陶 磊，李兆敏，程時(shí)清

(1.中國(guó)石油大學(xué)，北京 102249；2.中國(guó)石油大學(xué)，山東 青島 266580)

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超稠油三元復(fù)合吞吐技術(shù)研究與應(yīng)用

陶 磊1，李兆敏2，程時(shí)清1

(1.中國(guó)石油大學(xué)，北京 102249；2.中國(guó)石油大學(xué)，山東 青島 266580)

三元復(fù)合吞吐技術(shù)突破了勝利油田超稠油開發(fā)的瓶頸，實(shí)現(xiàn)了該類油藏的有效動(dòng)用。通過溶脹實(shí)驗(yàn)、流變性能實(shí)驗(yàn)和礦場(chǎng)效果分析，研究了三元復(fù)合吞吐技術(shù)提高采收率機(jī)理。結(jié)果表明：CO2能夠溶解于超稠油并使其產(chǎn)生膨脹，超稠油流變性能對(duì)溫度非常敏感，加熱、CO2和降黏劑三元素具有較好的協(xié)同作用，能夠大幅度降低原油黏度；提出了降黏倍率的概念，對(duì)超稠油降黏的表征更加直觀?，F(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用表明，回采過程中超稠油物理化學(xué)性質(zhì)改善，黏度降低，與常規(guī)蒸汽吞吐相比，其注汽質(zhì)量明顯改善，周期產(chǎn)量和油汽比大幅提升。該研究為其他油田超稠油的開采提供了借鑒。

超稠油；三元復(fù)合吞吐技術(shù)；流變性能；降黏倍率；CO2；降黏劑；勝利油田

引 言

超稠油又稱天然瀝青，是指在地層條件黏度大于50 000 mPa·s，密度大于0.98 g/cm3的原油[1]。勝利油田超稠油資源豐富，主要分布在鄭411、單113、坨826及草西南等區(qū)塊，其中原油黏度大于10×104mPa·s的原油儲(chǔ)量達(dá)到5 159×104t，占未動(dòng)用稠油儲(chǔ)量的38%，是勝利油田重要的儲(chǔ)量資源。由于超稠油黏度大、埋藏深、儲(chǔ)層薄等開發(fā)難題，這類油藏?zé)o法采用出砂冷采、露天開采、蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)等常規(guī)稠油開采方式進(jìn)行有效開采。針對(duì)上述情況勝利油田發(fā)展了超稠油三元復(fù)合吞吐技術(shù)，該技術(shù)集成了超稠油油溶性降黏劑降黏技術(shù)、CO2非混相驅(qū)油技術(shù)及稠油蒸汽吞吐技術(shù)，在勝利油田超稠油開采方面取得了突破，并進(jìn)行了大規(guī)模的應(yīng)用，應(yīng)用效果和經(jīng)濟(jì)效益顯著。

1 三元復(fù)合吞吐技術(shù)機(jī)理研究

1.1 CO2對(duì)超稠油溶解膨脹作用

三元復(fù)合吞吐技術(shù)中，CO2對(duì)超稠油的溶脹作用是其重要作用機(jī)理，利用稠油高溫高壓PVT物性分析儀研究了CO2對(duì)超稠油的溶解能力和膨脹能力。實(shí)驗(yàn)油樣取自水平井Z411-P2，50℃下原油黏度為252 000 mPa·s，密度為1.02 g/cm3，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如表1所示。

表1 不同溫度下CO2飽和壓力和體積系數(shù)

由表1可知：超稠油能夠溶解CO2且溶解后體積膨脹。勝利油田超稠油油藏的埋深一般為1 000 m以上，油藏壓力大于10 MPa，油藏溫度為60～75℃，油藏壓力下CO2的溶解度大于50 m3/m3，溶解CO2后原油體積系數(shù)大于1.14。CO2能夠溶解于超稠油的機(jī)理是萃取其中的輕質(zhì)組分，壓力越高萃取能力越強(qiáng)，溫度越高溶解CO2的超稠油體積系數(shù)越大。CO2對(duì)超稠油溶脹作用是三元復(fù)合吞吐技術(shù)提高采收率的重要機(jī)理，超稠油體積膨脹會(huì)增加地層彈性能量，增大驅(qū)替壓差，從而加快采油速度，延長(zhǎng)生產(chǎn)周期[1-2]。溶解CO2后的原油黏度大幅度降低[3]，同時(shí)油水間的界面張力明顯減小[4]，在實(shí)際生產(chǎn)中既能起到擴(kuò)大波及體積的作用，又兼具提高洗油效率的效果，從而可以大幅度的提高采收率。

1.2 三元復(fù)合吞吐改善流變性能研究

目前國(guó)內(nèi)外評(píng)價(jià)降黏能力的一個(gè)重要指標(biāo)是降黏率，即降黏后原油黏度降低的百分?jǐn)?shù)。勝利油田超稠油地層條件下的黏度一般大于10×104mPa·s，開采過程中需要大幅度降低原油黏度，此時(shí)用降黏率表述不夠直觀(例如降黏率為99.0%和99.9%，二者對(duì)應(yīng)的黏度相差較大，達(dá)到900 mPa·s)。因此引入降黏倍率的概念，即原油初始黏度與降黏后原油黏度的比值，按以下公式計(jì)算：

Y=X1/X2

(1)

式中：Y為降黏倍率；X1為原油初始黏度，mPa·s；X2為降黏后原油黏度，mPa·s。

通過蒸汽、CO2、降黏劑與鄭411塊超稠油不同組合的實(shí)驗(yàn)，評(píng)價(jià)三元復(fù)合吞吐技術(shù)單因素或協(xié)同降黏的效果。實(shí)驗(yàn)分為3組：①方案1為加熱對(duì)超稠油流變性的作用，測(cè)量不同溫度下超稠油的黏度；②方案2為CO2和加熱對(duì)超稠油流變性的作用，測(cè)量不同溫度下溶解CO2的超稠油黏度；③方案3為降黏劑、CO2和加熱對(duì)超稠油流變性的作用，測(cè)量不同溫度下溶解降黏劑和CO2的超稠油的黏度。測(cè)量結(jié)果如表2和圖1所示，由表2可知大部分的降黏率都在99%以上，難以直觀反映降黏效果，采用降黏倍率則更為明顯。

表2 不同方案下超稠油黏度

圖1 不同方案降黏倍率曲線

熱力采油是稠油開發(fā)最有效的方式[5]。由圖1可知，方案1結(jié)果顯示超稠油的黏度對(duì)溫度極為敏感，溫度升高原油黏度迅速降低，呈現(xiàn)半對(duì)數(shù)遞減函數(shù)關(guān)系[6-7]，證明了加熱降黏在超稠油開發(fā)中的必要性，同時(shí)也凸顯了加熱作用在三元復(fù)合吞吐技術(shù)中的重要性。方案2中溶解CO2后的超稠油黏度有了更大幅度的降低，120℃時(shí)原油黏度為37 mPa·s，而同溫度下未溶解CO2的超稠油黏度為439 mPa·s，說明CO2對(duì)超稠油具有很強(qiáng)的降黏能力[8]。由于CO2溶解于超稠油后會(huì)充當(dāng)油氣混合物中的連續(xù)相，將原來膠結(jié)在一起的膠質(zhì)、瀝青質(zhì)等重組分變?yōu)榉稚⑾?，從而改善體系流動(dòng)性能[9]。方案3中超稠油的黏度有了進(jìn)一步的降低，這是由于油溶性降黏劑具有極性官能團(tuán)，能進(jìn)入瀝青質(zhì)的層狀結(jié)構(gòu)，解締瀝青質(zhì)的大分子結(jié)構(gòu)，分散、溶解瀝青質(zhì)分子聚集體，從而達(dá)到降低超稠油黏度的目的[10]。表2和圖1說明降黏劑、CO2、加熱3種降黏元素組合能夠相互促進(jìn)，具有良好的協(xié)同降黏作用。

2 三元復(fù)合吞吐技術(shù)開發(fā)超稠油動(dòng)態(tài)特征

2.1 重質(zhì)組分解締，流變性能改善

研究表明，實(shí)施三元復(fù)合吞吐技術(shù)的超稠油相比未實(shí)施的超稠油，輕質(zhì)組分(飽和分、芳香分)含量更高，重質(zhì)組分(膠質(zhì)、瀝青質(zhì))含量更低，原油黏度更小。這是由于實(shí)施三元復(fù)合吞吐技術(shù)后，降黏劑和CO2隨蒸汽向油井遠(yuǎn)端逐漸擴(kuò)散，與地層中超稠油接觸，通過熱力作用、溶脹作用和化學(xué)作用，解締超稠油的大分子結(jié)構(gòu)，改善超稠油的流變特性[11]，從而實(shí)現(xiàn)超稠油的有效動(dòng)用。

2.2 注汽壓力顯著下降，注汽干度大幅提高

對(duì)常規(guī)蒸汽吞吐、活性柴油前置加蒸汽吞吐、活性柴油前置CO2驅(qū)加蒸汽吞吐、三元復(fù)合吞吐4種注汽方式進(jìn)行了對(duì)比(表3)。與常規(guī)蒸汽吞吐相比，活性柴油前置蒸汽吞吐注汽質(zhì)量有所提高，說明活性柴油能一定程度地改善超稠油流變性能，但效果一般。與前2種吞吐方式相比，活性柴油CO2驅(qū)蒸汽吞吐在相對(duì)較低的注汽壓力下，注汽速度和注汽干度有了明顯的提高，這是由于CO2在超稠油中具有很好的擴(kuò)散、溶解能力，同時(shí)能夠大幅度降低原油黏度。三元復(fù)合吞吐注汽質(zhì)量最好，啟動(dòng)壓力為16.3 MPa，平均壓力為18.7 MPa，注汽干度一直保持在71%。這表明油溶性復(fù)合降黏劑比活性柴油的降黏效果更好，能更有效地提高注汽質(zhì)量，增大蒸汽波及范圍。

表3 4種吞吐方式注汽參數(shù)

2.3 油汽比、周期產(chǎn)油量大幅提升，開發(fā)效果明顯改善

對(duì)比了蒸汽吞吐、氮?dú)廨o助蒸汽吞吐、CO2輔助蒸汽吞吐和三元復(fù)合吞吐(DCS)的開發(fā)效果，三元復(fù)合吞吐技術(shù)明顯占優(yōu)。綜合4種開發(fā)方式可以看出：CO2輔助蒸汽開發(fā)超稠油的過程中，CO2的效果好于氮?dú)?，降黏劑、CO2和蒸汽結(jié)合在一起才能實(shí)現(xiàn)超稠油的有效動(dòng)用。

表4 不同開發(fā)方式生產(chǎn)情況對(duì)比

3 三元復(fù)合吞吐技術(shù)應(yīng)用

為了有效開發(fā)勝利油田超稠油資源，率先在中深薄層區(qū)塊鄭411塊、中深厚層區(qū)塊坨826塊和中淺薄層區(qū)塊草705塊三類油藏開展了三元復(fù)合吞吐技術(shù)應(yīng)用，取得良好效果(表5)。其中鄭411塊開展最早，規(guī)模最大。鄭411塊含油面積為5.2 km2，石油地質(zhì)儲(chǔ)量為1 825×104t。主力含油層系為沙三上段，砂體埋藏較深，位于1 300～1 430 m，砂體厚度較薄且呈現(xiàn)出中部厚、兩側(cè)薄的特征，厚度范圍為4.0～6.7 m，平均厚度僅為5.7 m。原油黏度大、密度大，地面脫氣原油密度為1.043 g/cm3，地下原油黏度大于12×104mPa·s。該區(qū)塊于1991年發(fā)現(xiàn)，2000年之前完鉆油井5口，除Z411井外，其余油井均不出油。2002年區(qū)塊新鉆1口水平井Z411-P1和2口直井Z412、Z418，開展了SAGD試驗(yàn)，第1周期Z411-P1、Z412和Z418日產(chǎn)油分別為20.0、6.3、9.6 t/d，周期時(shí)間為95 d，周期累計(jì)產(chǎn)油3 440 t，累計(jì)產(chǎn)水12 980 t，周期油汽比為0.36。但第2周期發(fā)生蒸汽層間竄流，導(dǎo)致高含水而關(guān)井。2006年率先在該區(qū)塊開展三元復(fù)合吞吐單井試驗(yàn)取得成功，隨后進(jìn)行了擴(kuò)大試驗(yàn)。按照整體方案設(shè)計(jì)該區(qū)塊已完鉆油井34口，開井30口，日產(chǎn)液為615.7 m3/d，日產(chǎn)油為250 t/d，綜合含水59.4%。區(qū)塊累計(jì)產(chǎn)油為14.27×104t，累計(jì)產(chǎn)水為26.81×104m3，累計(jì)注汽為15.1×104t，累計(jì)油汽比為0.95。

目前勝利油田已在7個(gè)區(qū)塊開展了三元復(fù)合吞吐技術(shù)推廣應(yīng)用，包括：中深薄層超稠油油藏鄭411、草104、草109、單113塊；中淺薄層超稠油油藏草南、草705塊；中深厚層超稠油油藏坨826塊。7個(gè)典型超稠油區(qū)塊總井?dāng)?shù)124口，開井112口，日產(chǎn)液為1 769 m3/d，日產(chǎn)油為947 t/d，綜合含水為46.5%，累計(jì)產(chǎn)油為126×104t，累計(jì)產(chǎn)水為185×104m3，累計(jì)注汽為156×104t，累計(jì)油汽比為0.81，平均采油速度為1.48%，采出程度為3.8%。

表5 三元復(fù)合吞吐技術(shù)典型區(qū)塊生產(chǎn)動(dòng)態(tài)

4 結(jié) 論

(1) CO2能夠溶解于超稠油中，增大超稠油體積系數(shù)，同時(shí)大幅度降低超稠油的黏度。在超稠油生產(chǎn)中既可以增加油藏的彈性能量，又可以降低生產(chǎn)壓差。

(2) 提出降黏倍率的概念，相比降黏率評(píng)價(jià)超稠油降黏效果更加直觀。

(3) 三元復(fù)合吞吐中各元素具有良好的協(xié)同作用，復(fù)合條件下能夠破壞超稠油體系中膠質(zhì)、瀝青質(zhì)的網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，減小膠質(zhì)、瀝青質(zhì)分子質(zhì)量和含量，極大地降低超稠油黏度，從而使超稠油的流動(dòng)能力得到根本性的改善。

(4) 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)表明三元復(fù)合吞吐技術(shù)能夠大幅度提高注汽質(zhì)量，增加油汽比和周期產(chǎn)油量，從而實(shí)現(xiàn)超稠油的有效動(dòng)用。該技術(shù)已在7個(gè)超稠油區(qū)塊推廣應(yīng)用，累計(jì)產(chǎn)油為126×104t。

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編輯 劉 巍

20140824；改回日期：20141210

國(guó)家科技重大專項(xiàng)“十二五”基金項(xiàng)目“重油油藏和油砂經(jīng)濟(jì)高效開發(fā)技術(shù)”(2011ZX05032-001)

陶磊(1981-)，男，高級(jí)工程師，2004年畢業(yè)于石油大學(xué)(華東)石油工程專業(yè)，2009年畢業(yè)于中國(guó)石油大學(xué)(華東)油氣田開發(fā)工程專業(yè)，獲博士學(xué)位，現(xiàn)從事提高采收率相關(guān)領(lǐng)域技術(shù)工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.02.020

TE345

A

1006-6535(2015)02-0081-04