委內瑞拉超重泡沫油泡沫強度實驗研究

吳永彬，趙 欣，韓 靜，李松林，李秀巒

(1.提高采收率國家重點實驗室中油勘探開發研究院，北京 100083; 2.中油大慶油田有限責任公司，黑龍江 大慶 163000)

委內瑞拉超重泡沫油泡沫強度實驗研究

吳永彬1，趙 欣2，韓 靜1，李松林1，李秀巒1

(1.提高采收率國家重點實驗室中油勘探開發研究院，北京 100083; 2.中油大慶油田有限責任公司，黑龍江 大慶 163000)

超重泡沫油油藏中“泡沫油現象”的決定性因素在于產生泡沫的強度，而泡沫的強度取決于泡沫存在的時間和產生泡沫的體積。為定量描述泡沫強度的主控因素，自主研制了高溫高壓可視化泡沫強度測試模型，并利用該模型首次開展了不同溫度、溶解氣油比、降壓速度及孔隙尺寸條件下的泡沫強度實驗。實驗結果表明，高溫條件下泡沫破滅頻率遠大于生成頻率;原始溶解氣油比小于5 m3/m3，原油中“泡沫油現象”趨于消失;充分發揮泡沫油作用的最低降壓速度應不小于80 kPa/min;多孔介質泡沫油實驗趨勢分析表明，實際油藏中泡沫存在的時間將遠長于實驗室內得到的結果。

泡沫油;原油黏度;生產氣油比;遞減率;溶解氣油比

引言

普通含氣超稠油只存在一個泡點壓力，因此在天然能量開采過程中，當油藏壓力下降到泡點壓力后，原油迅速脫氣，生產氣油比迅速升高，脫氣以后原油黏度急劇上升，因此普通超稠油天然能量開采采收率只有2～5%［1］。而以中石油委內瑞拉ORINOCO重油帶MPE－3區塊為代表的超重油油藏，在天然能量開采過程中，具有“原油黏度高(地下黏度10 000～50 000 mPa·s)、生產氣油比低(20 m3/m3)、原油日產水平高(100～250 t/d)、產量遞減慢(年遞減率12%)”等泡沫油特有的開采特征，充分利用“泡沫油現象”可以得到較高的天然能量開采采收率，預期采收率可達到10%以上［2］。

超重泡沫油高產的原因在于其同時存在2個泡點，即:擬泡點和泡點，當油藏壓力下降到擬泡點后，油層原油中的溶解氣以微氣泡形態擴大并分散在原油中，形成“油包氣”型泡沫分散流，從而明顯降低原油黏度［3－9］。該階段為泡沫油發揮作用的生產階段，生產氣油比較低。當油藏壓力下降到泡點以后，分散在原油中的氣泡聚并形成大氣泡，并從原油中脫離出來形成自由氣，此時原油迅速脫氣，產量迅速降低。國外大量實驗表明［10－12］，對于整個天然能量開采的采收率，擬泡點以上的彈性能量開采階段采出程度占20%左右;在擬泡點與泡點之間的泡沫油能量開采階段采出程度占70%左右;而在泡點壓力以下的溶解氣驅階段，采出程度占10%左右。因此，超重泡沫油的開采主要依靠“泡沫油現象”。

“泡沫油現象”的決定性因素在于泡沫的強度(即泡沫在多因素協同作用下的動態穩定性表征參數)，而泡沫的強度取決于泡沫存在的時間和產生泡沫的體積。為此，自主研制了高溫高壓泡沫油可視化強度測試模型，利用委內瑞拉MPE－3區塊地層原油，通過系列實驗對溫度、溶解氣油比、降壓速度及孔隙大小等泡沫強度的關鍵影響參數進行了定量描述，首次系統總結出不同條件下泡沫的動態變化規律。

1 實驗部分

1.1 實驗設備

高溫高壓泡沫油可視化強度測試模型主要由原油配樣器 注入系統 恒溫箱 可視化實驗本體以及回壓控制系統組成，實驗流程如圖1所示。注入系統采用ISCO泵抽真空吸入法注入，模型本體尺寸為?46 mm×1 060 mm，內部可充填透明鋼化玻璃珠，最高工作壓力為20MPa，最高工作溫度為200℃，模型本體豎直放置于恒溫箱中，從上到下在模型本體左右兩邊設置8個連續交錯排列的高溫高壓鋼化玻璃觀察視窗，模型本體上設置刻度，可適時讀取泡沫的高度;回壓控制系統由回壓閥、JB－3型手動泵、ZR－2型緩沖容器、壓力表、冷卻器等組成，回壓閥最高工作壓力為25 MPa。

圖1 高溫高壓泡沫油可視化強度測試實驗模型及流程

1.2 實驗原理

在一定溫度條件下，回壓控制在原始油藏壓力，將復配的原油注入充滿甲烷的高壓模型本體，注入0.08 PV原油后，關閉注入端，以瞬間降壓和線性降壓2種方式降低出口回壓，建立壓差，模型本體內的含氣原油由于壓力下降將膨脹產生泡沫，泡沫的增多使得泡沫油的液柱開始升高;隨著出口壓力的不斷下降，當壓力下降到泡點與擬泡點之間，由于在此階段泡沫的生成頻率大于破滅頻率，因此泡沫越來越多，泡沫油的液柱高度越來越高;當出口壓力下降到泡點以后，泡沫的破滅頻率大于生成頻率，此時泡沫油液柱的高度逐漸下降，最終回到(或略低于)原始液柱高度。任意時刻泡沫油液柱的高度減去原始液柱高度即為產生的泡沫的高度，泡沫的存在時間為液柱開始上升到最后液柱下降到最初水平的時間。通過改變單因素連續觀測不同時刻泡沫的高度，可以量化該因素對泡沫強度的影響程度。

1.3 實驗條件

實驗所用原油為MPE－3區塊O－12小層原油，在油層溫度(50.5℃)下，地面脫氣原油黏度為25 000 mPa·s，密度為0.996 1 g/cm3(在相同溫度條件下，原油密度大于水)，原始溶解氣油比為19 m3/m3，原始油藏壓力下原油體積系數為1.078，原始油藏壓力為8.5 MPa，擬泡點壓力為5.8 MPa，泡點壓力為4.2 MPa。依據O－12小層地層水性質，實驗用水為NaHCO3水型，總礦化度為12 500 mg/L，HCO3

－含量為2 450 mg/L，Cl－含量為10 350 mg/L，pH值為7.35～7.75。實驗用氣體為甲烷。

依據取心分析結果，巖心孔隙度為37%，滲透率為12 000×10－3μm2，油層砂粒為粗砂，因此，為表征孔隙結構，同時兼顧可視化，利用不同粒徑透明鋼化玻璃珠填充模型本體，開展孔隙尺寸對泡沫油現象的影響實驗，通過玻璃珠由大到小的趨勢，來表征儲集層孔隙由大到小的變化趨勢;為分析單因素對“泡沫油現象”的影響，利用不填充玻璃珠的模型本體，開展不同溫度、不同降壓速度以及不同溶解氣油比的影響規律實驗。

1.4 實驗步驟

①根據原始油藏壓力、溫度以及溶解氣油比配油，為實現甲烷在超重油中更均勻分布，配樣器旋轉的時間在20 d以上;②將模型本體抽真空，恒溫箱溫度控制在原始油藏溫度50.5℃;③從豎直放置的模型本體底部注入甲烷，使得模型本體中充滿甲烷，控制回壓在油藏壓力8.5 MPa;④用配置好的地層油從模型本體底部注入，注入體積0.08 PV (初始液面高度為84.8 mm)，回壓控制在原始油藏壓力8.5 MPa;⑤關閉模型本體入口，以一定的降壓速度釋放模型本體出口回壓，回壓最低值不低于該溫度條件下的飽和蒸汽壓力(參考實際油藏井底流壓，本次實驗設定回壓最低值為2.0 MPa);⑥利用高溫高壓視窗連續觀測泡沫上升、穩定、下降的全過程，連續記錄不同時刻泡沫抬升的液面高度;⑦對實驗數據進行理論分析。

2 實驗結果分析

2.1 溫度的影響

同樣油樣在不同的溫度條件下進行瞬間降壓回壓從 直接下降到 實驗結果表明:溫度在60℃以下泡沫油的起泡高度變化不大;當溫度高于60℃以后，其起泡高度與溫度呈線性遞減關系，遞減率為0.360 4 mm/℃(圖2);由此推算，當溫度達到106.76℃時，降壓過程中無氣泡產生，原油為瞬間脫氣，與普通原油脫氣特征一致。國外相關分析認為［12－14］，低溫、高原油黏度能有效減少氣體分子擴散活性，減緩微氣泡聚并成大氣泡的頻率，因此脫氣時間延長;同時，高黏度原油黏滯力較大，有效降低了起泡后氣泡的破滅頻率，在氣泡的產生頻率大于破滅頻率條件下，氣泡將不斷生成，因此低溫起泡高度越高，而60℃以下起泡高度變化不大，表明60℃以下的原油黏度已經足以產生泡沫油現象。

圖2 不同溫度下超重泡沫油的泡沫動態變化

此外，60℃以下低溫條件下泡沫的穩定時間較長;隨著溫度升高，泡沫的穩定時間急劇下降，原因在于溫度升高，原油黏度降低，黏滯力下降，氣泡破滅頻率大于生成頻率，因此形成的氣泡迅速破滅成為自由氣。

依據實驗結果，60℃以下原油黏度對“泡沫油現象”無明顯影響，高于60℃以后，將嚴重影響泡沫有效期。因此對于該超重泡沫油油藏，注蒸汽等熱采方式將無法利用“泡沫油現象”，因此不適宜過早注蒸汽開發。

2.2 溶解氣油比的影響

溶解氣油比決定著超重泡沫油的氣泡泡沫發揮作用的時間，即:泡沫油的能量，因此是影響“泡沫油現象”的一個關鍵參數。為此，在相同溫度、相同油藏壓力、均為瞬間降壓方式的條件下，對比實驗了溶解氣油比分別為19、15、10、5 m3/m3的泡沫油氣泡動態變化 實驗結果表明 隨著溶解氣油比降低，泡沫高度與存在時間急劇降低，當溶解氣油比小于10 m3/m3以后，泡沫的高度及存在時間降速進一步加快，泡沫油現象進一步減弱(圖3)。

圖3 不同溶解氣油比超重泡沫油的泡沫動態變化

2.3 降壓速度的影響

在此以前，大量學者通過一維長巖心驅替實驗得出，“泡沫油現象”在高降壓速度條件下的衰竭實驗中發生，其采收率比低降壓速度高1倍以上，但尚未對泡沫強度與降壓速度的相關性開展研究。

為此，分別實驗了5種降壓速度:瞬間降壓(回壓從8.5 MPa直接下降至2.0 MPa)，降壓速度80、60、40 kPa/min及20 kPa/min下降至2 MPa。實驗結果(圖4)表明，降壓速度越高，泡沫越穩定，當降壓

圖4 不同降壓速度下超重泡沫油的泡沫動態變化

速度高于80 kPa/min后，泡沫的穩定時間和氣泡高度趨于一致。分析認為，泡沫油的泡沫存在時間取決于氣泡的產生與破滅的頻率。而降壓速度較低時，分子活性能較低，因此氣泡產生的頻率較低，此時氣泡破滅頻率相對較高;當降壓速度較高時，則氣泡產生的頻率高于破滅頻率，因此能維持氣泡的動

態穩定性 依據實驗結果 要充分發揮泡沫油作用最低降壓速度應不小于80 kPa/min。

2.4 多孔介質的影響

為了模擬超重泡沫油在多孔介質中的氣泡動態產生與破滅規律，開展了3組實驗:向模型本體中裝填粒徑分別為0.2、1.0、10.0 mm的鋼化玻璃珠。并對比分析了4種情況下的實驗結果:①未充填玻璃珠;②充填0.2 mm粒徑玻璃珠;③充填1.0 mm粒徑玻璃珠;④充填10.0 mm粒徑玻璃珠。實驗結果(圖5)表明，充填玻璃珠后，模型出口端回壓同樣從原始油藏壓力8.5 MPa瞬間泄壓到2.0 MPa條件下，相比模型本體中沒有充填玻璃珠的實驗，充填玻璃珠后的模型本體中泡沫的存在時間明顯延長;隨著玻璃珠粒徑的下降，多孔介質中的孔隙尺寸逐漸減小，在越來越接近油藏實際孔隙大小的趨勢下，泡沫的存在時間和起泡高度均明顯增加。因此，在實際油藏天然能量開采過程中，泡沫的存在時間比室內實驗得到的更長。

圖5 不同孔隙尺寸下超重泡沫油的泡沫動態變化

3 結論

(1)利用自主研制的高溫高壓泡沫油可視化強度測試模型，首次實現不同參數對超重泡沫油的影響規律實驗。

(2)高溫條件下泡沫破滅頻率遠大于生成頻率，60℃以下原油黏度對“泡沫油現象”無明顯影響，高于60℃以后，將嚴重影響泡沫有效期。因此注蒸汽等熱采方式將使原油因為過早脫氣而消失“泡沫油現象”，因此不適宜過早注蒸汽開發。

(3)溶解氣油比決定泡沫油能量及發揮作用的時間，當溶解氣油比小于5 m3/m3以后，“泡沫油現象 趨于消失

(4)產生“泡沫油現象”的操作關鍵之一為高壓降速度，要充分發揮泡沫油作用，最低降壓速度應不小于80 kPa/min。

(5)通過不同孔隙尺寸的多孔介質泡沫油實驗趨勢分析表明，實際油藏中泡沫存在的時間將遠長于實驗室內得到的結果。

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Experimental study on foam strength of super－heavy foamy oil in Venezuela

WU Yong－bin1，ZHAO Xin2，HAN Jing1，LI Song－lin1，LI Xiu－luan1
(1.State Key Laboratory of Enhanced Oil Recovery，Research Institute of Petroleum Exploration＆Development，PetroChina，Beijing100083，China; 2.Daqing Oilfield Co.，Ltd.，PetroChina，Daqing，Heilongjiang163000，China)

The decisive factor of the“foamy oil phenomenon”in super－heavy foamy oil reservoirs is foam strength，which depends on foam existence time and foam volume.In order to quantitatively describe the major control factors on foam strength，a high－temperature－high－pressure(HTHP)visualized test model has been developed and used for the first time to test foam strength under conditions of different temperatures，dissolved gas/oil ratios(GOR)，pressure drop rates and pore sizes.Experimental results indicate that at high temperature，foam extinction rate is much higher than its formation rate;when dissolved GOR is lower than 5 m3/m3，the“foamy oil phenomenon”tends to disappear，the minimum pressure decline rate should not be less than 80 kPa/min to fully exert foamy oil effect;and experimental analysis of foam strength in porous media shows that the foam existence time in actual reservoir will be much longer than laboratory result.

foamy oil;oil viscosity;producing gas/oil ratio;decline rate;dissolved gas/oil ratio

TE121.1

A

1006－6535(2012)03－0093－04

10.3969/j.issn.1006－6535.2012.03.024

20111031;改回日期:20110312

國家科技重大專項“大型油氣田及煤層氣開發”稠油/超稠油開發關鍵技術項目(2011ZX05012)

吳永彬(1982－)，男，2005年畢業于中國石油大學(北京)石油工程專業，現為中國石油勘探開發研究院油氣田開發工程專業在讀博士研究生，主要從事稠油/超稠油開發實驗及油藏工程方面的研究。

編輯張 雁