王樹濤，張風義，劉 東，朱 琴，葛濤濤

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300459)

0 引 言

海上特稠油油藏開發(fā)是目前亟待解決的難題，雖然海上和陸地油田均開展了大量的常規(guī)注蒸汽開發(fā)研究和礦場應用[1-7]，但特稠油常規(guī)注蒸汽開發(fā)效果不能滿足海上高效開發(fā)的需要[8-12]。超臨界水大部分氫鍵斷裂，體現(xiàn)出獨特的物理、化學性質，具有高溶解性、高擴散性和高反應性[13]。目前理論研究和陸地礦場試驗均表明[14-16]，注超臨界蒸汽開發(fā)特稠油效果顯著，但缺乏相關的實驗參數(shù)和增產(chǎn)機理數(shù)值模擬方法，超臨界蒸汽驅開發(fā)的增產(chǎn)機理和效果預測方法均有待于進一步研究。為降低海上特稠油油藏超臨界蒸汽開發(fā)方案的實施風險，有必要結合室內實驗和數(shù)值模擬手段開展一體化研究[17-18]。

1 室內實驗研究

1.1 實驗材料

實驗設備包括：高溫高壓反應釜(容積為500 mL，額定溫度為450 ℃，額定壓力為30 MPa)、電加熱裝置、離心機、旋轉黏度計、原油四組分測定裝置、掃描電鏡、恒溫水浴、干燥箱、分析天平、超臨界蒸汽發(fā)生器、哈氏合金填砂管(長度為150 cm)和一維熱采多功能巖心驅替裝置等。實驗用油來自渤海LD油田，50 ℃地面脫氣原油黏度為29 168 mPa·s。實驗用砂根據(jù)地層滲透率(平均為2 500 mD)情況而定。

1.2 實驗方案

表1為不同溫壓條件下一維模型流體用量。原油熱裂解實驗：將油水混合物加入高溫高壓反應釜，并通過電加熱裝置迅速升至實驗溫度、壓力，作用3 h后取樣、離心，分別用旋轉黏度計和原油四組分測定裝置測定原油黏度和組分。

巖石溶蝕實驗：巖石超聲清洗、烘干后稱重，并通過掃描電鏡觀察巖石孔喉特征；再將巖石和蒸餾水的混合物迅速升至實驗溫度和壓力，作用3 h后，將巖石超聲清洗、烘干，通過稱重和掃描電鏡對比巖石質量和孔喉變化。

表1 不同溫壓條件下一維模型流體用量

一維驅替實驗：開展3組實驗，驅替流體分別為350 ℃飽和蒸汽、350 ℃過熱蒸汽和410 ℃超臨界蒸汽。

2 超臨界蒸汽增產(chǎn)機理數(shù)值模擬等效表征研究

根據(jù)前述特稠油油藏超臨界蒸汽驅一維物理模擬模型，建立等比例數(shù)值模擬模型，模型網(wǎng)格劃分為30×1×1，共30個，長為150 cm?？紤]超臨界蒸汽和原油及巖石反應，共設置9個組分：氣相包括天然氣，水相包括液態(tài)水和超臨界蒸汽組分，油相包括重質組分、中質組分與輕質組分，固相包括焦炭、固結砂及轉化的游離砂。為在數(shù)值模擬中等效表征原油熱裂解和巖石溶蝕機理，在CMG數(shù)值模擬軟件中建立原油熱裂解和巖石溶蝕的等效反應方程。

(1) 根據(jù)實驗數(shù)據(jù)可知，在410 ℃超臨界蒸汽作用下，100.00 g原始油樣(其中，重質組分為38.40 g、中質組分為36.40 g和輕質組分為25.20 g)熱裂解后生成42.00 g原油(其中，重質組分為3.86 g、中質組分為8.48 g和輕質組分為29.66 g)、24.00 g焦炭和34.00 g氣體，相當于34.54 g重質組分和27.92 g中質組分反應形成4.46 g輕質組分、34.00 g氣體和24.00 g焦炭。再根據(jù)各組分平均分子質量，最終確定原油熱裂解等效反應方程參數(shù)為：1.000 0 mol超臨界蒸汽組分(18 g/mol)、0.029 8 mol重質組分(115 9 g/mol)和0.080 0 mol中質組分(349 g/mol)反應生成0.065 0 mol輕質組分(68 g/mol)、0.800 0 mol天然氣(42 g/mol)、0.030 0 mol焦炭(800 g/mol)和1.000 0 mol液態(tài)水(18 g/mol)。通過擬合實驗中原油熱裂解速率，確定反應速率公式常數(shù)為1 500。

(2) 巖石溶蝕等效反應方程參數(shù)為：1.000 0 mol超臨界蒸汽組分和0.080 0 mol固結砂反應生成1.000 0 mol液態(tài)水和0.080 0 mol游離砂。通過擬合實驗中的巖石溶蝕速率，確定固相中固結砂轉化為液相中游離砂的反應速率公式常數(shù)為0.85。

CMG數(shù)模軟件STARS模塊中定義了固結砂等固相組分，有效孔隙度自動根據(jù)該固相組分濃度變化而變化，結合巖石溶蝕等效反應方程，將溶蝕過程等效為固相中固結砂轉化為液相中游離砂的過程，隨著固相中固結砂濃度的減少，數(shù)值模擬中的有效孔隙度相應增大。在數(shù)值模擬中設置關鍵字*PERMCK，通過Carmen-Kozeny公式將滲透率定義為有效孔隙度的一個函數(shù)：

(1)

式中：Ko為原始滲透率，mD；φo為初始有效孔隙度；n為需要定義的常數(shù)項，取值3.74；φ為有效孔隙度；K(φ)為有效孔隙度對應的滲透率，mD。

3 結果與討論

3.1 室內實驗結果分析

3.1.1 原油熱裂解特性實驗結果

采用前述超臨界反應釜裝置，開展了3組超臨界蒸汽作用后原油組分及黏度變化特征實驗(實驗溫度分別為390、410、430 ℃)，并增加1組常規(guī)濕飽和蒸汽實驗作為對照組。實驗結果表明：常規(guī)濕飽和蒸汽作用后原油黏度由29 168 mPa·s增至35 226 mPa·s，主要原因是濕飽和蒸汽僅發(fā)生蒸餾作用，原油輕質組分被蒸餾后黏度呈小幅度增加；50 ℃地面脫氣原油黏度為29 168 mPa·s的油樣，在溫度分別為390、410、430 ℃超臨界蒸汽作用下黏度分別降至8 798、7 605、7 641 mPa·s，原油黏度最低降至約為原始值的26%，主要原因是超臨界蒸汽作用后原油中的瀝青質和膠質等重質組分發(fā)生熱裂解，形成飽和烴(輕質組分)和氣體，同時原油熱裂解會產(chǎn)生焦炭，溫度過高將加劇焦炭的形成，因此，在超臨界蒸汽溫度增至430℃后原油黏度又小幅增加。

對比不同溫度下的超臨界蒸汽作用前后的油、固、氣三相比例變化，410 ℃可滿足特稠油的熱裂解要求，且焦炭轉換率較低，因此，超臨界蒸汽開發(fā)的最佳溫度為410 ℃。同時，在410 ℃超臨界蒸汽作用下，原始油樣熱裂解后油相(原油)占比為42%、固相(焦炭)占比為24%、氣相(裂解產(chǎn)生氣體)占比為34%；原始油樣經(jīng)過熱裂解作用后，瀝青質全部裂解，膠質大部分裂解，油相中重質組分質量含量由38.4%下降為9.2%，而輕質組分質量含量達到70.6%，因此，原油黏度大幅下降(表2)。

表2 超臨界蒸汽作用前后原油組分變化

3.1.2 儲層巖石溶蝕特性實驗結果

巖石在溶蝕前進行了超聲波清洗，可運移的未固結顆粒已被清洗掉，石英、正長石、斜長石和泥巖巖屑等巖石礦物含量分別為27.5%、20.0%、20.0%和32.5%。在350 ℃(亞臨界)蒸汽作用后，正長石溶蝕程度最大，斜長石和石英次之，泥巖巖屑溶蝕較小。

在城鄉(xiāng)教育一體化的推進過程中，在農村辦學條件的提高，城鄉(xiāng)教育資源的合理配置等方面，取得了顯著成效，但仍然由于城鄉(xiāng)二元體制的長期影響，以及地理位置、經(jīng)濟環(huán)境與社會發(fā)展等多方制約，想要全面實現(xiàn)城鄉(xiāng)教育一體化仍然面臨很大挑戰(zhàn)。

采用前述超臨界反應釜裝置開展了7組不同狀態(tài)蒸汽作用后儲層巖石溶蝕特性實驗，圖1為不同狀態(tài)蒸汽作用下巖石礦物溶蝕程度曲線。由圖1可知，溶蝕效應主要發(fā)生在亞臨界區(qū)與超臨界點范圍內(350.00～375.15 ℃)，且溶蝕效應具有不可逆性，超過臨界點后溶蝕性降低。

圖1 不同狀態(tài)蒸汽作用下巖石礦物溶蝕程度

3.1.3 一維驅替實驗結果

一維驅替實驗分別開展了350 ℃飽和蒸汽、350 ℃過熱蒸汽和410 ℃超臨界蒸汽驅油實驗，最終的驅替效率分別為78.1%、84.1%和94.0%，超臨界蒸汽較常規(guī)蒸汽驅油效率提高了15.9個百分點(表3)。

表3 不同蒸汽狀態(tài)下一維驅替實驗結果對比

3.2 原油熱裂解作用引起的原油組分變化

圖2為原油熱裂解作用下原油組分隨時間變化情況。由圖2可知：在410℃超臨界蒸汽作用下，30 min時，體系中焦炭的產(chǎn)率己接近平衡值，約為24.0%，同時中質和重質原油組分的含量下降幅度為37.7%；30 min后，油相各組分、焦炭和氣體含量均緩慢趨近于平衡值。

圖2 原油熱裂解作用下原油組分隨時間變化

圖3為原油熱裂解作用引起的原油組分變化剖面圖。由圖3可知：在一維超臨界蒸汽驅油初期(0～30 min)，膠質、瀝青質等重質原油組分含量迅速下降，熱裂解速度很快，輕、中質組分含量均迅速增加，但焦炭組分含量也相應增加；在中后期，膠質、瀝青質等重質原油組分逐漸消耗至最低值，同時輕、中質原油組分含量逐漸增至高峰并趨于穩(wěn)定，但焦炭在產(chǎn)出端附近大量沉積。

3.3 儲層巖石溶蝕作用引起的滲透率變化

表4為超臨界蒸汽作用前后孔隙度和滲透率的變化情況。由表4可知：溶蝕效應主要發(fā)生在亞臨界區(qū)與超臨界點范圍內(350.00～375.15 ℃)，溶蝕后儲層孔隙度和滲透率呈明顯增加趨勢，滲透率的最大增幅為22%。

圖4為溫度及儲層巖石溶蝕作用引起的滲透率變化剖面圖。由圖4可知：在一維超臨界蒸汽驅油初期，僅注入端附近溫度大于350 ℃，溶蝕反應發(fā)生的區(qū)域和滲透率變化程度均不大；而在中后期，溫度大于350 ℃的區(qū)域逐漸向后擴展，注入端附近溫度也進一步提高，但注入端附近溫度也基本保持在超臨界點以下，因此，該區(qū)域是發(fā)生溶蝕作用的主要區(qū)域。對應于溫度場的分布特征，一維驅替過程中注入端附近儲層滲透率呈明顯增加趨勢，最大增幅約為為20%，產(chǎn)出端滲透率變化不大。

3.4 超臨界蒸汽增產(chǎn)效果分析

圖5為410 ℃超臨界蒸汽驅物模數(shù)模對比結果。由圖5可知：在數(shù)值模擬軟件中不考慮原油熱裂解和巖石溶蝕機理的情況下，僅能模擬出升高溫度對提高驅油效率的影響，模擬得到410 ℃超臨界蒸汽一維驅油效率為87.53%；在考慮原油熱裂解和巖石溶蝕機理后，模擬得到410 ℃超臨界蒸汽一維驅油效率為91.24%，與室內實驗數(shù)據(jù)基本一致。

圖3 原油熱裂解作用引起的原油組分變化剖面

表4 超臨界蒸汽作用前后孔隙度和滲透率變化

Table 4 Porosity and permeability comparison before and after super-critical steam flooding

蒸汽溫度/℃實驗壓力/MPa蒸汽狀態(tài)孔隙度/%滲透率/mD200.00 1.50 濕蒸汽 32.62500250.00 3.90 濕蒸汽 32.62500300.00 8.60 濕蒸汽 32.72510350.00 16.60 亞臨界 33.72880375.15 22.12 臨界點 34.03050400.00 23.00 超臨界 32.92610430.00 23.00 超臨界 32.82560

圖4 溫度及儲層巖石溶蝕作用引起的滲透率變化剖面

圖5 410℃超臨界蒸汽驅物模數(shù)模結果對比

4 實例應用

渤海旅大油田屬于特稠油油藏，地面脫氣原油黏度為29 168 mPa·s，地面原油密度為1.004 g/cm3；油層縱向分布集中于明下段下部和館陶組上部，明下段和館陶組油藏均為厚層底水塊狀油藏，單層厚度為30.9～55.2 m；儲層壓實作用和成巖作用弱，物性好，地層滲透率為2 500 mD，孔隙度為32.6%，屬高孔高滲儲層。由于海上特稠油油藏開發(fā)投資大、風險高，渤海旅大油田先導試驗區(qū)初期采用注常規(guī)蒸汽開發(fā)方式，后期選取部分井開展注超臨界蒸汽試驗。

旅大油田熱采先導試驗區(qū)設計井距為150 m，井控儲量為160.0×104m3，目前選用濕飽和蒸汽吞吐開發(fā)方案，在注汽溫度為310 ℃、注汽干度為40%、周期注汽量為6 000 t條件下，吞吐10周期采收率僅為8.3%。為了進一步提高試驗區(qū)熱采效果，需要論證超臨界蒸汽吞吐方案，在注超臨界蒸汽溫度為410 ℃、周期注汽量為6 000 t條件下，常規(guī)數(shù)值模擬方法預測吞吐10周期采收率為8.9%，較濕飽和蒸汽吞吐方案僅提高0.6個百分點。常規(guī)數(shù)值模擬方法只考慮了蒸汽溫度提高帶來的熱效應，沒有考慮超臨界蒸汽的原油熱裂解和巖石溶蝕作用，因此，低估了超臨界蒸汽吞吐方案的開發(fā)效果。采用考慮超臨界蒸汽增產(chǎn)機理的數(shù)值模擬等效表征方法，預測試驗區(qū)超臨界蒸汽吞吐采收率可提高至10.1%，較濕飽和蒸汽吞吐方案可提高1.8個百分點，證明了注超臨界蒸汽開發(fā)在該油田有很好的推廣應用前景(表5)。

表5 旅大油田超臨界蒸汽與濕飽和蒸汽開發(fā)效果對比

5 結 論

(1) 瀝青質與膠質在超臨界蒸汽作用下發(fā)生熱裂解后，原油黏度降為原始值的26%左右，同時優(yōu)化得到410 ℃可滿足特稠油的熱裂解要求，且焦炭轉換率較低，瀝青質與膠質在一維驅替初期開始熱裂解為輕、中質組分，并伴隨焦炭沉積于產(chǎn)出端附近。

(2) 溶蝕效應主要發(fā)生在亞臨界區(qū)與超臨界點范圍內，且溶蝕效應具有不可逆性，溶蝕后儲層孔滲呈現(xiàn)明顯增加趨勢，滲透率的最大增幅達到22%，一維驅替過程中注入端附近是溶蝕效應發(fā)生的主要區(qū)域。

(3) 通過建立超臨界蒸汽開發(fā)物模數(shù)模一體化模型，模擬得到了特稠油油藏超臨界蒸汽開發(fā)較常規(guī)蒸汽開發(fā)驅油效率提高15.9個百分點，可為類似特稠油油藏超臨界蒸汽開發(fā)方案設計提供指導，并降低方案實施風險。