè)輪次，通過四個(gè)段塞注入，產(chǎn)出液僅為3.54 g，此時(shí)CO2和增溶劑交替注入，可以使兩者充分接觸充分作用，CO2優(yōu)先溶解在增溶劑中，造成增溶劑與原油的直接接觸作用減弱，CO2在原油中的溶解量減少，因此產(chǎn)出效果不明顯，同時(shí)多段塞的注入，頻繁操作注入端閥門，對于維持注入壓力保持連續(xù)注入帶來影響。第三輪次和第四輪次的注入，產(chǎn)出液和產(chǎn)出程度均獲得一定的提升，說明采用兩段塞和三段塞的方式，能夠使增溶劑首先與原油作用，特別是與原油中的瀝青質(zhì)組分作用，改善原油性質(zhì)，然后與后續(xù)的CO2段塞充分接觸，起到增溶劑和CO2協(xié)同增效的作用，這樣可以更有效地發(fā)揮增溶劑和CO2對原油的直接作用，效果最好。

圖4 不同注入段塞實(shí)驗(yàn)效果Fig.4 Experimental effect of different injection slugs

表4 不同注入段塞實(shí)驗(yàn)效果表Table 4 Experimental effect table of different injection slugs

2.3 現(xiàn)場應(yīng)用

試驗(yàn)井區(qū)塊滲透率305×10-3μm2，孔隙度30.52%，泥質(zhì)含量22.37%，油層深度1 022 m，地下原油黏度874.3 mPa·s。至2019年7月累產(chǎn)油2 339.0 t。由于原油黏度高、儲(chǔ)層敏感、滲透率低、能量低，日產(chǎn)液水平長期維持在0.5 t以下，2016年1月關(guān)井停止生產(chǎn)。通過分析，采用“CO2+增溶劑”的措施開井生產(chǎn)，主要通過注入增溶劑改善近井地帶滲流能力，降低遠(yuǎn)端原油黏度，增加CO2在原油中的溶解作用；復(fù)合注入CO2增加地層彈性能量，擴(kuò)大波及體積，發(fā)揮CO2溶解降黏作用。設(shè)計(jì)注入增溶劑20 t，注入CO2120 t，采用兩段塞注入方式，燜井14 d后開井。

由圖5可知，采取措施(增效劑+二氧化碳)后效果顯著，日產(chǎn)液維持在3 t以上、日產(chǎn)油在2 t以上、含水率降低到40%以上，截至2020年12月底，累增油349.1 t、累產(chǎn)液552.7 m3，措施持續(xù)有效中。

圖5 試驗(yàn)井生產(chǎn)曲線對比Fig.5 Comparison of production curves of test wel

3 結(jié)論

通過建立的多輪次CO2復(fù)合吞吐物模方法，進(jìn)行了參數(shù)優(yōu)化研究。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，增溶劑注入濃度為5%～10%、CO2與化學(xué)劑注入質(zhì)量比為1∶2.5～1∶5、采用兩段塞注入的方式，提高采出程度最高。該方法有效地模擬了復(fù)合吞吐過程中的注入、燜井和產(chǎn)出過程，完全滿足CO2復(fù)合吞吐的工藝參數(shù)優(yōu)化的研究要求。