海上特稠油油藏超臨界CO2 和蒸汽同注提高采收率研究

戎凱旋，袁玉鳳，孟小芳，寇雙燕，李振

（1.中海油田服務(wù)股份有限公司油田生產(chǎn)事業(yè)部，天津 300459；2.海洋高效開發(fā)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室試驗(yàn)與分析室，天津 300459）

熱采工藝廣泛應(yīng)用于稠油油藏的開發(fā)。但對(duì)于埋深超過800 m 的底水特稠油油藏，注蒸汽無法實(shí)現(xiàn)有效動(dòng)用。SAGD（蒸汽輔助重力泄油）在此類油藏中也進(jìn)行了礦場(chǎng)試驗(yàn)，但由于油藏壓力高和底水能量大而效果不佳。近年來，將二氧化碳（CO2）注入油藏來提高采收率的技術(shù)（EOR）越來越受到人們的關(guān)注。由于采用常規(guī)注水開發(fā)的油田進(jìn)入開發(fā)的末期，還有25%～50%的原油儲(chǔ)量被剩余在地下，根據(jù)CO2驅(qū)油的經(jīng)驗(yàn)，可以通過在適當(dāng)條件下注入混相或不混相CO2，相當(dāng)一部分殘余油和剩余油能夠被采出來[1]。已經(jīng)有很多學(xué)者對(duì)CO2提高稠油采收率機(jī)理做了大量研究。RAVEL等[2]對(duì)裂縫介質(zhì)中的CO2-稠油相互作用機(jī)理進(jìn)行了數(shù)值模擬研究，揭示了CO2對(duì)稠油的作用機(jī)理主要包括：溶解膨脹、剝離剩余油、重力和毛細(xì)作用。陳濤平等[3]進(jìn)行了注入CO2、表面活性劑和蒸汽的蒸汽驅(qū)實(shí)驗(yàn)，他總結(jié)說CO2的降黏、膨脹和降低界面張力對(duì)提高稠油油藏的采收率具有重要作用。李玉星等[4]指出，超臨界CO2對(duì)原油的膨脹、降黏是提高稠油采收率的主要機(jī)理。徐麗婷[5]開展了原油和CO2在高壓條件下的相態(tài)研究。他們發(fā)現(xiàn)在46 ℃時(shí)，飽和CO2的原油體積可以增加18%，而原油的黏度可以降低到0.15 mPa·s。

1 油田概況

W 油田屬于強(qiáng)底水特稠油油藏，油藏埋深845～945 m，油藏條件下原油黏度33 595～39 099 mPa·s。沉積環(huán)境為辮狀河沉積，儲(chǔ)層厚度44.2～85.8 m，平均孔隙度32.9%，平均滲透率2 908 mD。

該油田已經(jīng)進(jìn)行了3 口井的蒸汽吞吐礦場(chǎng)試驗(yàn)。由于井筒和泵筒堵塞，導(dǎo)致生產(chǎn)井無法連續(xù)生產(chǎn)，為了解決井筒中油稠的問題，在生產(chǎn)流程中添加了多種化學(xué)藥劑，但均未取得滿意的效果。SAGD 是厚層稠油油藏?zé)岵砷_發(fā)的有效方式之一，但強(qiáng)底水導(dǎo)致SAGD 開發(fā)過程中不能過分降低儲(chǔ)層壓力，并且蒸汽驅(qū)、注氣等其他開發(fā)方式顯然不適用于該油藏。該油藏的唯一解決方案是改進(jìn)SAGD 工藝來適應(yīng)油藏條件，為了解決SAGD 方式存在的油藏注入壓力高、采收率低的問題，提出了超臨界CO2-蒸汽同注方法。該方法的原理是通過大量氣體分擔(dān)蒸汽腔壓力，通過協(xié)同氣體高溶解性和高干度蒸汽的降黏作用來提高油的流動(dòng)性。

2 超臨界CO2 提高稠油油藏采收率機(jī)理

超臨界CO2在稠油開采過程中的作用機(jī)理包括溶解膨脹、溶解降黏、降低界面張力、提高注入能力。

2.1 超臨界CO2 的低密度和低黏度

在高溫高壓條件下對(duì)其密度和黏度進(jìn)行了測(cè)試，結(jié)果見圖1。結(jié)果表明，在常規(guī)條件下，CO2的密度可高達(dá)0.97 g/cm3（10 MPa，10 ℃）。但在超臨界條件下，密度隨壓力的增加略有變化。在10 MPa 和200 ℃條件下，CO2的密度僅為0.12 g/cm3。

圖1 不同溫度不同壓力條件下CO2 密度變化曲線

2.2 溶解膨脹和降黏作用

溶解能力強(qiáng)是超臨界CO2的重要特性之一。超臨界CO2更容易溶解到烴類流體中，從而使原油膨脹，體積增加，增加彈性能。膨脹系數(shù)受溫度、壓力和油成分的影響。根據(jù)KLINS M A 和ALI S M F[6]1982 年在一定條件下單位體積的原油中溶解123.8 m3的CO2，可使原油的體積增加35%。另據(jù)JHA K N N[7]1986 年在4～6 MPa 和20～25 ℃條件下，單位體積的石油可溶解50～100 m3的CO2，使原油體積增加10%～20%，黏度降低90%以上。

分別對(duì)20 ℃、50 ℃、100 ℃、200 ℃、300 ℃和2～20 MPa 壓力下飽和原油的溶解度進(jìn)行了實(shí)驗(yàn)研究。該油樣為W 油田館陶組油樣，溶解度測(cè)試結(jié)果見圖2。根據(jù)實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以發(fā)現(xiàn)CO2的溶解度隨壓力線性增加，隨溫度線性降低。在10 MPa、200 ℃條件下，CO2的溶解度可高達(dá)34 m3/m3，體積膨脹率為15%。

圖2 目標(biāo)油田原油對(duì)CO2 的溶解度

在高壓高溫條件下，CO2在原油中的溶解度較大，原油黏度也會(huì)大幅度下降。用毛細(xì)管黏度計(jì)測(cè)定飽和原油在不同壓力條件下溶解CO2后的黏度，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖3。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，在2 MPa 和20 ℃條件下，原油溶解CO2后的降黏率可達(dá)95%以上，在高溫條件下降黏率也在70%以上。在油藏條件下，如果CO2處于超臨界狀態(tài)，地層原油的流動(dòng)性將增加近3 倍。

圖3 不同條件下飽和氣體的原油黏度

2.3 降低界面張力

雖然CO2非混相驅(qū)時(shí)CO2與原油的界面張力不能降至為零，但由于CO2在水和原油中的溶解，仍可以降低界面張力。史俊勤[8]發(fā)現(xiàn)CO2溶解于水和原油時(shí)，油水界面張力可以下降約30%。在稠油實(shí)驗(yàn)研究中也證明，當(dāng)壓力從0.1 MPa 增加到5.5 MPa時(shí)，界面張力從25 mN/m 降低到16 mN/m[9]。

在不同的壓力和溫度下，利用懸垂法進(jìn)行了相關(guān)實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖4。從實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以看出，界面張力隨壓力降低而隨溫度升高。當(dāng)溫度為15 ℃，壓力為10 MPa 時(shí)CO2飽和原油的界面張力小于5 mN/m，與常溫常壓條件下的界面張力相比，減少約80%。

圖4 不同條件下原油與CO2 界面張力變化曲線

2.4 減少熱損失

由于氣體具有較低的熱傳導(dǎo)率和比熱容，因此氣體和蒸汽的混合物比純蒸汽的導(dǎo)熱率更低，即使在氣量很大（例如超過5%）時(shí)也很明顯。利用這個(gè)特性，可以大大降低注熱管柱沿程的熱損失。分別計(jì)算了蒸汽混合不同比例氣體時(shí)，注熱管柱沿程的熱損失，計(jì)算所用參數(shù)見表1。

表1 計(jì)算注熱管柱沿程熱損失所用參數(shù)

計(jì)算結(jié)果見圖5?？梢钥闯?，蒸汽沿著注熱管柱注入地下，沿程由于熱損失導(dǎo)致干度逐漸降低。如果只注入純蒸汽，注熱管柱熱損失高達(dá)40%，井底蒸汽干度只有40%左右。通過在蒸汽中加入氣體，可以減少熱損失。當(dāng)摩爾分?jǐn)?shù)為40%的氣體被混注入井筒時(shí)，井底蒸汽干度可以提高到60%以上。

圖5 蒸汽混注不同比例氣體時(shí)注熱管柱的熱損失曲線

2.5 抑制蒸汽超覆蓋，增加蒸汽腔橫向擴(kuò)展

氣體輔助SAGD 工藝是將氣體注入蒸汽腔，使氣體在蒸汽腔邊界附近聚集。張運(yùn)軍等[9]認(rèn)為注汽可以替代部分蒸汽，提高開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益，提高蒸汽腔的擴(kuò)展體積。在超臨界CO2和蒸汽同注方法中，注入的氣體量遠(yuǎn)高于氣體輔助SAGD 工藝，氣體在蒸汽腔上方聚集，形成隔熱層，減少蒸汽在蓋層的熱損失，同時(shí)能夠延緩蒸汽腔縱向超覆趨勢(shì)，增大腔體橫向擴(kuò)展范圍。該過程的示意圖見圖6。

圖6 超臨界CO2-蒸汽同注SAGD 生產(chǎn)示意圖

根據(jù)以上機(jī)理可以得出結(jié)論，壓力、溫度和溶解CO2濃度是影響SAGD 產(chǎn)能的主要因素。高壓、高CO2濃度、低溫可以提高注汽性能和采收率，應(yīng)該綜合考慮CO2的溶解和蒸汽溫度之間的平衡，從而達(dá)到最好的效果。

3 數(shù)值模擬研究

W 油藏因深度大、底水大，無法采用常規(guī)SAGD 方式開發(fā)，開展了超臨界CO2輔助SAGD 研究。根據(jù)W 油藏的地質(zhì)油藏參數(shù)建立理論模型，油藏參數(shù)見表2。模型中總共有100×50×50 個(gè)網(wǎng)格。2 口水平井位于油藏底部，與油水界面平行。下生產(chǎn)井與注入井之間的距離為5 m，距底水的距離也是5 m，底水采用范特科維奇法設(shè)置，厚度100 m，半徑5 000 m。

表2 油藏參數(shù)表

生產(chǎn)以蒸汽吞吐預(yù)熱2 個(gè)輪次，然后轉(zhuǎn)SAGD 的方式，即上井連續(xù)注汽，下井連續(xù)生產(chǎn)。為防止蒸汽汽竄到生產(chǎn)井，蒸汽注入速度設(shè)定為200 m3/d。注入壓力保持在原始儲(chǔ)層壓力，以減輕底水突進(jìn)到儲(chǔ)層，蒸汽腔擴(kuò)展到儲(chǔ)層頂部后開始注汽。地面條件下的氣體與蒸汽水當(dāng)量體積的體積比設(shè)定為400∶1（摩爾分?jǐn)?shù)約為40%）。

4 結(jié)果分析

根據(jù)模擬結(jié)果可知，該方法在目標(biāo)油藏中是有效的。500 m 水平段日產(chǎn)油量可高達(dá)120 t，而注汽量?jī)H為100 m3/d 左右，與傳統(tǒng)的注純蒸汽方法相比，蒸汽的注入量大大減少（汽油比為2～5）。這種方法存在的缺點(diǎn)是采收率僅為40%，可以進(jìn)一步展開提高采收率的研究。

通過垂直于水平井的溫度場(chǎng)剖面（圖7）可以看出，蒸汽腔內(nèi)部溫度高達(dá)300 ℃，對(duì)應(yīng)的飽和壓力高達(dá)8 MPa。蒸汽超覆的過程也非常明顯，導(dǎo)致蒸汽腔呈倒三角形。高溫區(qū)在蓋層下方膨脹，僅局限在蒸汽腔的內(nèi)部和上部，蒸汽腔的溫度隨著遠(yuǎn)離蒸汽腔內(nèi)部而逐漸降低，可以看出黑色三角形區(qū)域的溫度在200 ℃左右，蒸汽大部分冷凝為熱水，這也表明氣體含量隨著遠(yuǎn)離蒸汽腔中心部分而增加。從蒸汽腔不同位置的溫度比較可以看出，蒸汽主要用來對(duì)腔體中部和上部進(jìn)行加熱降黏，而氣體主要用來擴(kuò)大橫向腔體的波及范圍。

同一截面同一時(shí)間的含油飽和度分布見圖8。黑色三角形表示注采過程中低含油飽和度區(qū)域的前緣，圖中的黑色三角形與圖7 的位置是基本重疊的。從圖中可以看出，低含油飽和度區(qū)域要比高溫區(qū)域大得多。說明不僅是高溫蒸汽波及降低了原始含油飽和度，而且氣體的溶解降黏也起到很大的作用。蒸汽腔頂部的含油飽和度遠(yuǎn)低于高溫蒸汽區(qū)域的含油飽和度，是因?yàn)槌R界條件下CO2在水和原油中的溶解度較大，大大降低了油水界面張力，提高了驅(qū)油的效率。

圖7 SAGD 生產(chǎn)蒸汽腔溫度剖面圖（垂直水平井）

圖8 SAGD 生產(chǎn)蒸汽腔含油飽和度剖面圖（垂直水平井）

蒸汽腔的氣體飽和度分布場(chǎng)圖見圖9。從圖中可以看出，腔體內(nèi)部的氣體飽和度很高，邊緣的氣體飽和度在0.5 左右。在核心區(qū)，蒸汽仍處于氣態(tài)，沒有冷凝，而且CO2也處于氣相狀態(tài)，因此該區(qū)域的含氣飽和度較高。在腔體頂部，蒸汽冷凝成熱水，氣體飽和度降至0.7 左右。

圖9 SAGD 生產(chǎn)蒸汽腔氣體飽和度剖面圖（垂直水平井）

氣相中的CO2含量分布場(chǎng)圖見圖10。結(jié)合含氣飽和度場(chǎng)圖，CO2主要聚集在低含油飽和度區(qū)域的前緣。但在蒸汽室頂部和內(nèi)部，CO2含量?jī)H為0.4（注入氣體比例）左右，并且這個(gè)值從腔體的內(nèi)邊界到外邊界逐漸增加，也說明了腔體內(nèi)的蒸汽由內(nèi)到外逐漸冷凝。

圖10 SAGD 生產(chǎn)蒸汽腔氣相中CO2 組分濃度剖面圖（垂直水平井）

5 結(jié)論

本文研究表明，超臨界CO2和蒸汽同注方法可以用于高壓強(qiáng)底水稠油油藏?zé)岵砷_發(fā)，也可以為海上中深層特稠油油藏提高注汽性能提供有效的手段。

（1）超臨界CO2與常規(guī)條件下CO2相比，具有更低密度，并且隨溫度略有變化，這有利于在高注氣量條件下實(shí)現(xiàn)注入分壓。

（2）超臨界CO2在10 MPa 和200 ℃條件下的溶解度可高達(dá)50 m3/m3。在超臨界條件下，氣體在稠油中的溶解度接近100 m3/m3。飽和CO2稠油在150 ℃時(shí)黏度低于200 mPa·s，比不溶解氣體時(shí)降低了80%。溶解降黏后的稠油流動(dòng)性大大提高，可以實(shí)現(xiàn)有效的開采。

（3）高壓超臨界CO2-蒸汽同注數(shù)值模擬研究表明，當(dāng)注入氣體摩爾分?jǐn)?shù)為40%時(shí)，溫度從蒸汽腔內(nèi)部向蒸汽腔外逐漸降低。這因?yàn)樽⑷氲臍怏w會(huì)承擔(dān)蒸汽腔的分壓，從而導(dǎo)致蒸汽飽和壓力降低。在這個(gè)過程中氣體和蒸汽都發(fā)揮了重要作用，因?yàn)闅怏w溶解在蒸汽腔邊界上起著重要的降黏作用和隔熱作用。

（4）超臨界CO2輔助SAGD 能夠取得較高的采收率，油汽比在0.8～1.2，遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于純蒸汽SAGD。數(shù)值模擬的結(jié)果表明，在蒸汽腔和底水達(dá)到壓力平衡后，底水不會(huì)竄流到儲(chǔ)層中，從而降低底水對(duì)開發(fā)效果的影響。