吳婷婷，耿志剛，杜春曉，李 博，高振南

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459）

目前國內外稠油熱采區(qū)塊以蒸汽吞吐為主，主要的注入介質為蒸汽[1-4]，攜熱量高。而單純的蒸汽吞吐開發(fā)存在產量遞減快、多輪次吞吐后經濟效益變差等問題；且渤海稠油油藏埋藏深、壓力高、開發(fā)多采用定向井或水平井，導致井筒熱損失大、成本高。通過在攜熱介質（熱水或蒸汽）中加入非凝析氣（N2或CO2）的方法既可增強熱作用效果，又可降低成本。從國內外開發(fā)經驗看，不同原油黏度適合的注入介質存在較大差異。渤海稠油資源豐富，而各稠油油田黏度存在巨大差異，范圍從350 mPa·s到53 000 mPa·s，需要依據(jù)海上稠油的特點，詳細論證各種注入介質在海上稠油油藏中的適用性，探索出一套適合海上不同黏度稠油油藏的注入介質篩選技術。

1 注入介質優(yōu)選研究

針對黏度分別為 400 mPa·s、600 mPa·s、1 000 mPa·s、2 000 mPa·s的原油，開展不同注入介質（蒸汽、多元熱流體、蒸汽復合氣體）的驅油效率評價實驗。多元熱流體[5-8]是指通過燃油燃燒產生的熱水、N2和CO2的高溫混合流體；蒸汽復合氣體是指蒸汽、N2和CO2的高溫混合氣體。

實驗結果（見表1），由表1可見，無論哪種注入介質，隨著原油黏度的增大，無水期驅油效率、含水90%及最終驅油效率均降低。隨著黏度逐漸增高，三種注入介質的驅油效率均有所下降。相同黏度下，三種注入介質的驅油效率從高至低分別是：蒸汽復合氣體＞蒸汽＞多元熱流體。

在室內實驗的基礎上，為擴展實驗認識，利用數(shù)值模擬手段研究了兩種開發(fā)方式（蒸汽吞吐、吞吐轉驅）下不同原油黏度和不同注入介質的開發(fā)效果。模型參數(shù)參考渤海M油田主力砂體相關物性參數(shù)，利用CMG數(shù)值模擬軟件STARS熱采模塊建立純油藏機理模型，模型基本參數(shù)（見表2）。

1.1 驅替開發(fā)注入介質優(yōu)選

利用建立的數(shù)值模型，對比了不同原油黏度（1 000 mPa·s、3 000 mPa·s、5 000 mPa·s、10 000 mPa·s、20 000 mPa·s、30 000 mPa·s）和不同驅替介質（多元熱流體、蒸汽、蒸汽復合氣體）下的驅替開發(fā)效果。模型注入?yún)?shù)（見表3），模擬結果（見圖1）。

表1 250℃不同黏度原油不同注入介質的驅油效率

表2 模型基本參數(shù)

如圖1所示，隨著黏度的升高，三種注入介質的開發(fā)效果均有所下降，蒸汽復合氣體的開發(fā)效果始終優(yōu)于其他兩種介質。參考國內熱采油田經驗，以驅替最終采收率30%作為目標采收率。通過研究結果可知，在黏度低于3 000 mPa·s時，多元熱流體驅替即可達到預期效果；當黏度為 3 000 mPa·s～5 000 mPa·s時，需要采用蒸汽驅開發(fā)；當黏度為 5 000 mPa·s～8 000 mPa·s時，需要采用蒸汽復合氣體驅替開發(fā)；當黏度超過8 000 mPa·s，蒸汽復合氣體也無法達到目標采收率，這時就需要考慮熱復合化學、火燒油層[9，10]等前沿熱采技術。

1.2 吞吐開發(fā)注入介質優(yōu)選

利用建立的數(shù)值模型，對比了不同原油黏度（1 000 mPa·s、3 000 mPa·s、5 000mPa·s、10000mPa·s、20 000 mPa·s、30 000 mPa·s）和不同注入介質（多元熱流體、蒸汽、蒸汽復合氣體）下的吞吐開發(fā)效果。模型注入?yún)?shù)（見表4），模擬結果（見圖2）。

如圖2所示，隨著黏度的升高，三種注入介質的開發(fā)效果均有所下降，蒸汽復合氣體的開發(fā)效果始終優(yōu)于其他兩種介質。但當原油黏度為3 000 mPa·s時，多元熱流體吞吐與蒸汽吞吐采收率出現(xiàn)交點，即黏度低于3 000 mPa·s時，多元熱流體吞吐效果優(yōu)于蒸汽吞吐；黏度高于3 000 mPa·s時，蒸汽吞吐效果優(yōu)于多元熱流體吞吐。

2 增效機理研究

2.1 復合氣體增效貢獻研究

稠油黏度相對較低時，三種注入介質的開發(fā)效果由高至低為：蒸汽復合氣體吞吐＞多元熱流體吞吐＞蒸汽吞吐，此時多元熱流體中的復合氣體的貢獻占主導地位。復合氣體包括CO2與N2。1 000 mPa·s黏度條件下。

在渤海稠油普遍埋深地層壓力（10 MPa左右）條件下，CO2具備一定的溶解能力，且能夠在一定程度上降低稠油黏度。但是，因其溶解能力與降黏能力均隨溫度的升高而逐漸降低（見圖3、圖4），所以，在本研究實驗溫度條件下，CO2的作用并不明顯。同等條件下，N2的溶解能力就要差很多，并且基本不具備降黏能力（見圖 5、圖 6）。

表3 驅替開發(fā)方式注入?yún)?shù)

圖1 數(shù)值模擬吞吐轉驅開發(fā)方案實驗結果

表4 吞吐開發(fā)方式注入?yún)?shù)

圖2 吞吐模式開發(fā)方案實驗結果

圖3 CO2溶解能力

圖4 CO2溶解降黏能力

圖5 N2溶解能力

圖6 N2溶解降黏能力

復合氣體注入時，CO2與N2的比例為15:85，N2的注入量高一些，擴大波及的作用較為明顯。蒸汽與蒸汽復合氣體同一時間點原油黏度剖面圖（見圖7），從圖7中可以直觀的看到N2的擴大波及范圍作用。

因為蒸汽吞吐為降壓生產過程，生產初期，地層壓力較高，氮氣的作用并不明顯，隨著生產的進行，地層壓力隨之下降，氮氣的作用逐漸凸顯出來，因此，對于黏度低于3 000 mPa·s的稠油在開采中后期，多元熱流體的開發(fā)效果要優(yōu)于蒸汽（見圖8）。

2.2 加熱降黏增效貢獻研究

稠油黏度較高時，復合氣體的增效貢獻開始降低，熱水及蒸汽的加熱降黏作用逐漸占據(jù)主導地位。但是，相同溫度條件下，熱水的熱焓值要低于蒸汽，干度0.4的蒸汽攜熱量約為熱水的1.7倍（見圖9）。因此，相同注入量條件下，地層溫度的升高幅度將會大不相同。30 000 mPa·s黏度條件下，三種注入介質的開發(fā)效果由高至低為：蒸汽復合氣體吞吐＞蒸汽吞吐＞多元熱流體吞吐。但是，蒸汽與多元熱流體的年產油差距在逐年縮?。ㄒ妶D10），因此可以看出，N2擴大波及范圍的作用在開發(fā)后期仍比較明顯。

圖7 原油黏度剖面圖

圖8 1 300 mPa·s條件下多元熱流體與蒸汽開發(fā)方案生產動態(tài)

圖9 熱水與蒸汽熱焓值對比圖

圖10 30 000 mPa·s條件下多元熱流體、蒸汽與蒸汽復合氣體方案生產動態(tài)

3 應用

將本文研究成果應用于渤海M油田[10]，該油田地層原油黏度（50 ℃）為 449 mPa·s～926 mPa·s，依據(jù)本課題研究成果，該油田優(yōu)選多元熱流體吞吐作為注入介質，日產油從200 m3上升到600 m3，是常規(guī)冷采的3倍，數(shù)值模擬預測多元熱流體吞吐的采收率可在冷采的基礎上提高8.5%。

4 結論

（1）形成了不同原油黏度的注入介質優(yōu)選技術，黏度低于3 000 mPa·s時，注入介質優(yōu)選為多元熱流體；黏度為 3 000 mPa·s～5 000 mPa·s時，注入介質優(yōu)選為蒸汽；黏度為 5 000 mPa·s～8 000 mPa·s時，注入介質優(yōu)選為蒸汽復合氣體；當黏度超過8 000 mPa·s，需要考慮熱復合化學、火燒油層等前沿熱采技術。

（2）蒸汽復合氣體與多元熱流體中，CO2具備一定的溶解能力，且能夠在一定程度上降低稠油黏度。室內實驗研究發(fā)現(xiàn)，在180℃高溫條件下，CO2可使稠油黏度降低約50%，N2可使稠油黏度降低約6%，復合氣體中的N2主要起擴大波及范圍的作用。

（3）對于吞吐開發(fā)來說，原油黏度較低時復合氣體增能助排作用占主導地位；原油黏度較高時，熱水及蒸汽的加熱降黏作用逐漸占據(jù)主導地位。