韓 東， 王 萍， 唐 磊， 張 露， 李寶剛， 楊發(fā)榮， 張旭東

（1.中海石油（中國(guó)）有限公司 海南分公司，海南 海口 570311； 2.中海油能源發(fā)展股份有限公司 工程技術(shù)分公司,天津 300452）

隨著中國(guó)海洋石油勘探開(kāi)發(fā)的不斷發(fā)展，海上稠油油藏儲(chǔ)量占未動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量中的比例逐年增加。我國(guó)四大海域稠油儲(chǔ)量占未動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量的82%，其中渤海油田稠油儲(chǔ)量占58%，稠油儲(chǔ)量十分豐富，而渤海地下原油黏度大于350 mPa·s 的稠油僅占13%，年產(chǎn)油量不足50 萬(wàn)t，可見(jiàn)在當(dāng)前渤海稠油的開(kāi)發(fā)方式（以水驅(qū)為主）下，采收率較低，挖潛潛力巨大[1-2]。現(xiàn)階段發(fā)展海上稠油注氣驅(qū)技術(shù)，因此對(duì)渤海注氣開(kāi)發(fā)開(kāi)展可行性實(shí)驗(yàn)研究，深度挖掘渤海稠油油田的開(kāi)發(fā)潛力具有重要的現(xiàn)實(shí)意義[3-5]。

國(guó)外注氣提高采收率技術(shù)的研究及應(yīng)用主要集中在美國(guó)，以CO2混相驅(qū)為主，且CO2混相驅(qū)技術(shù)的發(fā)展呈逐年上升趨勢(shì)[6-7]。目前，我國(guó)注氣驅(qū)技術(shù)主要應(yīng)用于陸地油田，且形成了較為成熟的技術(shù)體系，在塔河油田[8]、冀東油田[9]、魯克沁深層稠油油藏[10]、新疆風(fēng)城Z32 稠油油藏[11]、華北油田[12]等陸地油藏都開(kāi)展了注氣驅(qū)技術(shù)的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用。應(yīng)用效果表明，CO2、N2、減氧空氣驅(qū)等增油效果顯著，采收率均得到明顯提高。海上油田開(kāi)展注氣驅(qū)技術(shù)研究雖然始于2010 年，但大多局限于室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，如南海東部薄差層稠油油藏通過(guò)PVT 測(cè)試、巖心驅(qū)替等實(shí)驗(yàn)優(yōu)化注氣開(kāi)發(fā)方式[13]等?，F(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用易受腐蝕、固相沉積、氣竄、氣源、經(jīng)濟(jì)性等因素的限制，因此目前仍處于先導(dǎo)實(shí)驗(yàn)階段，如渤海A 油田水氣交替復(fù)合驅(qū)[14]、W-6 低滲油田注CO2開(kāi)發(fā)[15]、LD10-1 油田開(kāi)展伴生氣回注工程實(shí)踐[16]、S 油田注蒸汽熱采[17]等，經(jīng)注氣驅(qū)后，現(xiàn)場(chǎng)提高采收率效果明顯。雖然室內(nèi)實(shí)驗(yàn)及部分海上油田現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)取得了顯著的成果，但上述研究均是針對(duì)特定油藏進(jìn)行的，且由于油藏之間的油藏類(lèi)型、深度、滲透率、非均質(zhì)性等存在較大差異，研究成果無(wú)法對(duì)渤海油田的稠油注氣開(kāi)發(fā)方式提供技術(shù)支持。因此，本文針對(duì)渤海油田儲(chǔ)量豐富的普通稠油（50～1 000 mPa·s）油藏，將其分為3 類(lèi)稠油，開(kāi)展了不同氣體（CO2、N2、天然氣）的注氣配伍性及混相機(jī)理實(shí)驗(yàn)研究，以期為渤海稠油油田注氣提高采收率提供技術(shù)支持。

1 配伍性實(shí)驗(yàn)研究

1.1 目標(biāo)油藏地層原油相態(tài)特征

選取渤海地區(qū)普I-1 類(lèi)（50～<150 mPa·s）、普I-2-A 類(lèi)（150～350 mPa·s）、普I-2-B 類(lèi)（>350～1 000 mPa·s）[18]等3 類(lèi)稠油的代表性油藏，開(kāi)展了注氣配伍性及混相機(jī)理實(shí)驗(yàn)研究。目標(biāo)油藏基礎(chǔ)油的配制條件及基礎(chǔ)物性如表1 所示。

表1 目標(biāo)油藏基礎(chǔ)油的配制條件及基礎(chǔ)物性

基于PVT 分析，表2 給出了目標(biāo)油藏地層原油的井流物組分的摩爾分?jǐn)?shù)及組成分布。由表2 中數(shù)據(jù)計(jì)算可得，在井流物的組成分布中，3 個(gè)目標(biāo)油藏的C1+N2平均摩爾分?jǐn)?shù)為22.39%；（C2-C6）+CO2平均摩爾分?jǐn)?shù)為0.73%；C7+平均摩爾分?jǐn)?shù)為76.88%。與國(guó)內(nèi)其他油藏的井流物組成相比，目標(biāo)油藏流體具有低含甲烷、特低含中間烴、高含蠟、高含膠質(zhì)瀝青質(zhì)的重質(zhì)油特征。其中，普I-2-A 類(lèi)稠油的中間烴組分及膠質(zhì)瀝青質(zhì)摩爾分?jǐn)?shù)最高，普I-2-B類(lèi)稠油的蠟?zāi)柗謹(jǐn)?shù)最高。

表2 目標(biāo)油藏地層原油的井流物組分的摩爾分?jǐn)?shù)及組成分

圖1 為目標(biāo)油藏地層流體p-T相圖。由圖1 可知，3 個(gè)目標(biāo)油藏地層流體的臨界溫度達(dá)到600～700 ℃，臨界壓力低于10.00 MPa，地層溫度遠(yuǎn)離臨界溫度，呈現(xiàn)出典型的重質(zhì)油相態(tài)。

圖1 目標(biāo)油藏地層流體p-T 相圖

1.2 不同氣體與稠油的配伍性分析

根據(jù)GB/T 26981-2011《油氣藏流體物性分析方法》等標(biāo)準(zhǔn)[19-20]，利用法國(guó)ST 公司生產(chǎn)的高溫高壓PVT 儀，開(kāi)展目標(biāo)油藏地層原油注CO2、天然氣、N2等3 種注入氣在不同注氣摩爾分?jǐn)?shù)（0～50%）下的注氣膨脹實(shí)驗(yàn)，獲得不同類(lèi)型注入氣對(duì)不同類(lèi)型稠油的增溶膨脹降黏效果，分析了不同氣體與不同類(lèi)型稠油之間的配伍性。注氣增溶膨脹過(guò)程如圖2 所示。

圖2 注氣增溶膨脹過(guò)程

本次實(shí)驗(yàn)研究所用的3 種氣體為N2（純度99.99%）、液態(tài)CO2、天然氣（油藏伴生氣）。注入天然氣組成如表3 所示。

表3 注入天然氣組成

將渤海油區(qū)產(chǎn)出的伴生氣經(jīng)過(guò)輕烴回收后的干氣作為氣體介質(zhì)，具有干氣特征。其中，C1+N2摩爾分?jǐn)?shù)為98.73%；（C2-C6）+CO2摩爾分?jǐn)?shù)為1.25%；C7+摩爾分?jǐn)?shù)為0.02%。

取飽和壓力為30.00 MPa 時(shí)的高壓物性參數(shù)，分析了氣體介質(zhì)對(duì)稠油配伍性的影響，結(jié)果如圖3所示。由圖3 可知，普I-1 類(lèi)稠油注CO2的效果最好，天然氣次之，氮?dú)庾畈?；注CO2后體積膨脹1.170倍，溶解氣油體積比為142，降黏率為78%；注N2后體積膨脹1.005 倍，溶解氣油體積比為40，降黏率為5%；注天然氣后體積膨脹1.042 倍，溶解氣油體積比為59，降黏率為29%。

圖3 注氣介質(zhì)對(duì)稠油高壓物性的影響

普I-2-A 類(lèi)稠油注CO2與天然氣具有較好的降黏作用，N2較差；注CO2后體積膨脹1.160 倍，溶解氣油體積比為90，降黏率為85%；注N2后體積膨脹率為1.015 倍，溶解氣油體積比為32，降黏率為21%；注天然氣后體積膨脹1.120 倍，溶解氣油體積比為83，降黏率為69%。

普I-2-B 類(lèi)稠油注CO2的效果最好，天然氣次之，N2最差；注CO2后體積膨脹1.200 倍以上，溶解氣油體積比大于150，降黏率為90%；注N2后體積膨脹1.010 倍，溶解氣油體積比為30，降黏率為34%；注天然氣后體積膨脹1.110 倍，溶解氣油體積比為59，降黏率為62%。

由此可見(jiàn)，注氣顯著改善了稠油的流動(dòng)能力，氣體的膨脹降黏效果不僅可以增加地層彈性能量，還可以將剩余油膨脹后變成可動(dòng)油，從而提高原油采收率。稠油黏度變化不會(huì)影響氣體介質(zhì)與稠油之間的配伍性規(guī)律，即3 種氣體介質(zhì)與3 類(lèi)稠油的配伍性相同：CO2>天然氣>N2。這是因?yàn)椋撼碛偷牡貙訙囟群偷貙訅毫μ幱贑O2的超臨界溫度、壓力范圍內(nèi)，而處于超臨界態(tài)的CO2可以看成是具有高密度的“特殊稠密氣體”，對(duì)液體溶質(zhì)具有增溶能力，從而顯著增強(qiáng)其在地層油中的溶解性。天然氣優(yōu)于N2，這是因?yàn)樘烊粴庵泻幸欢康闹虚g烴和重質(zhì)烴，增強(qiáng)了天然氣在地層油中的溶解性。但是，受地層油重質(zhì)組分含量多的影響，總體上地層油對(duì)所選天然氣的增溶能力比較弱。N2的增溶能力較弱，這是因?yàn)殡m然稠油油藏自身溶解氣油體積比較小，但因重質(zhì)組分含量較高，分子間范德華引力較大，因此N2與原油的配伍性較差。

進(jìn)一步分析圖3 可知，CO2對(duì)稠油黏度的變化最敏感，隨著稠油的黏度逐漸增大，CO2對(duì)稠油的增溶膨脹降黏效果逐漸增強(qiáng)；N2對(duì)稠油黏度的變化最不敏感，對(duì)普I-1 類(lèi)的溶解性最強(qiáng)，對(duì)普I-2-A 類(lèi)的膨脹效果最好，對(duì)普I-2-B 類(lèi)的降黏效果最好；天然氣較為特殊，對(duì)普I-2-A 類(lèi)的增溶膨脹降黏效果最好。因此，在渤海油田中，對(duì)于黏度較高的稠油，可選擇注CO2；對(duì)于黏度中等的稠油，可選擇注天然氣；對(duì)于黏度偏低的稠油，可根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際情況選擇注氣介質(zhì)。此外，稠油的中間烴組分摩爾分?jǐn)?shù)、蠟?zāi)柗謹(jǐn)?shù)、膠質(zhì)瀝青質(zhì)摩爾分?jǐn)?shù)也會(huì)影響氣體介質(zhì)與稠油的配伍性。

2 泛稠油梯度變化下多次接觸混相機(jī)理研究

2.1 多次接觸實(shí)驗(yàn)原理及方法

在注氣多次接觸過(guò)程中，注入氣與地層原油之間通過(guò)傳質(zhì)引起的PVT 相態(tài)特征變化（氣相和液相的狀態(tài)）和物性參數(shù)（組成、界面張力、黏度、密度等）的變化，是決定驅(qū)替機(jī)理和驅(qū)替效果的基本因素。因此，注氣過(guò)程驅(qū)替機(jī)理可以通過(guò)多次接觸過(guò)程的物理模擬實(shí)驗(yàn)進(jìn)行研究。采用PVT 儀進(jìn)行氣體與地層油之間的多次接觸實(shí)驗(yàn)，其原理是使有限量的油藏油與注入氣反復(fù)接觸，并測(cè)定平衡油氣體積及平衡油氣的組成和密度。結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際需求，本文主要研究驅(qū)替前緣（向前接觸）的混相機(jī)理。

2.2 普I-1 類(lèi)稠油注氣向前接觸物性變化規(guī)律及混相機(jī)理

圖4 為普I-1 類(lèi)稠油與不同注氣介質(zhì)向前接觸過(guò)程中油氣相組成的變化規(guī)律。以CO2為例。由圖4 可知，普I-1 類(lèi)稠油注CO2向前接觸過(guò)程平衡油中的組分CO2從初始摩爾分?jǐn)?shù)0.44%增加到34.72%，再逐漸降低到15.05%；平衡氣相中CO2摩爾分?jǐn)?shù)從100.00%減少到64.21%，再逐漸降低到26.25%；平衡油中的C1輕組分從初始摩爾分?jǐn)?shù)28.31%減少到11.61%，再逐漸增加到21.63%；平衡氣相中的C1輕組分摩爾分?jǐn)?shù)則從0 增加到34.51%，再逐漸增加到71.78%。綜上可知，注CO2向前多次接觸傳質(zhì)過(guò)程表現(xiàn)為CO2溶解凝析和萃取抽提C1共存的非混相多次接觸動(dòng)力驅(qū)替機(jī)理。同理，根據(jù)油氣相組成的變化規(guī)律，可得注N2向前多次接觸傳質(zhì)過(guò)程表現(xiàn)為以萃取抽提為主的非混相傳質(zhì)機(jī)理；在注天然氣向前接觸過(guò)程中，平衡油氣相組分幾乎不變，呈現(xiàn)為凝析-抽提平衡的非混相傳質(zhì)機(jī)理。

圖4 普I-1 類(lèi)稠油與不同注氣介質(zhì)向前接觸過(guò)程中油氣相組成的變化規(guī)律（地層壓力下）

基于向前接觸實(shí)驗(yàn)過(guò)程所得到的平衡油氣相組成的變化，可繪制普I-1 類(lèi)稠油注CO2、N2、天然氣的擬三元相圖[21]。為了使注氣達(dá)到前緣多次接觸混相程度，需要不斷提高注氣壓力[22-24]，通過(guò)不斷提高注氣壓力的多次接觸模擬研究，可以獲得普I-1 類(lèi)稠油與3 種氣體介質(zhì)在近混相驅(qū)下所形成的擬三元相圖，結(jié)果如圖5 所示。該注氣壓力即為多次接觸理論最小混相壓力。由圖5 可知，CO2、天然氣、N2與普I-1 類(lèi)稠油的最小混相壓力分別為55.46、77.00 MPa、明顯大于77.00 MPa（實(shí)驗(yàn)條件只能做到77.00 MPa，此時(shí)擬三元相圖中未能體現(xiàn)混相，因此明顯大于77.00 MPa，下同），CO2比天然氣和N2的最小混相壓力小，但是在當(dāng)前工程實(shí)際應(yīng)用中，55.46 MPa 的最小混相壓力仍然較難滿(mǎn)足。

圖5 普I-1 類(lèi)稠油與不同注氣介質(zhì)向前接觸近混相驅(qū)擬三元相圖

因此，3 種氣體介質(zhì)與普I-1 類(lèi)稠油在驅(qū)替前緣均只能表現(xiàn)為非混相驅(qū)替機(jī)理。

2.3 普I-2-A 類(lèi)稠油注氣向前接觸物性變化規(guī)律及混相機(jī)理

圖6 為普I-2-A 類(lèi)稠油與不同注氣介質(zhì)向前接觸過(guò)程中油氣相組成的變化規(guī)律。由圖6 可知，普I-2-A 類(lèi)稠油注CO2向前接觸過(guò)程平衡油氣相組成變化與普I-1 類(lèi)稠油注CO2向前接觸過(guò)程幾乎相同，表現(xiàn)為CO2溶解凝析以及萃取抽提C1共存的非混相多次接觸動(dòng)力驅(qū)替機(jī)理；注N2與天然氣向前接觸過(guò)程同樣與普I-1 類(lèi)稠油類(lèi)似，呈現(xiàn)出以萃取抽提為主的非混相傳質(zhì)機(jī)理及凝析-抽提平衡的非混相傳質(zhì)機(jī)理[25-27]。

圖6 普I-2-A 類(lèi)稠油與不同注氣介質(zhì)向前接觸過(guò)程中油氣相組成變化規(guī)律（地層壓力下）

通過(guò)多次接觸模擬研究繪制注氣壓力提高后的普I-2-A 類(lèi)稠油注CO2、天然氣、N2的擬三元相圖，獲得普I-2-A 類(lèi)稠油與3 種氣體介質(zhì)在近混相驅(qū)下所需的理論最小混相壓力，結(jié)果如圖7 所示。由圖7 可知，CO2、天然氣、N2與普I-2-A 類(lèi)稠油的最小混相壓力分別為43.10、71.30 MPa、明顯大于75.00 MPa。因?yàn)? 種氣體介質(zhì)與普I-2-A 類(lèi)稠油的最小混相壓力均較大，在工程實(shí)際應(yīng)用中無(wú)法形成混相。

圖7 普I-2-A 類(lèi)稠油與不同注氣介質(zhì)向前接觸近混相驅(qū)擬三元相圖

2.4 普I-2-B 類(lèi)稠油注氣向前接觸物性變化規(guī)律及混相機(jī)理

圖8 為普I-2-B 類(lèi)稠油與不同注氣介質(zhì)向前接觸過(guò)程中油氣相組成變化規(guī)律。以天然氣為例。由圖8 可知，普I-2-B 類(lèi)稠油注天然氣向前接觸過(guò)程平衡油中的中間組分C2-C6從初始摩爾分?jǐn)?shù)0.10%增加到0.80%，再逐漸降低到0.43%；平衡氣相中C2-C6摩爾分?jǐn)?shù)從初始的1.30% 減少到0.55%，再逐漸降低到0.23%；平衡油中的C1輕組分從初始摩爾分?jǐn)?shù)17.83%增加到32.95%，再逐漸變化到32.93%；平衡氣相中的C1輕組分摩爾分?jǐn)?shù)則從初始的98.32% 增加到98.85%，再逐漸變化到98.86%；注天然氣向前多次接觸傳質(zhì)過(guò)程表現(xiàn)為以輕組分和中間烴組分有限度的溶解凝析為主、萃取抽提極弱的非混相多次接觸動(dòng)力驅(qū)替機(jī)理。同理，根據(jù)油氣相組成的變化規(guī)律，可得出注CO2向前多次接觸傳質(zhì)過(guò)程表現(xiàn)為以凝析為主的非混相傳質(zhì)機(jī)理；注N2向前接觸過(guò)程主要表現(xiàn)為以萃取抽提為主的非混相傳質(zhì)機(jī)理。

圖8 普I-2-B 類(lèi)稠油與不同注氣介質(zhì)向前接觸過(guò)程中油氣相組成變化規(guī)律（地層壓力下）

基于向前接觸實(shí)驗(yàn)過(guò)程所得到的平衡油氣相組成的變化，顯著提高了注氣壓力，通過(guò)多次接觸模擬研究繪制注氣壓力提高后的普I-2-B 類(lèi)稠油注CO2、N2、天然氣的擬三元相圖，獲得普I-2-B 類(lèi)稠油與三種氣體介質(zhì)達(dá)到近混相驅(qū)所需要的理論最小混相壓力，結(jié)果如圖9 所示。由圖9 可知，CO2、天然氣、N2與普I-2-B 類(lèi)稠油的最小混相壓力分別為54.89、72.09 MPa、明顯大于79.09 MPa。因此，普I-2-B 類(lèi)稠油與3 種氣體介質(zhì)在工程實(shí)際應(yīng)用中難以形成混相。

圖9 普I-2-B 類(lèi)稠油與不同注氣介質(zhì)向前接觸近混相驅(qū)擬三元相圖

綜上所述，隨著稠油黏度梯度的變化，CO2、N2、天然氣與稠油之間的傳質(zhì)機(jī)理幾乎相同，只是在溶解凝析或萃取抽提的程度上略有不同，即泛稠油梯度變化不會(huì)改變氣體介質(zhì)與稠油之間的傳質(zhì)機(jī)理。對(duì)最小混相壓力進(jìn)行分析的結(jié)果可知，3 種氣體介質(zhì)與普I-2-B 類(lèi)稠油的最小混相壓力在3 類(lèi)稠油中均最大，與普I-2-A 類(lèi)稠油的最小混相壓力在3 類(lèi)稠油中均最小，普I-1 類(lèi)稠油的最小混相壓力介于普I-2-A 類(lèi)和普普I-2-B 類(lèi)之間。由此可以看出，稠油黏度梯度與最小混相壓力并非呈線性正相關(guān)。該結(jié)果可為渤海油田根據(jù)稠油黏度的分布范圍選取注氣介質(zhì)及注氣開(kāi)發(fā)方式提供較為直接的技術(shù)參考。

3 結(jié) 論

1）注氣能顯著改善渤海稠油的流動(dòng)能力，無(wú)論是哪一類(lèi)稠油油田，其與CO2的配伍性均優(yōu)于天然氣，與N2的配伍性最差。綜合比較稠油黏度變化對(duì)同一注氣介質(zhì)配伍性的影響規(guī)律，選擇注CO2更適用于普I-2-B 類(lèi)稠油，注天然氣更適用于普I-2-A 類(lèi)稠油。

2）隨著稠油黏度梯度的變化，CO2驅(qū)表現(xiàn)為以溶解凝析為主的傳質(zhì)機(jī)理，N2驅(qū)表現(xiàn)為以萃取抽提為主的傳質(zhì)機(jī)理，天然氣驅(qū)表現(xiàn)為以凝析-抽提平衡為傳質(zhì)機(jī)理。

3）稠油黏度梯度與最小混相壓力并非呈線性正相關(guān)。普I-2-B 類(lèi)稠油與3 種氣體介質(zhì)的最小混相壓力最大，普I-2-A 類(lèi)稠油與3 種氣體介質(zhì)的最小混相壓力最小。在該最小混相壓力下，工程實(shí)際應(yīng)用中3 類(lèi)稠油油藏在驅(qū)替前緣均難以形成混相。研究結(jié)果為渤海稠油油田選擇注氣驅(qū)注氣介質(zhì)、明確現(xiàn)場(chǎng)工況條件下的最優(yōu)注氣量提供了參考，也為確定渤海稠油混相驅(qū)驅(qū)替方式提供了重要依據(jù)。