李鵬華, 李兆敏, 李賓飛, 李巖濤, 楊風(fēng)軍

(1.中國石油與天然氣勘探開發(fā)公司,北京 100034; 2.中國石油大學(xué)石油工程學(xué)院,山東青島 266555; 3.中石化管道局聊城輸油處,山東聊城 252000)

封閉油藏注氣增能降粘提高采收率研究

李鵬華1, 李兆敏2, 李賓飛2, 李巖濤3, 楊風(fēng)軍3

(1.中國石油與天然氣勘探開發(fā)公司,北京 100034; 2.中國石油大學(xué)石油工程學(xué)院,山東青島 266555; 3.中石化管道局聊城輸油處,山東聊城 252000)

封閉油藏主要靠油藏自身的彈性能開采,能量衰竭很快。向地層注入CO2或煙道氣,可以增加封閉油藏的壓力,補(bǔ)充地層彈性能。利用高溫高壓PV T設(shè)備,把注入煙道氣或者CO2和稠油充分混合,測得1 MPa到7 M Pa條件下的煙道氣或者CO2稠油的粘度和體積系數(shù)。并用巖心實驗?zāi)M注入煙道氣或者CO2的稠油壓力衰竭開采過程。實驗表明,CO2和煙道氣在原油中有很好的降粘能力,40℃、7 M Pa條件下分別飽和CO2和煙道氣,飽和CO2原油的粘度降低幅度超過95%,體積膨脹15%;飽和煙道氣的原油粘度降低38.1%,體積膨脹4.9%。壓力衰竭實驗表明,注入段塞的大小0.4 PV為宜;三輪次注氣增能降粘CO2能采出57.84%的原油;煙道氣能采出43.99%原油;水驅(qū)后注氣增能分別能提高采收率17.31%、13.29%。

封閉油藏; CO2; 煙道氣; 增能降粘; 壓力衰竭

封閉油藏在開采過程中無能量補(bǔ)給或者補(bǔ)給有限,主要依靠油藏自身的膨脹能來驅(qū)替原油,油藏壓力下降快,一次采收率低[1]。CO2和煙道氣溶解于原油中使其體積膨脹,粘度降低[2]。Raj K[3]比較了CO2、煙道氣和采出氣在稠油中的溶解性能; Srivastava R K等[4]用CO2驅(qū)替實驗來研究CO2提高稠油采收率能力;Simon R[5]進(jìn)行了CO2溶解于稠油的實驗;M iller J S A[6]考察了來自加州Cat Canyon油田、W ilmington油田和堪薩斯州的Densmore油田的4種不同性質(zhì)的稠油溶解CO2能力,以及油氣混合物的膨脹系數(shù)和粘度。遼河油田把CO2和蒸汽結(jié)合起來開采超稠油油藏[7]。注入的CO2和煙道氣可以增加封閉油藏的壓力,補(bǔ)充地層彈性能;并且油藏條件下CO2和煙道氣在壓力衰竭過程中逐漸從原油中析出來,聚集在油藏的高部位,為油藏提高一個類似于氣頂油藏的氣頂驅(qū)。油藏壓力衰竭速度減緩,采收率有一定的提高。本文針對封閉油藏?zé)o能量補(bǔ)充的特點(diǎn),設(shè)計了注氣增能降粘壓力衰竭開采實驗,以此來分析注氣增能降粘開采封閉稠油油藏的可行性。

1 注氣對原油物性的影響

1.1 實驗儀器及材料

實驗儀器由高壓PV T儀(包括二氧化碳?xì)馄?、恒溫控制系統(tǒng)、落球式粘度計)、容氣瓶、泵等儀器組成,見圖1。

Fig.1 PVT physical property analyzing apparatus圖1 PV T物性分析裝置

選用的油樣為某采油廠脫氣稠油樣,密度0.983 g/cm3,粘度(40℃)2 246 m Pa·s。測試溫度為40℃。

1.2 實驗方法

把一定比例的模擬煙道氣(CO2和N2體積分?jǐn)?shù)分別為15%和85%)和高純度CO2(純度大于99%)分別和預(yù)先配制的原油裝入PV T筒中混合并不斷攪拌使其混合均勻,在設(shè)定40℃溫度下恒溫4 h。通過移動活塞來改變筒內(nèi)油氣混合物的體積(同時亦改變了壓力),把一系列對應(yīng)的體積和壓力繪于坐標(biāo)紙上,曲線拐點(diǎn)處所對應(yīng)的壓力為該CO2或者煙道氣含量下的飽和壓力;之后增加筒內(nèi)氣體含量,再測出新的氣體含量下的飽和壓力曲線。測量不同飽和壓力下相應(yīng)的體積系數(shù)和粘度[8-9]。參照石油天然氣行業(yè)地層原油物性分析方法:SY/T 5542-2000。

2 注氣增能降粘巖心衰竭實驗

2.1 實驗儀器及材料

實驗儀器包括:ISCO泵、閥門、中間容器、恒溫箱、手搖泵、電子天平、氣體流量計、長巖心填砂管(2.5 cm×30 cm)及高壓細(xì)管等。填充好石英砂后,水測滲透率,基本參數(shù)如表1所示。原油性質(zhì)與實驗1相同。實驗溫度40℃。

表1 填砂管基本參數(shù)Table 1 Sand pipe basic parameters

2.2 實驗流程及步驟

注氣增能壓力衰竭實驗流程如圖2所示。水測滲透率后飽和原油,關(guān)閉出口閥,注原油憋壓至注入壓力為8 M Pa,記錄注入原油的量。按表2方案分別注入模擬煙道氣(CO2和N2體積分?jǐn)?shù)分別為15%和85%)和高純度CO2(純度大于99%),注入速度0.4 m L/min;封閉填砂管并靜置48 h;將與手搖泵連接的出口端打開,控制采油速度(采油速度: 0.1 m L/min);計量一段時間內(nèi)采出的油量和氣量;重復(fù)上述采油及計量過程,直至出口壓力至大氣壓。巖心5、10在第1輪次壓力衰竭后,再分別注入0.4 PV氣體,如此重復(fù)三個輪次。

Fig.2 Pressure depletion experiment scheme by in jecting gas to increase energy圖2 注氣增能壓力衰竭實驗流程

表2 注氣增能壓力衰竭實驗方案Table 2 Pressure depletion experiment plan by in jecting gas to increase energy

3 水驅(qū)后注氣增能降粘衰竭實驗

3.1 實驗儀器及材料

實驗儀器和材料與注氣衰竭實驗相同。注入水礦化度4.587×10-3,粘度1 m Pa·s。

3.2 實驗流程及步驟

按圖2連接流程,水測滲透率后飽和原油,水驅(qū)至出口含水率98%;關(guān)閉出口閥,注水憋壓至注入壓力為8 M Pa,記錄注入原油的量。分別往巖心13、14注入煙道氣和CO2各0.4 PV;注入速度0.4 mL/min;封閉填砂管并靜置48 h;將與手搖泵連接的出口端打開,控制采油速度(采油速度:0.1 m L/ min);計量一段時間內(nèi)采出的油量和氣量;重復(fù)上述采油及計量過程至出口壓力為大氣壓。

4 結(jié)果與討論

4.1 注氣后體積系數(shù)和粘度與飽和壓力的關(guān)系

圖3顯示注入CO2和煙道氣后體積系數(shù)和粘度與飽和壓力的關(guān)系。由圖3(a)可以看出,注入CO2和煙道氣后都使原油的體積膨脹,40℃、7 M Pa條件下飽和氣體,飽和CO2原油的體積系數(shù)變化較大,原油體積系數(shù)達(dá)到1.15,但低于輕質(zhì)原油的同條件下的體積系數(shù)[10]。這是由于稠油的重度高,溶解CO2的能力低于輕質(zhì)原油,CO2溶解能力越強(qiáng),地層油體積膨脹越多,地層油的彈性能量增加越多,增油效果越明顯;相同條件下,原油溶解煙道氣的體積系數(shù)為1.049。由圖3(b)可見,加入CO2可以使原油粘度快速下降,并且初期變化幅度大于后期。1 M Pa飽和壓力下飽和CO2,粘度從2 246 m Pa·s降低到1 468 m Pa·s,降幅34.6%,7 M Pa飽和壓力下飽和CO2,粘度降低95%以上,降低比率小于前期。并且CO2對稠油的降粘能力大于對一般原油的降粘能力,一般原油溶解CO2后粘度最低只能降到原始值的1/10[11]。這是因為溶解CO2后的原油分子間力相對原系統(tǒng)發(fā)生了變化,由原來的液液分子間力變?yōu)橐簹夥肿娱g力,稠油膠質(zhì)、瀝青質(zhì)大分子層狀結(jié)構(gòu)在溶解CO2后遭到破壞,分子間力同時也極大地減小,故其粘度降低程度更為明顯。相對來說,加入煙道氣后,原油的粘度降低幅度不如CO2,而且粘度下降速度正比于加入氣體量;7 M Pa飽和壓力下飽和煙道氣,粘度的降低幅度為38.1%。這是由于煙道氣中的N2在原油中溶解度小,對降粘作用較小。

Fig.3 Relationship between volume and factor viscosity and saturated pressure圖3 體積系數(shù)和粘度與飽和壓力的關(guān)系

4.2 注氣段塞大小與采收率關(guān)系

注氣段塞大小與采收率關(guān)系實驗結(jié)果見表3。注氣段塞從0.3 PV到0.6 PV,從表3中可以看出:不論是注CO2還是注煙道氣,隨著注氣體積的增加,衰竭開采的采收率提高。但增加幅度不同,注CO20.3 PV的采收率為20.15%,0.4 PV時提高到25.21%,增幅5.06%,隨后每增加0.1 PV,采收率提高分別是0.95%、0.60%。增幅明顯減小。同樣,注煙道氣0.3 PV時采收率14.17%,隨后每增加0.1 PV采收率增加幅度分別為4.09%、0.90%和0.50%;與注CO2的變化規(guī)律相似?？梢娮O2或者煙道氣的注氣段塞大小為0.4 PV較合適,隨后增加注氣段塞,采收率有增加,但幅度不大。

壓力衰竭實驗采收率和GOR曲線見圖4。從圖4可以看出,注CO2增能衰竭過程明顯可以分成3個過程。第1階段是從起始壓力降低到泡點(diǎn)壓力附近。該階段屬于彈性驅(qū)動,采收率與壓力成線性關(guān)系;產(chǎn)出油量是由于壓力下降,原油的體積膨脹而得到的。系統(tǒng)壓力仍高于原油的泡點(diǎn)壓力,氣體仍保持溶解狀態(tài),采收率低,汽油體積比低。該階段注CO2三輪次采收率分別為1.53%、1.11%、0.93%,壓力從初始壓力到8 M Pa附近。第2階段采收率大幅上升,并且與壓力成近似的線性關(guān)系,但是氣油體積比保持在低值。說明壓力低于泡點(diǎn)壓力,溶解氣體逐漸析出,但是速度非常緩慢,該階段內(nèi)沒有形成連續(xù)的氣相,氣油體積比仍保持較低水平。該階段主要驅(qū)動能量為氣體膨脹能,所以產(chǎn)油量上升較快。三輪次采收率分別為21.45%、15.51%、8. 99%,壓力從8 M Pa到5 M Pa左右。在階段結(jié)束點(diǎn)時,氣體才逐漸增多,顯現(xiàn)出脫氣效應(yīng),但強(qiáng)度仍弱于常規(guī)原油脫氣,該點(diǎn)可看作“擬泡點(diǎn)”。第3階段是“擬泡點(diǎn)”之后的階段。該階段GOR顯著增大,大量產(chǎn)出氣體,而采收率增幅減小并趨于水平?？梢哉J(rèn)為在該階段,模型內(nèi)的溶解氣體大量析出、聚并而形成連續(xù)相,占據(jù)了流動空間,采收率增幅不大。三輪次采收率分別為3.66%、2.07%、1.84%。

同樣,可以看出注入煙道氣衰竭過程中沒有出現(xiàn)第1個過程。這說明40℃下,煙道氣在這種原油內(nèi)的泡點(diǎn)壓力高于10 M Pa。但是第2階段和第3階段也很明顯。第1輪注煙道氣增能后在衰竭開采采收率為1 9.2 3%,比同輪次注CO2采收率低7.41%;第2輪注煙道氣增能后在衰竭開采采收率為15.05%,比同輪次注CO2采收率低3.64%;第3輪注煙道氣增能后在衰竭開采采收率為9.71%,比同輪次注CO2采收率低2.81%。注入三輪次的CO2和煙道氣后,衰竭開采都可以采出部分原油,并且采收率遞減;三輪次總采收率分別為57.84%和43.99%。

表3 注氣段塞體積與采收率關(guān)系Table 3 Relationship between slug PV and oil recovery

4.3 水驅(qū)后注氣增能壓力衰竭采收率

水驅(qū)后注氣增能壓力衰竭采收率見表4。從表4可以看出,水驅(qū)后,注入氣體增能降粘能提高水驅(qū)后稠油的采收率。注CO2的增能降粘可以提高采收率17.31%,注煙道氣可以提高采收率13.29%。并且衰竭過程與實驗2相似,這說明原油中水的含量對CO2泡點(diǎn)壓力影響不大。

Fig.4 Oil recovery curve and GOR curve of three runs pressure depletion experiment圖4 三輪次壓力衰竭實驗采收率和GOR曲線

表4 水驅(qū)后注氣增能壓力衰竭采收率Table 4 Oil recovery of pressure depleted experiment by in jecting gasafter water flooding

綜上,封閉油藏開采壓力衰竭快,通過注入CO2或者煙道氣能增加稠油體積系數(shù)的同時降低稠油的粘度。這樣可以提高整個油藏體系的能量,注入的氣體降低了稠油的粘度,這樣稠油更容易被開采出來,后續(xù)開采時,注入氣體從稠油中分解出來,聚集在油藏的高部位,提高氣頂能量,減緩油藏體系的壓力衰減。這樣封閉稠油油藏的采收率提高。

室內(nèi)注氣吞吐實驗表明,注入CO2或者煙道氣可以顯著提高封閉稠油油藏的采收率。整個壓力衰竭過程可以分為3個階段:原油體積膨脹采油階段,該階段依靠原油體積膨脹能驅(qū)替原油,采收率低, GOR低;氣體體積膨脹采油階段,該階段壓力低于泡點(diǎn)壓力,氣體從原油中析出,但速度慢,采收率上升快,但沒有形成連續(xù)的氣相,氣油體積比仍保持較低水平;“擬泡點(diǎn)”之后的階段,該階段GOR顯著增大,大量產(chǎn)出氣體,而采收率增幅減小并趨于水平。并且水驅(qū)后,注入CO2或者煙道氣也能提高封閉稠油油藏的采收率。

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(Ed.:YYL,Z)

Enhancing Bounded Reservoir Oil Recovery by Injecting Gas to Increase Energy and Decrease Viscosity

Bounded reservoir p roduced oilmainly by self-expanding energy,and p ressure decreases rapidly.It can increase bounded reservoir p ressure and formation expansion ability by injecting CO2o r flue gas.Injected flue gas,CO2and heavy oil into a HTHP PV T equipment,and measured it’s viscosity and volume facto rs in the condition 1 MPa to 7 MPa.Simulating heavy oil,after injected flue gas o r CO2,p ressure dep leted recovery p rocess by using co re huff and puff experiment. Experimental results show the CO2and flue gas dissolved in oil can greatly decrease oil viscosity.Oil viscosity,saturated CO2, decreased more than 95%,and volume expansion increased 15%in 40℃,7 M Pa condition;but in the same condition oil viscosity,saturated flue gas,decreased 38.1%,and volume expansion increased 4.9%.Pressure dep letion experiments show the injecting 0.4 PV gas is op timum.It can displace out 57.84%oil by injecting three runso.4 PV CO2;and get 43.99%by injecting three runs 0.4 PV flue gas.Oil recovery increases separately 17.31%,13.29%by injecting 0.4 PV CO2o r flue gas after water flooding.

Bounded reservoir;CO2;Flue gas;Increase energy and decrease viscosity;Pressure dep leted

.Tel.:+86-15698143396;fax:+86-546-62421053;e-mail:phl123450119@sina.com.cn

TE357.7

A

10.3696/j.issn.1006-396X.2010.04.013

1006-396X(2010)04-0056-04

2010-03-24

李鵬華(1979-),男,湖南郴州市,工程師,博士。

山東省自然科學(xué)研究基金資助課題(Y2006E11)。