董 志 強

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稠油復合吞吐中不同注入劑對比實驗研究

董 志 強

（長江大學石油工程學院 湖北 武漢 430100）

稠油油藏在我國石油資源中占有重要地位，目前主要工業(yè)化開采方式是蒸汽吞吐和SGD技術(shù)等，但采收率一般在20%左右，這樣大量資源無法有效采出，目前許多稠油區(qū)塊開始使用注蒸汽過程中加入CO2和降粘劑等實現(xiàn)復合吞吐。本文在優(yōu)選降粘劑的基礎(chǔ)上，以中原油田油藏為基礎(chǔ)開展復合吞吐過程中不同注入劑的配比優(yōu)化研究。首先自主研發(fā)水平井吞吐的物理模擬實驗裝置，優(yōu)化油溶性降粘劑+CO2+氮氣+蒸汽的優(yōu)化配比設(shè)計。實驗結(jié)果表明，對于超稠油（粘度大于50 000 mPa·S）復合吞吐效果不理想，這類油藏不適合，對于粘度小于50 000 mPa·S的稠油復合吞吐可以提高單獨蒸汽吞吐效果，同時得到注入劑的組合方式和具體組合參數(shù)值，對實際油藏開發(fā)有重要指導意義。

稠油；復合吞吐；降粘劑；物理模擬

在稠油油藏開采中，常使用在蒸汽吞吐過程中添加氣體(N2、CO2、煙道氣等)或化學劑(降粘劑、助排劑、泡沫劑等)等復合吞吐的熱力開采方法來改善吞吐[1]。在復合吞吐過程中不同注入劑的使用以及不同注入劑的配比對最終吞吐效果起到?jīng)Q定性的作用。

1 毛8、錫14稠油基本特征

1.1 毛8塊流體性質(zhì)及油藏類型

原油：2009年12月，毛8井常規(guī)試油所取油樣全分析資料，20℃地面原油密度：0.9424 g/cm3，含瀝青8.21%，含蠟1.67 %，含膠質(zhì)17.36 %。毛8井地面原油粘度(50℃)1805mPa·s，凝固點6℃。

地層水：地層水礦化度5326～6560mg/L，水型為Na2SO4。

毛8塊銀根組油層分布受構(gòu)造控制，具有層狀分布特征，油藏為構(gòu)造層狀油藏。

1.2 錫14塊流體性質(zhì)及油藏類型

原油：錫14塊尚未做原油性質(zhì)分析，相鄰斷塊錫11井取得原油樣品1個，原油密度0.975 1 g/cm3，50 ℃原油粘度17 950～25 600 mPa·s，凝固點8.0℃，初餾點242 ℃，含蠟6.1%，膠質(zhì)+瀝青質(zhì)43.64%。按國內(nèi)稠油分類標準，原油屬超稠油。

原油粘溫分析結(jié)果表明：原油粘度對溫度反應(yīng)敏感，隨著溫度升高，粘度迅速下降，原油粘度從溫度30℃上升高到90℃時，原油粘度由246900 mPa·s降到2 280 mPa·s，降幅達99%。有利于注蒸汽開采。

地層水性質(zhì)；錫14斷塊未做水性分析，根據(jù)錫11井分析地層水總礦化度3 369 mg/L，氯離子1 509 mg/L，水型NaHCO3型。

錫14塊從區(qū)域上看地層由構(gòu)造低部位到高部位逐漸變薄至尖滅，受斷層控制在局部的斷鼻構(gòu)造形成油氣富集，油藏埋藏淺，油藏類型為構(gòu)造層狀油藏。

2 復合吞吐實驗設(shè)計

2.1 實驗設(shè)備及材料

蒸汽發(fā)生器：可加熱蒸汽溫度200～350℃，蒸汽干度70%以上；人造巖心：400mm×38mm，粒度中值0.01～0.47mm，孔隙大小0.1～0.3mm，孔隙度15%～30%，滲透率500～1000×10-3μm2；導流泵，負壓泵，流動壓力控制儀，回壓閥，壓力表，巖心夾持器，儲液罐（中間容器），多相分離器，氣體測量儀等；中原油田采油院水溶性降粘劑J1，使用濃度5000×10-6，水溶性；中國石油勘探開發(fā)研究院水溶性乳化降粘劑；內(nèi)蒙毛8塊J2-P1井原油，毛8塊J12井原油，內(nèi)蒙錫14塊X14-201井原油；二氧化碳：純度95%以上；氮氣。

2.2 實驗方案設(shè)計

（1）注入順序設(shè)計：首先，根據(jù)礦場資料，將設(shè)計人工填砂巖心，400mm（）×38mm(),水平井體積為0.45L，粒度中值為0.01～0.5，平均孔隙度為30%，滲透率500～1000×10-3μm2，并飽和原油(油砂體積比為7：3)壓實；其中巖心中的有效孔隙體積為0.135L；注入順序為先注中原采油院水溶性降粘劑，然后注CO2或者N2，最后注蒸汽（單一相不考慮）。

（2）根據(jù)礦場實際資料，設(shè)計毛8塊飽和原油巖心破裂壓力為25MPa，錫14塊為13MPa，吞吐輪次為三輪，每輪注汽溫度為240℃，實驗室實際注汽速度為10mL/min（根據(jù)毛8塊吉2-平1井第六周期注氣地質(zhì)設(shè)計資料內(nèi)容并結(jié)合礦場實際生產(chǎn)資料，以實際注汽速度150t/d，水平井生產(chǎn)層位油層套管長200m，吞吐半徑3m，平均燜井時間60h，油藏有效厚度4m為參考，對實驗室內(nèi)水平井模型生產(chǎn)數(shù)據(jù)進行實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)轉(zhuǎn)換），燜井時間2h,持續(xù)注入。水平井模型生產(chǎn)環(huán)境為100℃。

2.3 實驗流程

結(jié)合現(xiàn)場實際生產(chǎn)和儲層特點，設(shè)計如圖1、圖2所示的實驗流程，同時專門定制實驗需要的模型，包括符合現(xiàn)場水平井的不同完井方式和井型的兩種水平井模型。在水平井模型中填入與儲層特征一致的含油砂。

圖1 實驗流程設(shè)計

圖2 實際實驗流程

Fig.2Actual experimental procedure

3 復合吞吐物理模擬實驗

3.1 毛8塊J2-P1井（熱采）實驗研究

1）實驗目的：優(yōu)化降粘劑+CO2+氮氣+蒸汽的優(yōu)化配比設(shè)計

2）注入方式：

（1）蒸汽+氮氣（S+N2），蒸汽+二氧化碳（S+CO2）；對比分析不同注入氣體實驗效果，兩組；

（2）蒸汽+二氧化碳+降粘劑（DCS），分析實驗效果；三組；

（3）蒸汽+氮氣+降粘劑（DNS），分析實驗效果，三組；

（4）蒸汽+二氧化碳+氮氣+降粘劑（DCNS），分析實驗效果，三組。

3.2 錫14塊X14—201井（熱采）實驗研究

1）實驗目的：優(yōu)化降粘劑+CO2+氮氣+蒸汽的優(yōu)化配比設(shè)計

2）注入方式：

（1）蒸汽+氮氣（S+N2），蒸汽+二氧化碳（S+CO2），對比分析不同注入氣體實驗效果，兩組；

（2）蒸汽+二氧化碳+降粘劑（DCS），分析實驗效果，三組；

（3）蒸汽+氮氣+降粘劑（DNS），分析實驗效果，三組；

（4）蒸汽+二氧化碳+氮氣+降粘劑（DCNS），分析實驗效果，三組。

4 實驗結(jié)果分析

4.1 毛8塊J2-P1井（熱采）實驗

實驗過程中，蒸汽干度均為70％，注汽溫度均240℃，實驗室實際注汽速度為10mL/min，燜井時間均為2h，周期累計生產(chǎn)時間均為8min，實驗數(shù)據(jù)見下表1-4。

表1 蒸汽+氮氣/二氧化碳實驗數(shù)據(jù)對比

對比實驗結(jié)果說明，蒸汽+二氧化碳開發(fā)效果好于蒸汽+氮氣的開發(fā)效果。

表2 稠油注蒸汽+不同比例氮氣和二氧化碳注入量吞吐生產(chǎn)數(shù)據(jù)

表3 稠油注蒸汽+降粘劑+不同氮氣注入量吞吐生產(chǎn)數(shù)據(jù)

表4 稠油注蒸汽+不同降粘劑注入量+二氧化碳吞吐實驗數(shù)據(jù)

由于單純注二氧化碳成本過高，且二氧化碳氣源并不廣泛，因此合理的利用氮氣對地層能量進行補充，使二氧化碳與原油作用充分，對合理有效的經(jīng)濟開采意義重大。

該組實驗中S注入量均為120mL，D注入量均為100mL，分析可得DNS方式并不能取得較好的開發(fā)效益，降粘劑在高溫蒸汽作用下對稠油的降粘效果并不明顯，因此降粘劑+氮氣+蒸汽吞吐開發(fā)效果并不理想。

該組實驗中S注入量均為120mL，CO2注入量均為200mL，分析可知雖然周期采注比較高，但回采率效果并不明顯；雖然增大降粘劑的使用量使得水平井模型累計出油量增加，但增幅很小，使得開采成本增大，并且在整體的實驗過程中降粘劑并沒有達到對原油的流動性進行改進，沒有增強其在地層中的流動效果，分析其原因，一方面是僅通過水平井的彈性能量進行燜井之后的彈性衰竭式開采，使得能量衰竭速度很快，并沒有足夠的能量驅(qū)動地層中的原油流向井口，并在開采過程中地層溫度降低，使得原油粘度增大，并由于降粘劑較敏感的耐溫性，高溫注入的蒸汽在一定程度上影響了降粘劑對稠油的作用效果，使得開發(fā)效果變差；另一方面，由于降粘劑的成分不確定，不排除注入的二氧化碳在一定程度上在蒸汽的高溫作用下與降粘劑發(fā)生反應(yīng)，使得降粘劑的性質(zhì)變化，功能失效，甚至對地層條件下的原油產(chǎn)生了一定阻礙流動的效果；雖然理論上各種介質(zhì)對稠油開發(fā)都有一定的優(yōu)化效果，但實際實驗模型表明，降粘劑+蒸汽混注和降粘劑+二氧化碳+蒸汽混注并不能達到理想的開發(fā)效果。

4.2 錫14塊X14—201井（熱采）實驗

對錫14塊X14-201井進行稠油蒸汽復合吞吐實驗研究，分析方法、實驗方案及模型同上，但由于該井原油為超稠油，混合注入對開發(fā)效果規(guī)律變化的影響與上述實驗相似，但開發(fā)效果不及J2-P1井稠油，一方面是由于超稠油重質(zhì)瀝青程度高，原油粘度大，流動性差，低溫達不到降粘流動的效果，高溫熱作用不充分，熱量損失大，另一方面由于水平井開井生產(chǎn)階段能量有限，井口出口端不能保證足夠高的溫度和有效流動的粘度，使得對能量的要求較高，粘度隨溫度的變化較敏感，多種因素導致該井原油的熱采效果并不理想[2-6]。

5 結(jié)論與建議

（1）毛8塊（J2-P1井）熱采實驗研究

1、通過蒸汽+氮氣（NS）和蒸汽+二氧化碳（CS）不同開發(fā)方式實驗對比可知，蒸汽+二氧化碳開發(fā)效果好于蒸汽+氮氣的開發(fā)效果。

2、對于降粘劑+二氧化碳+蒸汽（DCS）開發(fā)方式而言，實際實驗模型表明，混注開發(fā)效果不好。

3、對于降粘劑+氮氣+蒸汽（DNS）開發(fā)方式而言，混住吞吐開發(fā)效果不理想。

4、對于蒸汽+二氧化碳+氮氣（CNS）開發(fā)方式而言，通過實驗數(shù)據(jù)整理可知，在其他實驗條件不變的基礎(chǔ)上，以泵速流量蒸汽注入100mL，二氧化碳注入140～160mL,氮氣注入70～90mL左右時，對于該水平井模型，以三周期累積產(chǎn)油量為評價指標，該混合注入量生產(chǎn)效果最佳；折算成礦場實際生產(chǎn)參數(shù)，為注二氧化碳192～208t，注氮氣61418～79002 m3，以150 t/d流量注氮氣5～7 d，注蒸汽9 d，平均燜井時間60h，注入順序為先注二氧化碳，再注氮氣，最后注蒸汽，水平井生產(chǎn)效果將達到最優(yōu)。

（2）錫14塊（X14—201井）熱采實驗研究

1、對于單純注蒸汽（S）開發(fā)方式而言，蒸汽注入量以10mL/min,注入12min后，吞吐三輪次，水平井模型累產(chǎn)油量最高，折算成礦場實際生產(chǎn)參數(shù)，為以150t/d流量注蒸汽10 d，平均燜井時間60h，實際生產(chǎn)效果將最佳。

2、相對于注蒸汽+氮氣（NS）開采，蒸汽+二氧化碳（CS）混注效果好于蒸汽+氮氣（NS）混注。為使累產(chǎn)油量最高，最佳二氧化碳注入量為27.45g，折算成實際生產(chǎn)參數(shù)為注二氧化碳350 t左右，可使實際產(chǎn)油量達到最高；但由于錫14塊原油粘度較大，流動性差的特點，導致三輪吞吐后油藏最終采收率并不理想，采收率不及10%。

參考文獻：

［1］ 林輝. 稠油油藏注蒸汽和氣體復合開采技術(shù)研究[D]. 東北石油大學，2013．

［2］ 劉喆. 深層稠油天然氣吞吐開發(fā)機理研究[D]. 中國地質(zhì)大學（北京），2010.

［3］ 李文宏. 靖安油田長6特低滲油藏不同注入介質(zhì)驅(qū)油效果評價研究[D]. 西北大學，2012.

［4］ 李甫，梁愛國，廖先燕，黃玲，帕提古麗?亞爾買買提. 新疆稠油油藏復合吞吐技術(shù)研究與應(yīng)用[J]. 石油鉆采工藝，2013(06)：87-90．

［5］ 王青. 稠油熱采效果評價方法及影響因素研究[D]. 中國石油大學，2010．

［6］ 王長久，劉慧卿，鄭強. 稠油油藏蒸汽吞吐后轉(zhuǎn)驅(qū)方式優(yōu)選及注采參數(shù)優(yōu)化[J]. 特種油氣藏，2013(03)：72-75．

Experimental Study on the Contrast of Different Injection Agents in Heavy Oil Compound Injection

（Petroleum Engineering School ofYangtze University, Hubei Wuhan 430100，China）

Heavy oil reservoir plays an important role in petroleum resources in China. At present, the main way of industrial exploitation is steam stimulation and SGD technology, etc. But the recovery rate is about 20%,and a large number of resources cannot be effectively extracted. At present, CO2and viscosity reducer are always used in the steam injection process in many heavy oil blocks. In this paper, based on choosing suitable viscosity reducing agent, taking Zhongyuan oilfield reservoir as a research objective, experimental study on the composite ratio of different injection agents was carried out. First of all, the physical simulation experiment device of horizontal well stimulation was developed. Design optimization of oil soluble viscosity reducer +CO2+ nitrogen + steam was carried out. Experimental results show that the effect is not ideal for super heavy oil (viscosity is more than 50 000 mPa·S), the compound injection is not suitable for this kind of reservoir. For heavy oil with viscosity less than 5 0000 mPa·S, the compound injection can improve the effect of steam injection alone. At the same time, the combination mode of the injection agents and the specific combination parameter values have been obtained, which has important guiding significance to the development of actual oil reservoir.

heavy oil; composite throughput; viscosity reducer; physical simulation

TE 357

A

1671-0460（2016）09-2109-04

2016-08-18

董志強（1990-），男，湖北省荊州市人，現(xiàn)就讀于長江大學石油工程學院，在讀碩士研究生，研究方向：油氣田開發(fā)。E-mail：359137027@qq.com。