胡廣杰

中國石化油田勘探開發(fā)事業(yè)部

塔河稠油埋藏深達5 000～7 000 m,前期采用井筒摻稀油降黏生產(chǎn)。隨著稠油產(chǎn)量上升,稀油資源不足,無法滿足稠油摻稀的開采需求。塔河油田稠油和天然氣資源豐富,如何在油價低迷形勢下將天然氣應用于稠油開采,降低生產(chǎn)成本,提高稠油開采效益是稠油開發(fā)的關鍵問題[1-4]。高壓下氣體在原油中的溶解度以及氣液平衡條件下原油的黏度、密度對于油藏注氣強化開采條件的優(yōu)選至關重要[5-8]。學者針對單一氣體如CO2、N2、CH4等進行了研究[8-11]。韓布興等[12]在70～200 ℃、0～10 MPa時進行了CO2、N2、CH4在克拉瑪依九區(qū)稠油中的溶解實驗研究,討論了氣體溶解度、氣體飽和稠油的黏度和密度與溫度、壓力之間的關系;潘竟軍等[13]在18～65 ℃、0～10 MPa時測定了CO2、CH4、C2H6和混合氣在新疆風城稠油中的溶解度及溶解平衡條件下稠油的黏度、密度,并對它們之間的關系進行了關聯(lián)。由于實驗裝置和實驗條件限制,目前有關原油溶解天然氣性質(zhì)的研究,主要采用稀油作為油相,建立的數(shù)學模型也是在常溫常壓實驗基礎上推導而來,缺乏對高溫高壓條件下稠油注氣后密度變化規(guī)律的量化研究和相關模型建立,與實際稠油生產(chǎn)條件相差較遠,難以用于指導稠油注氣開采工藝進一步優(yōu)化。

研究了高溫高壓條件下塔河超稠油加注天然氣后混合密度的變化規(guī)律,修正了適用于不同溫度、壓力下稠油注天然氣混合密度計算模型,為超稠油的注氣開采提供了理論依據(jù)。

1 儀器及材料

1.1 儀器

高溫高壓流變儀(Haake Mars Ⅲ型),高溫高壓配樣器。

1.2 材料

塔河稠油,塔河中質(zhì)油,天然氣。

2 實驗方法

2.1 原油加注天然氣混合密度實驗研究

實驗裝置流程如圖1所示。

原油注天然氣溶氣密度的測量步驟如下:將原油注入儲油筒中,將天然氣注入儲氣筒中,設置系統(tǒng)所需溫度,恒定1 h后,利用恒速恒壓計量泵將一定質(zhì)量(m)的原油和一定壓力的天然氣輸送至高溫高壓配樣器中,通過活塞位移控制配樣器內(nèi)的壓力,靜置至壓力不再變化即達到了油氣溶解平衡。記錄位移傳感器數(shù)據(jù),并根據(jù)飽和溶氣原油的掛壁高度得到溶氣后的原油體積V,根據(jù)密度公式ρ=m/V計算得出在一定溫度和壓力條件下原油注天然氣的飽和溶氣密度。

2.2 原油黏度測量

參照SY/T 5887—2002《原油降凝劑效果評定方法》和SY/T 0520—2008《原油黏度測定旋轉黏度計平衡法》測定稠油的黏度,測定溫度為50～90℃,所用稠油采自塔河油田。

3 結果與討論

3.1 原油黏溫和密溫性質(zhì)

通過Haake MarsⅢ高溫高壓流變儀和石油密度計,研究稠油、中質(zhì)油黏度和密度隨溫度變化規(guī)律,結果見圖2。

由圖2可看出:溫度升高,原油黏度減小,溫度與黏度呈非線性關系,稠油在50～110 ℃下黏度為34 190.2～465.3 mPa·s,中質(zhì)油在50～110 ℃下黏度為4 139.8～56.3 mPa·s;溫度越高,原油密度越小,呈線性關系,稠油在50 ℃～110 ℃下密度為0.959～0.926 g/cm3,中質(zhì)油在50～110 ℃下密度為0.942～0.914 g/cm3。

3.2 原油注天然氣混合密度實驗研究

用高溫高壓設備,研究不同溫度(50 ℃、70 ℃、90 ℃、110 ℃)下稠油和中質(zhì)油注天然氣混合密度隨溶解氣油比(Vg/Vo)的變化規(guī)律,結果見圖3和圖4。

由圖3和圖4可看出,恒溫條件下,原油注天然氣混合密度隨溶解氣油比的增大而減小。這是由于氣體分子溶解到原油中,使原油分子間距增大,從而使原油密度降低。

為對比中質(zhì)原油與稠油密度受溶解氣影響的大小,研究了不同稀稠比(m稀/m稠)混合油(0.5∶1、1.0∶1、2.0∶1、2.5∶1)在50 ℃條件下,起始壓力分別為8 MPa、13 MPa、18 MPa、25 MPa時的注氣混溶黏度。根據(jù)對不同稀稠比混合油注氣混溶實驗結果,繪制曲線圖,如圖5所示。

從圖5可看出,起始壓力越高,氣體在混合油中最大溶解氣量越大。同一起始壓力下,稀稠比越大,混合油最大溶解氣油比越高。這是因為稀稠比越大,混合油中的輕組分越多,原油中溶解氣體的主要成分為飽和烴和芳烴,膠質(zhì)、瀝青質(zhì)對氣體的溶解可以忽略。根據(jù)相似相溶原理,混合油中的輕組分越多,混合油中溶解的氣體越多。

3.3 原油注天然氣混合密度模型建立

由于原油溶解天然氣的復雜性,在原油注氣密度計算方面多采用以實驗為基礎的經(jīng)驗公式。目前國內(nèi)外對于原油注氣密度的研究較少,廣泛應用的原油注氣密度計算模型為Obomanu模型[14]。Obomanu引入原油密度、天然氣密度以及天然氣在原油中的溶解度,在大量實驗數(shù)據(jù)的基礎上建立了一種計算原油注氣密度的相關經(jīng)驗公式,可用于計算井筒條件下的原油注氣密度,見式(1)。

式中:d為原油注氣密度,g/cm3;d0為地層溫度下脫氣原油密度,g/cm3;dg為天然氣密度,g/cm3;RS為溶解度,g/L。

本實驗進行了50～110 ℃、0～50 MPa條件下的稠油注氣實驗,通過將Obomanu模型與塔河稠油注氣密度實驗數(shù)據(jù)進行擬合,得到修正模型中的常系數(shù),建立了適用于塔河稠油的注天然氣密度修正模型,見式(2)。

在溫度分別為50℃、70℃、90℃、110℃時,根據(jù)稠油(TH12340)和中質(zhì)油(TH10270)注天然氣密度實驗數(shù)據(jù),采用修正模型對密度數(shù)據(jù)進行擬合。與Obomanu公式計算的對比結果見圖6和圖7。

由圖6和圖7可看出,Obomanu公式與實際測量得到的原油注天然氣密度數(shù)據(jù)吻合度較低,隨著溶解氣油比的增大,Obomanu公式計算值與實際測量得到的密度數(shù)據(jù)誤差也增大。這是因為Obomanu公式是在壓力較低和溶解氣油比較低的實驗數(shù)據(jù)的基礎上建立起來的,缺少高壓條件下實驗數(shù)據(jù)的校正,沒有考慮到高壓條件下壓力對原油注氣密度的影響規(guī)律,壓力越高,原油注氣密度的降低幅度越小,Obomanu公式的計算值越偏離實驗數(shù)據(jù),因此,不適用于高壓和高氣油比條件。采用Obomanu公式得到的相關系數(shù)R2為0.670 3～0.769 2,采用修正公式得到的相對誤差率R2為0.985 2～0.998 9,修正模型與實際測量得到的密度數(shù)據(jù)擬合度明顯提高,低壓和高壓環(huán)境均適用。

3.4 原油注天然氣平衡壓力-原油密度-平衡氣油比關系圖版

根據(jù)稠油、中質(zhì)油在不同溫度(50 ℃、70 ℃、90℃、110℃)和不同氣油比條件下測量的原油注氣黏度及密度修正關系公式,建立了50℃時原油注天然氣平衡壓力-原油密度-平衡氣油比關系圖版,結果見圖8。

根據(jù)圖8,可以直接查得50 ℃時不同密度原油在不同壓力下的平衡氣油比。通過明晰不同密度原油在不同壓力下的溶解氣油比,可計算出原油溶氣后的密度和黏度,同時根據(jù)總的注氣量減去溶解的氣體量,可計算出井筒中游離氣油比。綜合分析溶氣原油的密度、黏度以及氣液流動型態(tài),可預測注氣后原油的井筒舉升壓降,從而為明確最優(yōu)注氣比提供更為直接的手段和方法。

4 結論

(1)研究了溶解氣油比和原油脫氣黏度對原油注天然氣混合密度的影響。恒溫條件下,原油注天然氣混合密度隨溶解氣油比的增大呈近似線性規(guī)律降低。氣油比每增大20∶1,稠油密度約降低1.73%,中質(zhì)油密度約降低2.32%。

(2)通過將應用較廣泛的Obomanu模型與稠油溶氣后的密度實驗數(shù)據(jù)進行擬合,得到適用于塔河稠油溶解天然氣密度計算模型的常系數(shù)值,相對誤差率為0.985 2～0.998 9,低壓和高壓環(huán)境均適用。

(3)建立了原油注天然氣平衡壓力-原油密度-平衡氣油比關系圖版。根據(jù)圖版,可以直接查得50℃時原油在不同密度、壓力下的溶解氣油比,為預測注氣后原油井筒舉升壓降、明確最優(yōu)注氣比提供了更為直接的手段和方法。