溫度和氣體對稠油物性的影響*

胡紹彬，孫銘澤，郭玲玲，聞守斌，黃熠澤，王 鵬

（1.東北石油大學石油工程學院，黑龍江 大慶 163318；2.中國石油塔里木油田分公司油氣工程研究院，新疆 庫爾勒 841000）

我國海上油田稠油儲量豐富，采用冷采技術開采時，平均產能低，經濟效益差。海上油田采用陸上油田常規注蒸汽等熱采方式存在難度，常規地面蒸汽發生器由于體積較大不便在海上采油平臺使用［1］。多元熱流體熱采技術［2-7］通過注入蒸汽-煙道氣、CO2或N2-化學劑等復合多元熱流體，可有效改善稠油開采效果，且需設備體積小、易搬運，是一種可行的海上稠油開采新技術。多元熱流體熱采技術是一項蒸汽-氣體-化學劑復合采油新技術，其增產機理綜合了加熱降黏、溶解降黏、增壓驅動、化學調剖等多種作用［8-10］。對這些增產機理需要進行系統的室內模擬實驗和定量的分析研究，以明確多元熱流體增產的技術機理、優化多元流體組成、為科學編制多元熱流體熱采的工程方案提供技術支持。唐曉旭等［7］開展了海上稠油多元熱流體吞吐工藝研究及現場試驗；張偉等［8］開展了氣體溶解降黏實驗；馮祥等［10］運用數值模擬手段，對比了多元熱流體不同組成比例對熱采吞吐效果的影響。但這些研究未對氣體加量對體系飽和壓力的影響、汽油比與飽和壓力之間的關系、不同溫度下氣體對稠油黏度的影響等進行詳細分析。筆者采用PVT 分析儀測試了氣體對稠油飽和壓力和溶解氣油比的影響；采用Haake RS6000 流變儀的密閉系統，研究了溫度及添加氣體（N2、CO2）對渤海某油田稠油黏度的影響。

1 實驗部分

1.1 實驗設備

PVT 分析儀，揚州華寶石油儀器有限公司；Haake Reo 6000 模塊化流變儀，賽默飛世爾科技公司；利用帶高壓密閉磁力測試容器的Haake Reo 6000模塊化流變儀，采取高壓計量泵+活塞容器+自制接頭+流變儀高壓密閉磁力測試容器的方式，實現加壓注氣稠油流變性的測定，儀器和流程見圖1。

圖1 氣體加壓測試儀器（a）及流程示意圖（b）

1.2 實驗材料

N2和CO2氣體，工業級，市售；稠油取自渤海某油田，物性參數為：密度（20℃）0.9864 g/cm3、黏度1681.0 mPa·s（脫氣原油，56℃）、凝固點38.5℃、含硫量0.25%、平均分子質量575 g/mol，族組成中飽和烴26.26%、芳烴17.30%、非烴27.19%、瀝青質28.71%；天然氣取自大慶油田，組分含量（單位%）為：甲烷81.348、乙烷2.975、丙烷3.687、丁烷2.103、戊烷0.724、二氧化碳8.190、氮0.968、氦0.006，總烴量90.837。

1.3 實驗方法

（1）黏度的測定

將脫氣稠油加入流變儀的密閉測試容器中，密封后置于流變儀上，接好壓力傳感器、特制接頭、活塞容器、計量泵等。然后在不同溫度下測試脫氣油樣或注入不同氣體的模擬油樣在0.01數100 s-1范圍的流變曲線，根據流變曲線計算稠油油樣的平均黏度值及降黏率。

（2）飽和壓力和溶解氣油比的測定

利用PVT 分析儀測定稠油的飽和壓力等高壓物性參數。將一定量脫氣油樣裝入PVT筒內，升溫至實驗溫度。將天然氣和稠油按體積比20 注入PVT筒內，升壓攪拌，待氣體全部溶于油中（壓力穩定時）測定油樣的飽和壓力、溶解氣油比等參數。然后將壓力升高到配制的模擬油的飽和壓力以上，向模擬油注入預定量N2或CO2，升高壓力并攪拌，待油氣充分溶解后測定油樣物性參數。

2 結果與討論

2.1 溫度對含氣原油黏度的影響

在56數180℃下，在測試脫氣稠油樣品的黏度之后向密閉容器中通入天然氣，并將壓力維持在10 MPa，使脫氣稠油飽和天然氣得到模擬油樣。模擬油樣在不同溫度下的黏度見表1。在油藏溫度（56℃）到120℃范圍內，含氣稠油和脫氣稠油對溫度敏感，黏度隨溫度升高迅速降低，降黏率達90%以上；繼續升高溫度對稠油黏度的影響較小。含氣和脫氣稠油具有較明顯的黏溫敏感性，采用熱采降黏方法改善稠油的流動性是非常有效的。在100℃左右的溫度下即可使稠油具有非常好的流動性，加熱至更高溫度對稠油流動性的改善貢獻不大。

表1 不同溫度下脫氣和含氣稠油的黏度

2.2 N2和CO2對原油物性的影響

2.2.1 對原油飽和壓力和溶解氣油比的影響

在56數 180℃下，模擬油樣（天然氣∶油=20∶1）加入N2或CO2前后的飽和壓力和溶解氣油比見表2。表2中出現空白的原因是，在相應溫度條件下，飽和壓力和溶解氣油比隨氣體加量的變化規律已經由前面幾個數據點表現出來，因此沒有開展更高氣體加量的實驗。在同一溫度條件下，隨著N2和CO2的加入，原油的飽和壓力升高，且隨著氣體加量的增大，原油的飽和壓力增幅增加，說明要使原油溶解更多的氣體必須增大壓力；當氣體種類和加量相同時，溫度越高，飽和壓力增幅越大，原油溶解氣體的能力越弱。在溫度和氣體加量相同的情況下，添加CO2油樣的飽和壓力明顯低于添加N2的油樣；在飽和壓力相同的情況下，添加CO2油樣的溶解氣油比明顯大于添加N2的油樣；在氣體加量相同的情況下，隨著溫度的增加，添加CO2油樣和添加N2油樣的飽和壓力差異減小。由此可知，在同等條件下，與N2相比，CO2更容易溶解到原油中，尤其是在溫度較低的條件下。

2.2.2 對原油黏度的影響

在油藏溫度（56℃）下向PVT 筒內注入天然氣（氣油比約為20）至壓力為10 MPa，再注入N2或CO2（與天然氣的體積比約為1∶2）至約15 MPa，然后分別在56、80、120、150、180℃條件下待油-氣體系達到穩定狀態時測定氣體作用下的稠油黏度。體系穩定時的壓力和稠油黏度見表3。注入N2時，在100℃以下時對含天然氣稠油的黏度有一定影響，56℃時可使稠油黏度由1036.9 mPa·s 降至823.4 mPa·s，降黏率約20%。溫度升至100℃以上時，與未加N2的稠油相比，添加N2稠油的黏度升高，其原因可能是高溫條件下N2對稠油中輕組分的抽提作用使稠油黏度變大。注入CO2時，在150℃以下時對含天然氣稠油具有顯著的降黏作用，56℃時可使稠油黏度降低80%。當溫度高于160℃時，含CO2稠油黏度與飽和天然氣稠油黏度相當或略有升高，這也可能是高溫條件下CO2的抽提作用所致。

表2 模擬油加入N2或CO2前后的飽和壓力和溶解氣油比

從溫度和氣體對稠油黏度的影響結果可知，注入N2對于改善稠油黏度的作用較小，只有在溫度低于100℃時略有降黏效果，溫度超過120℃時注入N2對稠油降黏起反作用。在一定溫度條件下，升高溫度和注入CO2氣體的方法都可以達到降黏開采稠油的目的。例如為了將稠油黏度降低90%以上可以通過不同途徑來實現：（1）單純加熱稠油至120℃；（2）將稠油加熱至80℃并注入天然氣和CO2體積比約為2∶1 的混合氣體至16.86 MPa。考慮到注汽設備、注汽熱損失和注汽成本時，采用適度加熱，并輔以注入CO2可以達到與熱采相當的降黏效果。

表3 不同壓力下含氣稠油黏度測定結果*

3 結論

在溫度低于120℃時，含氣稠油和脫氣稠油黏度隨溫度的升高迅速降低，120℃時的降黏率約為92%，繼續升高溫度對稠油黏度的影響較小。在同等條件下，CO2比N2更易溶解到原油中，尤其是在溫度較低的條件下。注入N2對稠油黏度的影響較小，只在100℃以下時略有降黏效果，溫度超過120℃時稠油黏度增加。溫度低于160℃時，注入CO2可以顯著降低稠油黏度。將稠油加熱至80℃并注入天然氣和CO2體積比約為2∶1 的混合氣體至16.86 MPa，可使稠油黏度降低90%。“適度加熱，輔以注氣”的開采技術可以達到較好的降黏效果。