二氧化碳吞吐開采稠油影響因素實驗研究

王佩文，劉春艷，萬小迅，孟憲偉，張　浩

(1.中海石油(中國)有限公司天津分公司蓬勃作業公司，天津塘沽 300452；2.中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海石油研究院；3.中海石油(中國)有限公司國際公司)

二氧化碳吞吐開采稠油影響因素實驗研究

王佩文1，劉春艷2，萬小迅3，孟憲偉1，張浩1

(1.中海石油(中國)有限公司天津分公司蓬勃作業公司，天津塘沽 300452；2.中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海石油研究院；3.中海石油(中國)有限公司國際公司)

摘要：在實驗室內使用化學藥劑進行反應，就地生成二氧化碳，利用國內某油田的稠油樣品開展了連續二氧化碳吞吐+水驅油、二氧化碳吞吐+水驅交替實驗，并對不同原油黏度、不同物性及不同含油飽和度的巖心進行了驅油效率的對比分析。實驗結果表明，原油黏度較小、物性較差、含油飽和度較高的巖心驅油效果較好。

關鍵詞：二氧化碳吞吐；稠油開發；驅油效率

1實驗準備

1.1實驗材料

根據某稠油油田A、B兩區塊的地質參數，按不同的粒徑比混合砂樣，制作填砂管模型，巖心模型的主要性質參數見表1。

表1　巖心性質參數

實驗所用原油取自A、B兩區塊，其主要性質參數見表2，黏溫曲線見圖1。

表2　實驗所用原油性質參數

圖1　A、B兩區塊原油的黏溫曲線

實驗所用水樣為模擬地層水，密度為1.059 g/mL。

1.2實驗原理[1-7]

1.2.1就地生成二氧化碳氣體反應機理

所使用的化學處理劑由兩種化學成分及一些添加劑組成，在地層條件下，利用引發劑反應生成CO2經計算，1 m3A劑與B劑反應可以生成240 m3標態CO2，并且該反應是一個放熱反應，放出的熱量可以使油層的溫度進一步升高，與CO2協作更好地發揮降黏解堵作用。體系中其他的添加劑可以防止氣體突進和降低原油表面張力，起到驅油作用。

從圖2可以看出，處理劑在地層發生化學反應產生大量的熱，在360 s的時間里，溫度從293 K上升到332 K，對地層具有熱解堵和熱降黏作用。

圖2　CO2溶解后溫度的變化曲線

從圖3可以看出，在各個不同的溫度點，CO2溶解均有助于降低原油黏度，尤其在實驗溫度較低的情況下更為明顯。

圖3　CO2溶解后實驗溫度與原油黏度的關系

1.2.2實驗方法

將巖心模型置于恒溫箱中，根據稠油油藏驅油效率測定標準，在模擬儲層溫度(59 ℃)條件下開展二氧化碳吞吐與水驅相結合的方式實驗。

(1)二氧化碳吞吐。在每次二氧化碳吞吐之前，在一定壓力下，向巖心模型擠入相同PV數的自生二氧化碳化學劑段塞，關閉巖心兩端閥門，模擬“關井”89 h，讓化學劑在巖心中充分反應生成二氧化碳氣體，之后打開出口閥生產，直至耗盡巖心中所儲存的能量為止。

(2)水驅。按一定的排量進行水驅，當含水率大于90%時，停止驅替。

實驗方案見表3。

表3　各巖心驅油過程實驗方案

2實驗結果分析

2.1原油黏度對吞吐效果的影響[8-14]

A1巖心與B1巖心的克氏滲透率、孔隙度和原始含油飽和度等參數都很接近，二者所采用的開采方式也相同，不同點在于A1巖心所用原油的黏度相對較低(圖1)。

各個階段的驅油效率情況見表4。可以看出，A1巖心第1輪二氧化碳吞吐效率高出B1巖心5.66%，A1巖心與B1巖心在第2輪二氧化碳吞吐階段的吞吐效率接近；總體而言，A1巖心的吞吐效果較好，這說明黏度相對較低的稠油吞吐效率相對較高。對二氧化碳吞吐之后的兩輪水驅驅油效率之和進行對比，A1巖心的驅油效率高出B1巖心4.77%，這說明黏度相對較低的油藏在二氧化碳吞吐之后進行水驅可以取得相對較高的驅油效率。

在驅替稠油過程中，巖心內部的孔隙結構發生變化，并出現堵塞現象和壓力波動，給實驗后的數據分析帶來了困難。采用驅油動態的歷史擬合法進行計算，能夠取得較好的結果。

表4　各個階段驅油效率情況

歷史擬合法的基本思路是先給出一條相對滲透率曲線，利用這條曲線計算出對應于實驗過程中每一累計時間的累計產油量。根據計算值與實際值之差，不斷修改這條曲線，直至目標函數滿足設定值。

相對滲透率表達式為：

(1)

(2)

(3)

式中：KRO(SW)——油相相對滲透率，小數；KRW(SW)—— 水相相對滲透率，小數；SW——含水飽和度，小數；SWE——出口端含水飽和度，小數；εo、εw——給定的小數，一般取0.001；KROCW(T)——油相相對滲透率端點值，小數；KRWCO(T)——水相相對滲透率端點值，小數；SOR(T)——殘余油飽和度，小數；SWC(T)——束縛水飽和度，小數；now——油相相對滲透率曲線擬合指數；nw——水相相對滲透率曲線擬合指數。

A1、B1巖心擬合后的相對滲透率曲線和含水率曲線如圖4和圖5所示。通過相對滲透率曲線的對比可以看出，A1巖心兩相區較寬，油相相對滲透率下降較為緩慢，曲線形態向右偏移，等滲點處含水飽和度較大，殘余油飽和度較低。這些特點有助于減小含水率上升速度，改善油相相對滲透率，使驅油效果變好。通過含水率曲線可以看出，A1巖心含水率上升較為緩慢。是A區塊原油的黏度較低所造成。

圖4　A1、B1巖心相對滲透率曲線

圖5　A1、B1巖心含水率曲線

2.2滲透率對二氧化碳吞吐效果的影響[9-12]

利用B2、B3巖心做相同的原油實驗，二者的實驗方案相同。B2巖心與B3巖心的孔隙度和原始含油飽和度接近，二者的克氏滲透率有差異。實驗結果見圖6、圖7和表5。

圖6　B2巖心驅油效率-累計PV數關系曲線

從前兩階段二氧化碳吞吐結果來看，B2巖心二氧化碳吞吐效率為21.36%，B3巖心二氧化碳吞吐效率為60.89%。B3巖心前兩輪二氧化碳吞吐效率遠大于B2巖心相應階段的吞吐效率。這說明二氧化碳吞吐對滲透率較低的儲層更為有效。從最終總的驅油效率上來看，B3巖心高出B2巖心18.50%。

圖7　B3巖心驅油效率-累計PV數關系曲線

巖心號第1輪CO2吞吐效率/%第2輪CO2吞吐效率/%水驅驅油效率/%總的驅油效率/%水驅PV數B211.969.4027.7049.061.36B342.9217.976.6767.561.18

從圖8、圖9可看出，B2巖心油水兩相區較窄，殘余油飽和度較大，油相相對滲透率下降迅速，等滲點處含水飽和度較低，含水率上升速度較快。這些特點均表明B2巖心的驅替效果較差。

圖8　B2、B3巖心相對滲透率曲線

圖9　B2、B3巖心含水率曲線

氣體“無孔不入”，所以只要儲層中有一定的連通，氣體就可以進入水或其他驅替液無法進入的儲油空間。另外，滲透率較低的儲層，其相應的孔隙喉道較小，二氧化碳氣體在儲層中形成較大的膨脹能勢必會使低滲透儲層的剩余油更多地被驅出；而高滲透儲層更容易形成氣體突破，使膨脹能很快得以釋放，難以對剩余油進行較長時間、較充分的作用，因此低滲透儲層二氧化碳吞吐的效果較為明顯。

2.3含油飽和度對二氧化碳吞吐效果的影響

B3巖心與B4巖心的孔隙度、滲透率接近，實驗過程相同，而B3巖心的含油飽和度較高，表6為B3、B4巖心在各個實驗階段的驅油效率情況。從中可以看出，在兩輪二氧化碳吞吐階段以及水驅階段，B3巖心的驅油效率比B4巖心都略高，所以，在含油飽和度較高時實施二氧化碳吞吐效果較好。

表6　B3、B4巖心各階段的驅油效率和水驅PV數

3結論

(1)二氧化碳氣體溶于稠油能降低稠油黏度，減小滲流阻力。

(2)黏度較低的稠油二氧化碳吞吐驅油效率相對較高。

(3)“二氧化碳吞吐+水驅+二氧化碳吞吐+水驅”實驗方案的驅油效率高于“二氧化碳吞吐+二氧化碳吞吐+水驅”實驗方案。

(4)滲透率相對較低、含油飽和度相對較高的巖心，二氧化碳吞吐驅油效率相對較高。

(5)就地生成二氧化碳解決了二氧化碳氣體的運輸、儲存、注入利用效率低、對環境的污染和油氣區二氧化碳氣源短缺等問題。

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編輯：劉洪樹

文章編號：1673-8217(2016)03-0115-04

收稿日期：2015-12-09

作者簡介：王佩文，工程師，1983年生，2007年畢業于西安石油大學油氣田開發工程專業，現主要從事油氣田開發研究工作。

中圖分類號：TE357.7

文獻標識碼：A