CO2輔助蒸汽提高春光超稠油開發效果實驗研究

袁光喜，陳金星，羅全民，林吉生，徐星光

（1．中國石化河南油田分公司新疆采油廠，新疆奎屯 834032；2．中國石油大學（華東）石油工程學院；3．中國石化勝利油田分公司石油工程技術研究院/山東省稠油開采技術省級重點實驗室）

1 研究背景

目前，稠油的開發方式主要有蒸汽吞吐、蒸汽驅、SAGD、火燒油層等。蒸汽吞吐適用范圍廣、效益明顯，成為稠油開采的主要開發方式[1-3]。在當前的低油價形勢下，需要進一步認識蒸汽吞吐的機理來優化蒸汽吞吐工藝，提高吞吐開發的效果[4-6]。

1.1 區塊概況

春光稠油熱采主要投入開發2個單元共四個層系，投產了181口井（春10井區沙灣組投產121口井，春17井區白堊系投產60口井）。儲層較深（900～1 200 m），巖性以細砂巖、含礫細砂巖和粉砂巖為主；平均孔隙度28%，平均滲透率921×10-3μm2，屬特高孔高滲儲層。油層?。ㄓ蛯雍穸?～5 m）、黏度大（40 ℃時，30 000～80 000 mPa·s），地層具有膠結疏松、夾層薄（厚度小于3 m）的特點。沙灣組開井90口，關井21口；白堊系正常生產井21口，關井39口；目前采出程度3.9%，綜合含水64.7%，采油速度0.8%。

1.2 開發矛盾分析

春光稠油油層由于埋藏深、厚度薄，注汽熱損失大，注汽效果差；由于稠油黏度大，井筒舉升困難，周期生產時間短；生產能量低，階段油汽比低，吞吐效果差。

針對存在的這些問題，開展 CO2輔助蒸汽提高春光超稠油開發效果的實驗研究，認識 CO2改善春光超稠油油藏開發效果的主導作用機理，進一步優化配套形成 CO2輔助蒸汽吞吐工藝。通過注入 CO2擴大蒸汽波及半徑，增加回采時驅油動力[7-8]，降低殘余油飽和度，來解決該區塊由于埋藏深、原油黏度大導致注汽質量差的問題。

2 實驗準備

2.1 實驗材料

實驗用CO2純度為99.2%（勝利油田鉆井五公司勞動服務公司）。油樣取自春光油田春10區塊油井。

采用填砂巖心模擬油藏真實巖心，根據開發區塊的油藏地質參數，選用不同粒徑的石英砂并按照一定比例進行混合攪拌，制作填砂管模型。共制作了 34個巖心模型，巖心模型的主要參數：長度60 cm，直徑2.54 cm；平均滲透率950×10-3μm2，平均孔隙度28.5%，平均含油飽和度68.8%。

2.2 實驗設備

實驗中用到的主要測試儀器為流變儀、PVT分析儀、驅替裝置、Quizix泵和流體密度儀。

2.3 實驗步驟

①先將一定量的 CO2溶解到經過脫氣脫水處理的原油中，并測定 CO2的溶解氣油比；②水測填砂模型的孔隙度、滲透率；③繼續注入地層水直至壓力等于 CO2油氣混合體系的飽和壓力；④通過壓力平衡轉樣的方法將溶解了 CO2的油氣混合體系飽和進填砂巖心模型中；⑤模型管出口尾壓設定大于CO2飽和壓力。

3 實驗結果與討論

3.1 春光超稠油不同條件下黏度測試

春10區塊原始油樣的乳化含水率為19.12%，脫水后乳化含水率小于0.5%。分別測試原始油樣與脫水樣品在常壓條件下的黏-溫關系，同時還測試了7.5 MPa和13.6 MPa壓力下脫水原油黏-溫關系，測試結果見圖1。

圖1 春10區塊原油黏-溫關系

通常條件下，測試春10區塊原始油樣50 ℃時黏度為19 040 mPa·s，脫水原油50 ℃時黏度為12 971 mPa·s；脫水油樣在 7.5 MPa、13.6 MPa時 50 ℃的黏度分別為17 900 mPa·s 和21 800 mPa·s。原始油樣為W/O（油包水）乳狀液，50 ℃時的黏度是脫水油樣的1.47倍。隨著含水率的升高，W/O乳狀液黏度會繼續增大，符合Richarson經驗公式；隨著壓力的升高，黏度同樣呈現升高的趨勢，原油在油藏中不含溶解氣的情況下，其黏度要遠大于常壓時測試的脫氣脫水黏度。

3.2 春光超稠油溶解CO2高壓物性研究

3.2.1 溶解特性

CO2輔助蒸汽改善超稠油開發效果的主要作用是 CO2能夠大量溶解到超稠油中，大幅度降低原油黏度、增大流體的彈性能。在油藏溫度50 ℃、原始油藏壓力13.6 MPa時，測試結果見圖2，溶解飽和壓力與溫度的關系見圖3。在油藏條件50 ℃、飽和壓力為10.5 MPa時，CO2在春10區塊脫水原油中溶解氣油比達到 69.7；在油藏溫度條件下，溶解壓力越高，則 CO2在原油中的溶解氣油比越大。研究結果表明，同時固定溶解氣油比、改變溫度，溫度越高，CO2溶解飽和壓力也升高，飽和壓力與溫度之間滿足b=0.081 7#+3.457，由該式可推得溫度每升高1 ℃，CO2在春10區塊原油中的溶解飽和壓力則升高0.081 MPa。

圖2 溶解氣油比和溶解系數與溶解壓力關系

圖3 溶解飽和壓力與溫度關系

3.2.2 增能效果

不同溶解壓力條件下，CO2在春10區塊原油中溶解后對稠油體積系數的影響見圖 4。研究結果顯示，春10區塊原油溶解后體積系數顯著增大，當溶解飽和壓力達到10.5 MPa，溶解了CO2的油氣混合體系的體積系數達到1.15，即體積增大了15%。油氣混合體系體積增大可以有效補充儲層能量，更重要的作用是隨著 CO2在稠油中的溶解，可以將儲層孔隙中盲端的不可動稠油“頂替”出來參與流動，形成可動油，這樣可以有效降低殘余油飽和度，增大單井采出程度。該機理實現的前提是 CO2能夠溶解到稠油中，因此，在工藝優化設計環節需要充分考察CO2的燜井時間。

3.2.3 CO2的溶解對春光超稠油的降黏作用

不同溶解壓力、不同溫度條件下，CO2在春10區塊原油中溶解后對稠油黏度的影響見圖5。

圖4 溶解體積系數與溶解壓力的關系

圖5 溶解混合體系黏度與溶解氣油比關系

CO2降低稠油黏度是 CO2輔助蒸汽吞吐開采工藝中另一個主要作用機理。圖5顯示，在較低溫度（小于90 ℃）時，隨著CO2溶解量的增大，春10區塊原油黏度顯著降低，大幅度改善了稠油的流動能力。當溫度大于 110 ℃后，CO2溶解降黏效果明顯減弱。研究還表明，溫度升高會降低 CO2在稠油中的溶解量，從而減弱 CO2的溶解降黏作用。對比溫度與壓力作用結果顯示，溫度對春10區塊原油黏度的影響更顯著，但兩者的協同作用大于任何一個單獨因素的作用。

3.3 CO2輔助提高驅替效率實驗研究

3.3.1 降黏作用對驅替效率的影響

為揭示 CO2降黏對驅替效率的影響，設計了兩組實驗：一組是在1#巖心模型中注入溶解了CO2的油氣混合體系，氣油比為15.6，飽和壓力2.81 MPa，出口尾壓3.0 MPa；另一組是在2#巖心模型中注入脫氣脫水的春10區塊原油。實驗溫度50 ℃且驅替至含水率大于98%時對比驅替效率（圖6）。

驅替實驗結果顯示，水驅溶解了 CO2的油氣混合體系4.2 PV，含水率99.3%，驅替效率31.22%；水驅脫氣脫水原油4.1 PV，含水率99.6%，驅替效率18.48%。水驅溶解了 CO2的油氣混合體系較水驅脫氣脫水原油驅替效率提高了12.74%。研究表明，CO2溶解氣油比為15.6時，春10區塊原油黏度大幅度降低，原油流動性得到改善，因此，驅替效率能夠有效提升。對比二者的驅替實驗還可以知道，CO2能夠大幅度提高采油速度。

3.3.2 CO2擴大波及作用對驅替效率的影響

CO2溶解可以降低原油黏度，CO2伴注蒸汽線性驅替實驗可以更好地揭示擴大波及作用。為此，設計兩組蒸汽驅替實驗：一組是在 3#巖心模型開展150 ℃蒸汽驅實驗，另一組是在4#巖心模型開展CO2伴注150 ℃蒸汽驅替實驗，對比驅替效率（圖7），可以看出，CO2伴注蒸汽驅4.8 PV，含水率99.5%，驅替效率57.79%；蒸汽驅4.8 PV，含水率99.7%，驅替效率 46.24%。CO2伴注蒸汽驅較單純蒸汽驅驅替效率提高了11.55%。伴注蒸汽驅替過程中，CO2在原油中的溶解量很少，溶解降黏作用可以忽略；CO2伴注蒸汽驅較單純蒸汽驅對驅替效率的提升主要來自CO2對蒸汽波及體積的影響。

圖6 降黏作用對驅替效率的影響

圖7 驅替方式對驅替效率的影響

4 結論

（1）乳化含水量和壓力均會導致稠油黏度增大，春 10區塊原油乳化含水率 19.12%時，黏度增大46.7%，壓力13.6 MPa時較常壓的黏度增大68.1%。

（2）油藏溫度50 ℃且溶解壓力為10.5 MPa時，CO2在春10區塊原油中溶解氣油比達到69.7；溫度升高，則CO2的溶解量降低。實驗結果表明，溫度每升高1 ℃，則飽和壓力增大0.081 7 MPa。

（3）CO2溶解后油氣混合體系體積系數達到1.15，體積膨脹15%，溶解增能效果顯著，能夠大幅度降低原油黏度。

（4）水驅溶解了CO2的油氣混合體系較驅替脫氣脫水原油至含水率大于98%時，驅替效率提高了12.74%，CO2伴注蒸汽驅較單純蒸汽驅驅替效率提高了11.55%。