楊海林，鐘立國

（1.中海油田服務(wù)股份有限公司 油田生產(chǎn)研究院，天津 塘沽 300450； 2.中國石油大學(xué)（北京）提高采收率研究院，北京 102249）

0 引言

渤海油田探明稠油儲量超過20億t，過去采用泵抽和注水等冷采方式開發(fā)地層條件下黏度小于2 000 mPa·s的稠油油藏，平均日產(chǎn)油量為10～30m3.由于海上采油平臺空間限制，陸地油田常用的循環(huán)注蒸氣、蒸氣驅(qū)或SAGD等注蒸氣熱力開采技術(shù)不能應(yīng)用于海上稠油熱力開采.另外，渤海油田稠油油藏埋藏深度一般為1 000～1 500m，原始地層壓力在10MPa以上，注蒸氣困難.采用小型模塊化蒸氣和煙氣發(fā)生器，將產(chǎn)生的高溫蒸氣和煙氣注入海上稠油油藏可以提高稠油開采速度和采收率[1］，為海上稠油熱力開采提供新思路.

稀油油藏注入CO2等氣體可以提高原油采收率[1］.實際上，稠油蒸氣吞吐進(jìn)入到后期時，開發(fā)效果隨著地層能量下降而變差，注N2、CO2或煙氣等氣體可以提高蒸氣的波及體積，補充地層能量，并且進(jìn)一步降低稠油黏度及地層殘余油飽和度.在注蒸氣的同時，注入CO2可以改善稠油蒸氣吞吐后期的開發(fā)效果，機理是注入的CO2進(jìn)一步降低稠油黏度和產(chǎn)生溶解氣驅(qū)而提高稠油采收率，附加的氣驅(qū)能使原油產(chǎn)量增加，但在CO2或蒸氣突破后，氣體對原油增產(chǎn)將不再起作用.溶解氣油比低的油藏注入CO2和蒸氣比單獨注蒸氣能夠進(jìn)一步提高采收率，在高溶解氣油比油藏蒸氣驅(qū)時注入CO2作用不明顯，只要注入蒸氣溫度高于飽和溫度，則注入溫度變低并不降低采收率[1-3］.模擬水平井和直井注入蒸氣和CO2實驗時發(fā)現(xiàn)，盡管同時注入蒸氣和CO2能夠提高最終采收率和采油速度，但水平注入井與生產(chǎn)井的采收率要低于直井注入與水平井采出.底水油藏注蒸氣初始階段注入CO2能夠提高采收率，同時注入蒸氣和CO2的開采效果要好于注蒸氣的[4］.在SAGD和電加熱開采時注入N2、CO2或煙氣，也可以補充地層能量，提高采收率速度和采收率[5］.在蒸氣吞吐時，以前置段塞式注入N2、CO2或煙氣，由于氣體具有壓縮性、膨脹性、小熱容、低黏度等特點，蒸氣吞吐添加N2后有利于保持地層壓力，延長吞吐周期，改善蒸氣波及體積，增加近井地帶的洗油效率，尤其對改善薄層稠油油藏和深層稠油油藏開發(fā)效果明顯.目前，主要采用N2或CO2與蒸氣復(fù)合吞吐的方式，并注入一定量表面活性劑控制氣體的流度[6-19］，也可以采用地下自生CO2泡沫輔助蒸氣吞吐技術(shù)[20］.可見，在注蒸氣的同時，注入N2、CO2或煙氣等氣體主要用于開采后期，以補充地層能量、改善開采效果.

針對渤海稠油油藏埋藏深、壓力大及海上采油平臺空間有限等特點，通過實驗和油藏數(shù)值模擬，研究采用小型蒸氣煙氣發(fā)生器同時注入蒸氣和煙氣循環(huán)激勵開采海上稠油的機理，優(yōu)化注入蒸氣和煙氣溫度、煙氣蒸氣體積比、周期蒸氣和氣體注入量等參數(shù)，并在渤海稠油油田開展4口井的現(xiàn)場應(yīng)用試驗.

1 實驗與數(shù)值模擬

通過測定稠油與氣體混合物的高溫高壓流變性，考察氣體和熱對稠油流變性的影響；通過填砂模型實驗，研究循環(huán)注蒸氣和煙氣激勵的開采動態(tài)和開采效果；通過油藏數(shù)值模擬，優(yōu)化循環(huán)注蒸氣和煙氣激勵開采的注入?yún)?shù)；通過綜合流變性測定、填砂模型實驗和油藏數(shù)值模擬，研究循環(huán)注蒸氣和煙氣激勵的開采機理.

實驗用稠油樣品取自海上稠油油藏，主要特性見文獻(xiàn)[2］，56℃溫度時脫氣稠油黏度為1 681mPa·s，實驗用N2純度為99.99%，CO2純度為98%，實驗用模擬地層水根據(jù)油田地層水組成配制，總礦化度為7 400mg／L.

不同溫度和壓力下，稠油及稠油與氣體混合物的流變性采用具有密閉系統(tǒng)的Haake RS6000流變儀測量.稠油被裝在配有電磁馬達(dá)的密閉容器內(nèi)，用油浴控制和維持溫度，通過中間容器向密閉容器注入壓縮氣體.

循環(huán)注蒸氣和煙氣激勵的填砂模擬實驗裝置見圖1.填砂模型（100mm×650mm）安裝4個溫度傳感器和4個壓力傳感器，填砂模型外部有隔熱和控溫裝置，采用中間容器模擬地層的流體壓力（10MPa）.在吞吐模擬實驗中，首先飽和模擬地層水和含溶解氣的稠油（溶解氣油比為10m3／m3），注入設(shè)計量的蒸氣或者蒸氣與煙氣，燜井一段時間后，采出端開始生產(chǎn)，同時以恒定壓力向模型注入稠油模擬地層壓力，分離采出液與采出氣，記錄油、水和氣的生產(chǎn)速度及模型溫度和壓力變化.

圖1 填砂模型實驗裝置Fig.1 Diagram of the experimental apparatus with sand packed model

采用ECLIPSE的THERMAL模擬器進(jìn)行循環(huán)注蒸氣和煙氣油藏數(shù)值模擬，采用N2、CO2、CH4、C2-5、C6-12、C13-29和C30＋等7個擬組分.主要油藏地質(zhì)參數(shù)及水平井參數(shù)見表1.油藏模型長度為1 000 m，寬度為200m，共有50 000（50×40×25）個網(wǎng)格.油藏數(shù)值模擬方案包括冷采、循環(huán)注蒸氣激勵、循環(huán)注氣體激勵和循環(huán)注蒸氣與氣體激勵.模擬計算時間為24個月.

表1 油藏地質(zhì)參數(shù)及水平井參數(shù)Table1 Parameters of reservoir and horizontal well

2 增產(chǎn)機理

2.1 熱降黏與氣體降黏

在15MPa和56～180℃溫度時，溶解天然氣稠油及其與N2、CO2和煙氣混合物的黏度曲線見圖2.由圖2可以看出，溫度升高和氣體溶解使稠油黏度降低，在低溫時氣體的溶解降黏作用比較顯著，或者說氣體溶解對稠油黏度的影響隨著溫度升高而降低.稠油與煙氣混合物的黏度隨著溫度的變化特性與N2接近，原因是煙氣中N2體積分?jǐn)?shù)達(dá)到85%以上.另外，當(dāng)溫度高于150℃后，溶解天然氣稠油與N2和煙氣混合物的黏度隨著溫度的升高而增大，原因是高溫時氣體對稠油的抽提作用增強，使稠油中輕質(zhì)組分含量有所減小.

在56～240℃溫度和0～20MPa時，稠油與氣體混合物的表觀黏度測定結(jié)果見圖3.由圖3可以看出，稠油黏度隨著溫度升高而降低，溫度由56℃升至180℃時，稠油黏度由1 681.0mPa·s降為80.5 mPa·s，降低95.2%.當(dāng)溫度高于120℃后，稠油黏度降低幅度變緩，當(dāng)稠油加熱至100～120℃時，取得較好的稠油降黏效果.在不同溫度時，稠油黏度隨著溶解煙氣壓力的變化規(guī)律并不相同；在56℃溫度時，當(dāng)壓力大于3MPa后，稠油與煙氣混合物的黏度隨著壓力增大而增大，原因在于低溫時稠油與煙氣混合物的飽和壓力低，進(jìn)一步增大壓力僅對稠油產(chǎn)生壓縮作用；在80℃溫度時，稠油與煙氣混合物的黏度在壓力大于5MPa后隨著壓力增大而增大；當(dāng)高于100℃溫度后，稠油黏度隨著壓力的增大而降低，并且溫度越高，稠油黏度隨著壓力增大而降低的幅度越大.

圖2 稠油（溶解氣油比為10m3／m3）與氣體混合物的黏度與溫度的關(guān)系曲線Fig.2 Relationship between viscosity of heavy oil saturated with natural gas and N2，CO2，or flue gas and temperature

圖3 不同溫度下稠油與煙氣混合物表觀黏度與壓力的關(guān)系曲線Fig.3 Relationship of viscosity of heavy oil saturated with flue gas and pressure at different temperature

在不同溫度時采油指數(shù)和黏度比（飽和溶解氣稠油56℃溫度時黏度與加熱后稠油黏度之比）關(guān)系曲線見圖4.由圖4可以看出，采油指數(shù)與黏度比之間具有很好的相關(guān)性，采油指數(shù)和黏度比隨著溫度升高而增大，加熱至200℃溫度時的采油指數(shù)是56℃溫度時冷采的20倍以上.

2.2 氣體擴大加熱腔與增大油藏壓力

圖4 采油指數(shù)和黏度比與溫度的關(guān)系曲線Fig.4 Relationship between oil production index and μ0／μand temperature

與注蒸氣相比，同時注蒸氣和煙氣能夠擴大加熱腔體積和增大油藏壓力，當(dāng)蒸氣分壓較低時，可以使蒸氣在油藏條件下保持氣態(tài).一口水平井分別注入3.3×103m3的200℃溫度蒸氣激勵開采，以及注入3.3×103m3的200℃溫度蒸氣與2.70×106m3煙氣激勵開采的數(shù)值模擬結(jié)果表明，注蒸氣與煙氣油藏的加熱腔體積是注蒸氣的4倍（燜井結(jié)束時沿水平井的油藏溫度剖面見圖5），但注蒸氣與煙氣油藏加熱腔的平均溫度為152℃，低于注蒸氣的177℃.同時，注入蒸氣和煙氣油藏有效波及體積內(nèi)壓力的增大值是注蒸氣油藏的3倍.

圖5 注蒸氣和煙氣油藏與注蒸氣油藏燜井結(jié)束時的油藏溫度剖面Fig.5 Temperature profile of reservoir after steam injection and steam and flue gas co-injection

2.3 氣體輔助重力泄油

稠油和煙氣的重力差有利于加熱后油藏的重力泄油.如果忽略氣體在原油和水中的溶解，假如原油密度為950kg／m3，儲層厚度為20m，計算得到注入蒸氣與氣體時稠油和氣體之間的重力差值（見表2）.其中負(fù)值說明蒸氣在高壓低溫下為液態(tài)，水和稠油的重力差成為驅(qū)油阻力.由于煙氣中N2的壓縮性要高于CO2，N2與稠油的重力差要大于CO2.當(dāng)油藏壓力降低至5MPa、溫度為200～300℃時，注入N2與稠油的重力差最大為0.2MPa，重力差的泄油作用隨著油藏壓力的降低而變得明顯.

表2 蒸氣、N2和CO2與原油的重力差計算結(jié)果Table2 Calculation result of gravity difference between oil and steam，N2or CO2

2.4 蒸氣與氣體的協(xié)同作用

循環(huán)注蒸氣、氣體和蒸氣加氣體激勵等不同開采方式的填砂管模擬實驗結(jié)果見表3.由表3可以看出，循環(huán)注蒸氣激勵、循環(huán)注氣體激勵、循環(huán)注蒸氣加氣體激勵的平均采油速度是冷采的1.5～3.0倍，循環(huán)注蒸氣加氣體激勵的產(chǎn)油量大于循環(huán)注蒸氣產(chǎn)油量與循環(huán)注氣體產(chǎn)油量之和，表明注入蒸氣與氣體具有協(xié)同增產(chǎn)效果.蒸氣與氣體的協(xié)同增產(chǎn)的作用機理在于：煙氣提高加熱效率，減少向上覆巖層的熱損失；煙氣溶解降低稠油黏度，降低蒸氣注入壓力，提高蒸氣注入能力；高溫蒸氣加熱油藏可以提高煙氣注入能力.

表3 循環(huán)注入蒸氣、氣體和蒸氣加氣體激勵開采模擬實驗結(jié)果Table3 Experimental result of cyclic steam，gas or steam and flue gas stimulation

3 注入?yún)?shù)優(yōu)化

通過一個輪次循環(huán)注蒸氣與煙氣開采的油藏數(shù)值模擬，優(yōu)化注入溫度、煙氣蒸氣體積比和周期注入量等循環(huán)注蒸氣與煙氣激勵開采的關(guān)鍵參數(shù).

3.1 注入蒸氣和煙氣的溫度

分別注入150℃、200℃和300℃溫度的蒸氣和煙氣激勵開采的注采參數(shù)見表4.由表4可以看出，周期產(chǎn)油量隨著注入蒸氣和煙氣溫度的提高而增加.在輸出相同熱量條件下，蒸氣和煙氣發(fā)生器產(chǎn)生300℃高溫蒸氣和煙氣時注入水量較少，蒸氣所占比例較小，蒸氣分壓也較低，蒸氣在10MPa油藏中的分壓約為5MPa，而飽和壓力約為8MPa，蒸氣保持氣態(tài)；在200℃溫度蒸氣和煙氣中蒸氣分壓約為8MPa，而飽和壓力約為2MPa，蒸氣在10MPa油藏中為液態(tài).循環(huán)注入不同溫度蒸氣和煙氣油藏燜井后沿水平井的溫度剖面（見圖6）表明，對于10MPa油藏注入蒸氣和煙氣時，注入氣態(tài)的高溫蒸氣可以擴大加熱腔，提高加熱效率.因此，注入溫度較高的蒸氣和煙氣進(jìn)行激勵開采的效果較好，建議注入蒸氣和煙氣的溫度高于300℃.

表4 循環(huán)注入不同溫度蒸氣和煙氣激勵開采的注采參數(shù)Table4 Injection and production parameters of cyclic steam and flue gas stimulation with different temperatures

圖6 循環(huán)注入不同溫度蒸氣和煙氣油藏燜井后沿水平井的溫度剖面Fig.6 Temperature profile of reservoir after different temperature steam and flue gas co-injection

3.2 注入煙氣蒸氣體積比

循環(huán)注入1 860m3、300℃溫度的蒸氣與不同比例煙氣激勵開采的數(shù)值模擬結(jié)果見表5.其中大氣壓下煙氣蒸氣體積比分別為0.05、0.27、0.54和1.08.由表5可以看出，在給定的油藏條件下，當(dāng)煙氣蒸氣體積比為0.54時，周期產(chǎn)油量最高；在煙氣蒸氣體積比增至1.08時，周期產(chǎn)油量降低.原因在于當(dāng)煙氣蒸氣體積比過高時，生產(chǎn)初期產(chǎn)氣時間過長，地層熱損失增大，影響稠油的開采效果.因此，給定油藏條件下的合理煙氣蒸氣體積比為0.4～0.6（在大氣壓下）.

表5 循環(huán)注入300℃溫度蒸氣與不同比例煙氣激勵開采的注采參數(shù)Table5 Injection and production parameters of cyclic co-injection of 300℃steam and different ratio flue gas

3.3 蒸氣與氣體注入量

目前的蒸氣和煙氣發(fā)生器每天能夠產(chǎn)生186m3的300℃溫度蒸氣及相應(yīng)比例的煙氣，注入10、20和30d的300℃溫度蒸氣和煙氣激勵開采的數(shù)值模擬結(jié)果見表6.由表6可以看出，周期產(chǎn)油量隨著蒸氣和煙氣注入量的增大而增大，但注入時間超過20d時周期產(chǎn)油量增大的趨勢變緩.推薦蒸氣和煙氣合理注入時間為20d，或者注入3 700m3蒸氣和5.4×106m3（在大氣壓下）煙氣.

表6 不同注入量300℃溫度蒸氣和煙氣激勵開采的注采參數(shù)Table6 Injection and production parameters of cyclic co-injection of different volume of 300℃steam flue gas

4 現(xiàn)場試驗

在渤海油田某海上稠油油田開展4口井的循環(huán)注蒸氣和煙氣激勵開采現(xiàn)場試驗.基于實驗優(yōu)化結(jié)果，注入蒸氣和煙氣的溫度為300℃，煙氣蒸氣體積比為0.4～0.6（在大氣壓下），并添加緩蝕劑抑制注入蒸氣和煙氣時的CO2腐蝕及O2腐蝕，在注蒸氣和煙氣時在油管與套管環(huán)空注入N2隔熱.其中，A和B井的直井段為非熱采完井、水平段或定向井段普通篩管完井.A井是水平分支井，水平井段長度為517.25 m，平均儲層厚度為7.90m，儲層中心埋深為941.00m.A井注入15d的300℃溫度的蒸氣和煙氣，然后關(guān)井5d，A井自噴生產(chǎn)5d；然后用泵抽生產(chǎn)300d.采油初期日產(chǎn)液量為93m3，日產(chǎn)油量為61m3（約為冷采的2倍），井底流壓達(dá)到9.1MPa（冷采時為4.5MPa），周期產(chǎn)油量達(dá)到8 818m3，增產(chǎn)原油2.266 m3.B井是定向井，油藏斜厚為22.00m（垂直厚度為11.90m），儲層中心埋深為1 069.00m.C和D井為直井段熱采完井、水平段優(yōu)質(zhì)篩管完井.注入3.6t的300℃溫度蒸氣與煙氣，開采初期日產(chǎn)油量為70 m3，最高日產(chǎn)油量為110m3，周期產(chǎn)油量為9 534m3.

蒸氣與煙氣發(fā)生器現(xiàn)場運行狀態(tài)良好，循環(huán)注蒸氣和煙氣激勵開采的增產(chǎn)效果非常明顯，表明循環(huán)注蒸氣和煙氣激勵開采海上稠油具有廣泛的應(yīng)用前景.

圖7 A井循環(huán)注蒸氣和煙氣激勵的生產(chǎn)動態(tài)Fig.7 Production performance of well A stimulated by co-injection of steam and flue gas

圖8 B井循環(huán)注蒸氣和煙氣激勵的生產(chǎn)動態(tài)Fig.8 Production performance of well B stimulated by co-injection of steam and flue gas

5 結(jié)論

（1）循環(huán)注蒸氣和煙氣激勵的開采機理主要包括加熱降黏、氣體溶解降黏、氣體擴大加熱腔與減少熱損失及蒸氣與氣體的協(xié)同增產(chǎn)效應(yīng).

（2）在循環(huán)注蒸氣和煙氣激勵開采時，合理注入蒸氣與煙氣溫度高于300℃，大氣壓下煙氣與蒸氣體積比為0.4～0.6.

（3）渤海油田稠油井循環(huán)注蒸氣和煙氣激勵開采試驗表明，激勵后稠油井平均日產(chǎn)油量達(dá)到冷采的3倍以上，最高日產(chǎn)油量達(dá)到110m3，周期產(chǎn)油量達(dá)到1.0萬m3左右.

（4）循環(huán)注蒸氣和煙氣激勵開采海上稠油的增產(chǎn)效果明顯，推廣應(yīng)用前景廣闊，有潛力成為海上稠油熱采的主要方式.

（5）實驗、數(shù)值模擬和現(xiàn)場試驗是在一個輪次注蒸氣和煙氣激勵開采條件下進(jìn)行的，將開展多輪次注蒸氣和煙氣激勵開采的實驗和數(shù)值模擬研究，優(yōu)化不同輪次注入蒸氣和煙氣溫度、煙氣蒸氣體積比和注入量等參數(shù)，并開展多輪次現(xiàn)場試驗.

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