趙明國， 張成君， 陳明明， 王 鵬， 高立明

(1.東北石油大學(xué)提高采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，黑龍江大慶 163318； 2.哈爾濱理工大學(xué)工程訓(xùn)練中心，黑龍江哈爾濱 150080；3.中國石化勝利石油工程有限公司井下作業(yè)公司，山東東營 257000)

不同非凝析氣對稠油高壓物性的影響

趙明國1， 張成君1， 陳明明2， 王 鵬1， 高立明3

(1.東北石油大學(xué)提高采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，黑龍江大慶 163318； 2.哈爾濱理工大學(xué)工程訓(xùn)練中心，黑龍江哈爾濱 150080；3.中國石化勝利石油工程有限公司井下作業(yè)公司，山東東營 257000)

QHD33-1南油田是一個(gè)已勘探發(fā)現(xiàn)但尚未動(dòng)用的稠油油田，跟以往稠油油田開發(fā)不同，油田立足于以熱采開發(fā)方式為主的前期開發(fā)，熱采開發(fā)方案設(shè)計(jì)需要大量的室內(nèi)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)?；谑覂?nèi)物理模擬，采用高溫高壓實(shí)驗(yàn)儀器，開展了多種非凝析氣對稠油高溫高壓熱物性影響的研究。結(jié)果表明，QHD33-1南油田稠油在相同溫度和壓力下溶解CO2與油體積比明顯高于N2，溶解CO2的降黏率可達(dá)30%～90%，溫度越低，壓力越大，溶解CO2的降黏作用越明顯；在實(shí)驗(yàn)溫度和壓力下溶解N2降黏幅度均低于20%；煙道氣的溶解能力及降黏效果高于N2，低于CO2。

非凝析氣； 稠油； 降黏率； 體積比

多元熱流體吞吐技術(shù)作為目前海上應(yīng)用規(guī)模較大的稠油熱采技術(shù)，在海上應(yīng)用中取得了較好的開發(fā)效果[1-2]，且熱水/蒸汽+煙道氣(N2/CO2)的開采理念符合目前行業(yè)發(fā)展趨勢[3-4]，2008年在南堡35-2油田首次開展了海上多元熱流體吞吐試驗(yàn)，隨后成功實(shí)施了多口井，并于2010年在渤海PL9-B井進(jìn)行了多元熱流體吞吐探井測試，取得了顯著的增產(chǎn)效果[5]。2008年在渤海N油田先導(dǎo)實(shí)驗(yàn)證明，與冷采相比，多元熱流體吞吐提高產(chǎn)能近2倍左右[6-8]。QHD33-1南油田是一個(gè)已勘探發(fā)現(xiàn)但尚未動(dòng)用的稠油油田，跟以往稠油油田開發(fā)不同，QHD33-1南油田立足于在開發(fā)前期即考慮熱采開發(fā)方式。油田的熱采開發(fā)方案設(shè)計(jì)[9-10]，需要大量的室內(nèi)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)。本文以QHD33-1南油田原油為樣品，在油田原油基本物性測定的基礎(chǔ)上，用不同種類的非凝析氣進(jìn)行了注氣膨脹模擬試驗(yàn)，對比注氣后的原油主要物性參數(shù)變化，研究分析了N2、CO2、煙道氣對稠油高溫高壓物性(PVT物性)的影響，為QHD33-1南油田開發(fā)方案的制定提供室內(nèi)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)支持[11-12]。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1實(shí)驗(yàn)材料

實(shí)驗(yàn)用油：QHD33-1井地面原油。按照SY/T 6315—2006(稠油油藏高溫相對滲透率及驅(qū)油效率的測定方法)標(biāo)準(zhǔn)要求，實(shí)驗(yàn)前采用蒸餾法將稠油在120 ℃下進(jìn)行脫水處理，對脫水處理后的油再通過含水分析儀測定含水率為0.3%(達(dá)到中海油研究院要求的含水率低于0.5%)。

實(shí)驗(yàn)氣樣：根據(jù)勝利油田地質(zhì)院和中國石油勘探開發(fā)研究院地層氣氣相色譜分析結(jié)果配制模擬地層氣，其組成見表1。

表1 模擬地層氣的組成Table 1 The composition of simulated formation gas %

1.2實(shí)驗(yàn)方法

參照標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5542—2009(油氣藏流體物性分析方法),向模擬油藏的PVT筒內(nèi)轉(zhuǎn)入一定量的脫氣稠油，然后，在模擬油藏原始壓力下根據(jù)地層溶解油與氣體積比確定注入地層氣量，均勻混合后，測出模擬地層油飽和壓力、溶解氣與油體積比、黏度等參數(shù)。模擬油高壓物性參數(shù)見表2。

在設(shè)計(jì)壓力水平下通過中間容器向PVT筒注入的非凝析氣為N2、CO2或煙道氣，攪拌均勻后測定注入非凝析氣后地層油的飽和壓力，并進(jìn)行單次脫氣，測定地層油的氣與油體積比、體積系數(shù)、黏度等參數(shù)。高壓物性實(shí)驗(yàn)裝置流程如圖1所示。

圖1 高壓物性實(shí)驗(yàn)裝置流程圖

Fig.1TheflowchartofthePVTexperiment

在模擬實(shí)驗(yàn)溫度和壓力下，鋼球在盛有飽和氣體稠油的落球黏度計(jì)中自由下落，通過記錄鋼球的下落時(shí)間，由式(1)計(jì)算原油的黏度：

(1)

式中，μ為原油黏度，mPa·s；t為鋼球下落時(shí)間，s；ρ1、ρ2為鋼球和原油的密度，g/cm3；k為黏度計(jì)常數(shù)，與鋼球的尺寸及密度有關(guān)。

2 結(jié)果與討論

2.1地層模擬油配制實(shí)驗(yàn)結(jié)果及分析

采用法國產(chǎn)PVT140/1500FV分析儀測定了QHD33-1南油田稠油的飽和壓力、體積系數(shù)和溶解氣與油體積比等,數(shù)據(jù)與中石油勘探開發(fā)研究院和勝利油田地質(zhì)院測定結(jié)果對比如表2所示。由表2可知，實(shí)驗(yàn)測定的飽和壓力與中石油勘探開發(fā)研究院測定結(jié)果的差別為1.9%，與勝利油田地質(zhì)院的差別為2.8%；溶解氣與油體積比的差別分別為1.0%和4.0%；體積系數(shù)的差別分別為0.8%和1.2%；51 ℃時(shí)黏度差別分別為1.9%和3.3%。

表2 地層模擬油配制參數(shù)測定結(jié)果Table 2 The determination results of the reservoir simulation oil’s parameters

注：①、②為實(shí)驗(yàn)合作單位提供的數(shù)據(jù)。

2.2氣體類型對稠油PVT特性影響

2.2.1 CO2體系 圖2為不同溶解CO2與油體積比情況下飽和壓力與體系黏度的變化。從圖2中可以看出，在相同溫度下，溶解CO2體積越多，飽和壓力就會越高，即溶解CO2與油體積比隨著壓力的增大而增大，51 ℃、20 MPa時(shí)溶解CO2與油體積比為46.5，10 MPa時(shí)溶解CO2與油體積比為18.9，溶解CO2與油體積比隨著壓力增大而增大的趨勢非常明顯。

圖2 不同溶解CO2與油體積比下飽和 壓力與體系黏度變化

Fig.2TherelationshipbetweensaturationpressureandviscositywithdifferentvolumeratioCO2-oil

在相同溫度下，稠油與CO2體系的黏度隨著溶解CO2與油體積比增大而明顯減小。51 ℃時(shí)，當(dāng)溶解CO2與油體積比由18.9升至46.5時(shí)，體系黏度由272 mPa·s降至54.3 mPa·s，降黏率(與未加入非凝析氣的稠油黏度相比)由29.9%提高至86.0%，隨著溫度增加，稠油黏度降低，但降黏率減小。相同溫度下，增大溶解CO2與油體積比降黏幅度增大。

2.2.2 N2體系 在不同溶解N2與油體積比下，飽和壓力與體系黏度變化情況如圖3所示。從圖3中可以看出，相同壓力下稠油溶解N2與油體積比隨著溫度的升高而減小，如20 MPa、150 ℃時(shí)溶解N2與油體積比為7.7，比51 ℃時(shí)的12.5降低了38.4%，不同溫度和壓力下溶解N2降黏幅度均低于20%。

圖3 不同溶解N2與油體積比下飽和壓力與體系黏度變化

Fig.3TherelationshipbetweensaturationpressureandviscositywithdifferentvolumeratioN2-oil

2.2.3 煙道氣體系 煙道氣主要由N2和CO2組成，實(shí)驗(yàn)中所用煙道氣為混合氣體，其中V(N2)/V(CO2)=4∶1。不同溶解N2+CO2與油體積比下，飽和壓力與體系黏度變化如圖4所示。從圖4中可以看出，溶解N2+CO2與油體積比也隨著壓力的增大而增大，相同壓力下稠油溶解N2+CO2與油體積比隨著溫度的升高而減小，150 ℃、20 MPa時(shí)溶解N2+CO2與油體積比降為9.6，比51 ℃時(shí)的14.2降低了32.4%。溶解N2+CO2的降黏率在20 MPa時(shí)最高，降黏率為13.3%～34.0%。

圖4 不同溶解N2+CO2與油體積比下飽和壓力與體系黏度變化

Fig.4TherelationshipbetweensaturationpressureandviscositywithdifferentvolumeratioN2+CO2-oil

2.2.4 不同非凝析氣的比較 對于QHD33-1南油田稠油來說，51 ℃、20 MPa時(shí)溶解CO2與油體積比明顯高于N2與煙道氣，是N2的3.7倍，煙道氣的3.2倍。與N2和煙道氣相比，CO2具有更高的溶解度。在實(shí)驗(yàn)溫度(51～150 ℃)和壓力(≤20 MPa)下溶解CO2的降黏效果明顯好于N2與煙道氣，降黏率高達(dá)86%，而N2的降黏率為19.54%，煙道氣為34%，主要原因在于CO2使原油體積膨脹、降低界面張力、對稠油膠體體系的破壞作用等，N2與CO2相比，黏度小，密度較小，在油中的溶解性也很弱。QHD33-1南稠油溶解N2+CO2與油體積比與N2接近，51 ℃、20 MPa時(shí)溶解N2+CO2與油體積比為14.2，略高于N2(12.5)；不同溫度和壓力下稠油與N2+CO2體系的黏度介于N2和CO2體系之間，更接近于N2。就注非凝析氣提高采收率而言，由于CO2有更高的溶解度，更好的降黏效果，建議采用CO2。

3 結(jié)論

(1) 對于QHD33-1南油田稠油來說溶解CO2與油體積比可達(dá)45以上，溶解CO2的降黏作用明顯，降黏率可達(dá)30%～90%，溫度越低、壓力越大，溶解CO2的降黏作用越明顯。

(2) 在實(shí)驗(yàn)溫度(51～150 ℃)和壓力(≤20 MPa)下，溶解N2與油體積比小于12.5，溶解N2降黏幅度低于20%；溫度越高，溶解N2與油體積比越小；溶解N2的降黏效果較差，降黏率最高為19.54%。

(3) N2+CO2的溶解能力及降黏效果高于N2，低于CO2，實(shí)驗(yàn)條件下溶解N2+CO2與油體積比最高為14.2，溶解N2+CO2的降黏率為13.3%～34.0%。

(4) QHD33-1南油田立足于在開發(fā)前期即考慮熱采開發(fā)方案，不同溫度和壓力下非凝析氣與模擬稠油的實(shí)驗(yàn)結(jié)果為方案的設(shè)計(jì)提供了有效的數(shù)據(jù)依據(jù)，由于CO2與N2、煙道氣相比具有更好的溶解能力，降黏率更高達(dá)86%，因此在注氣選擇時(shí)推薦選用CO2氣體。

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(編輯 宋官龍)

The Influence of Different Non-Condensate Gas on High Pressure Property of Heavy Oil

Zhao Mingguo1, Zhang Chengjun1, Chen Mingming2, Wang Peng1, Gao Liming3

(1.ImprovedRecoveryKeyLaboratoryoftheMinistryofEducation,NortheastPetroleumUniversity,DaqingHeilongjiang163318,China; 2.EngineeringTrainingCenter,HarbinUniversityofScienceandTechnology,HarbinHeilongjiang150080,China; 3.DownholeOperationCompany,SinopecShengliPetroleumEngineeringCompany,DongyingShandong257000,China)

The southern part of Qinhuangdao 33-1 oil field is a heavy oil field which has not been exploited. The mode of thermal recovery is considered unusually in the early of exploitation. The design of thermal recovery mode depends on mass experimental data. Based on the indoor physical simulation, the influence of different non-condensate gas on high temperature and high pressure property of heavy oil is studied with a set of experiment instrument which support high temperature and high pressure. The results show that the volume ratio of CO2dissolved in heavy oil of the southern part of Qinhuangdao 33-1 oil field is higher than N2obviously, and the reduction rate of CO2is 30%～90%. The lower temperature and greater pressure make CO2reduce the viscosity of heavy oil more effectively. In different experiment temperature and pressure conditions, the N2viscosity reducing extent is lower than 20%, and the dissolving capacity and viscosity reducing effect of flue gas is between N2and CO2.

Non-condensate gas; Heavy oil; Viscosity reduction rate; Volume ratio

2014-04-29

：2014-05-28

國家科技重大專項(xiàng)“CO2提高油田動(dòng)用率和采收率技術(shù)”(2008zx05016-004)。

趙明國(1963-)，男，博士，教授，從事提高油氣采收率技術(shù)與低滲透油田開發(fā)技術(shù)研究；E-mail: zhaomingguo63@163.com。

1006-396X(2014)05-0058-04

TE347

： A

10.3969/j.issn.1006-396X.2014.05.013