赵明国， 张成君， 陈明明， 王 鹏， 高立明

(1.东北石油大学提高采收率教育部重点实验室，黑龙江大庆 163318； 2.哈尔滨理工大学工程训练中心，黑龙江哈尔滨 150080；3.中国石化胜利石油工程有限公司井下作业公司，山东东营 257000)

不同非凝析气对稠油高压物性的影响

赵明国1， 张成君1， 陈明明2， 王 鹏1， 高立明3

(1.东北石油大学提高采收率教育部重点实验室，黑龙江大庆 163318； 2.哈尔滨理工大学工程训练中心，黑龙江哈尔滨 150080；3.中国石化胜利石油工程有限公司井下作业公司，山东东营 257000)

QHD33-1南油田是一个已勘探发现但尚未动用的稠油油田，跟以往稠油油田开发不同，油田立足于以热采开发方式为主的前期开发，热采开发方案设计需要大量的室内实验数据。基于室内物理模拟，采用高温高压实验仪器，开展了多种非凝析气对稠油高温高压热物性影响的研究。结果表明，QHD33-1南油田稠油在相同温度和压力下溶解CO2与油体积比明显高于N2，溶解CO2的降黏率可达30%～90%，温度越低，压力越大，溶解CO2的降黏作用越明显；在实验温度和压力下溶解N2降黏幅度均低于20%；烟道气的溶解能力及降黏效果高于N2，低于CO2。

非凝析气； 稠油； 降黏率； 体积比

多元热流体吞吐技术作为目前海上应用规模较大的稠油热采技术，在海上应用中取得了较好的开发效果[1-2]，且热水/蒸汽+烟道气(N2/CO2)的开采理念符合目前行业发展趋势[3-4]，2008年在南堡35-2油田首次开展了海上多元热流体吞吐试验，随后成功实施了多口井，并于2010年在渤海PL9-B井进行了多元热流体吞吐探井测试，取得了显著的增产效果[5]。2008年在渤海N油田先导实验证明，与冷采相比，多元热流体吞吐提高产能近2倍左右[6-8]。QHD33-1南油田是一个已勘探发现但尚未动用的稠油油田，跟以往稠油油田开发不同，QHD33-1南油田立足于在开发前期即考虑热采开发方式。油田的热采开发方案设计[9-10]，需要大量的室内实验数据。本文以QHD33-1南油田原油为样品，在油田原油基本物性测定的基础上，用不同种类的非凝析气进行了注气膨胀模拟试验，对比注气后的原油主要物性参数变化，研究分析了N2、CO2、烟道气对稠油高温高压物性(PVT物性)的影响，为QHD33-1南油田开发方案的制定提供室内实验数据支持[11-12]。

1 实验部分

1.1实验材料

实验用油：QHD33-1井地面原油。按照SY/T 6315—2006(稠油油藏高温相对渗透率及驱油效率的测定方法)标准要求，实验前采用蒸馏法将稠油在120 ℃下进行脱水处理，对脱水处理后的油再通过含水分析仪测定含水率为0.3%(达到中海油研究院要求的含水率低于0.5%)。

实验气样：根据胜利油田地质院和中国石油勘探开发研究院地层气气相色谱分析结果配制模拟地层气，其组成见表1。

表1 模拟地层气的组成Table 1 The composition of simulated formation gas %

1.2实验方法

参照标准SY/T 5542—2009(油气藏流体物性分析方法),向模拟油藏的PVT筒内转入一定量的脱气稠油，然后，在模拟油藏原始压力下根据地层溶解油与气体积比确定注入地层气量，均匀混合后，测出模拟地层油饱和压力、溶解气与油体积比、黏度等参数。模拟油高压物性参数见表2。

在设计压力水平下通过中间容器向PVT筒注入的非凝析气为N2、CO2或烟道气，搅拌均匀后测定注入非凝析气后地层油的饱和压力，并进行单次脱气，测定地层油的气与油体积比、体积系数、黏度等参数。高压物性实验装置流程如图1所示。

图1 高压物性实验装置流程图

Fig.1TheflowchartofthePVTexperiment

在模拟实验温度和压力下，钢球在盛有饱和气体稠油的落球黏度计中自由下落，通过记录钢球的下落时间，由式(1)计算原油的黏度：

(1)

式中，μ为原油黏度，mPa·s；t为钢球下落时间，s；ρ1、ρ2为钢球和原油的密度，g/cm3；k为黏度计常数，与钢球的尺寸及密度有关。

2 结果与讨论

2.1地层模拟油配制实验结果及分析

采用法国产PVT140/1500FV分析仪测定了QHD33-1南油田稠油的饱和压力、体积系数和溶解气与油体积比等,数据与中石油勘探开发研究院和胜利油田地质院测定结果对比如表2所示。由表2可知，实验测定的饱和压力与中石油勘探开发研究院测定结果的差别为1.9%，与胜利油田地质院的差别为2.8%；溶解气与油体积比的差别分别为1.0%和4.0%；体积系数的差别分别为0.8%和1.2%；51 ℃时黏度差别分别为1.9%和3.3%。

表2 地层模拟油配制参数测定结果Table 2 The determination results of the reservoir simulation oil’s parameters

注：①、②为实验合作单位提供的数据。

2.2气体类型对稠油PVT特性影响

2.2.1 CO2体系 图2为不同溶解CO2与油体积比情况下饱和压力与体系黏度的变化。从图2中可以看出，在相同温度下，溶解CO2体积越多，饱和压力就会越高，即溶解CO2与油体积比随着压力的增大而增大，51 ℃、20 MPa时溶解CO2与油体积比为46.5，10 MPa时溶解CO2与油体积比为18.9，溶解CO2与油体积比随着压力增大而增大的趋势非常明显。

图2 不同溶解CO2与油体积比下饱和 压力与体系黏度变化

Fig.2TherelationshipbetweensaturationpressureandviscositywithdifferentvolumeratioCO2-oil

在相同温度下，稠油与CO2体系的黏度随着溶解CO2与油体积比增大而明显减小。51 ℃时，当溶解CO2与油体积比由18.9升至46.5时，体系黏度由272 mPa·s降至54.3 mPa·s，降黏率(与未加入非凝析气的稠油黏度相比)由29.9%提高至86.0%，随着温度增加，稠油黏度降低，但降黏率减小。相同温度下，增大溶解CO2与油体积比降黏幅度增大。

2.2.2 N2体系 在不同溶解N2与油体积比下，饱和压力与体系黏度变化情况如图3所示。从图3中可以看出，相同压力下稠油溶解N2与油体积比随着温度的升高而减小，如20 MPa、150 ℃时溶解N2与油体积比为7.7，比51 ℃时的12.5降低了38.4%，不同温度和压力下溶解N2降黏幅度均低于20%。

图3 不同溶解N2与油体积比下饱和压力与体系黏度变化

Fig.3TherelationshipbetweensaturationpressureandviscositywithdifferentvolumeratioN2-oil

2.2.3 烟道气体系 烟道气主要由N2和CO2组成，实验中所用烟道气为混合气体，其中V(N2)/V(CO2)=4∶1。不同溶解N2+CO2与油体积比下，饱和压力与体系黏度变化如图4所示。从图4中可以看出，溶解N2+CO2与油体积比也随着压力的增大而增大，相同压力下稠油溶解N2+CO2与油体积比随着温度的升高而减小，150 ℃、20 MPa时溶解N2+CO2与油体积比降为9.6，比51 ℃时的14.2降低了32.4%。溶解N2+CO2的降黏率在20 MPa时最高，降黏率为13.3%～34.0%。

图4 不同溶解N2+CO2与油体积比下饱和压力与体系黏度变化

Fig.4TherelationshipbetweensaturationpressureandviscositywithdifferentvolumeratioN2+CO2-oil

2.2.4 不同非凝析气的比较 对于QHD33-1南油田稠油来说，51 ℃、20 MPa时溶解CO2与油体积比明显高于N2与烟道气，是N2的3.7倍，烟道气的3.2倍。与N2和烟道气相比，CO2具有更高的溶解度。在实验温度(51～150 ℃)和压力(≤20 MPa)下溶解CO2的降黏效果明显好于N2与烟道气，降黏率高达86%，而N2的降黏率为19.54%，烟道气为34%，主要原因在于CO2使原油体积膨胀、降低界面张力、对稠油胶体体系的破坏作用等，N2与CO2相比，黏度小，密度较小，在油中的溶解性也很弱。QHD33-1南稠油溶解N2+CO2与油体积比与N2接近，51 ℃、20 MPa时溶解N2+CO2与油体积比为14.2，略高于N2(12.5)；不同温度和压力下稠油与N2+CO2体系的黏度介于N2和CO2体系之间，更接近于N2。就注非凝析气提高采收率而言，由于CO2有更高的溶解度，更好的降黏效果，建议采用CO2。

3 结论

(1) 对于QHD33-1南油田稠油来说溶解CO2与油体积比可达45以上，溶解CO2的降黏作用明显，降黏率可达30%～90%，温度越低、压力越大，溶解CO2的降黏作用越明显。

(2) 在实验温度(51～150 ℃)和压力(≤20 MPa)下，溶解N2与油体积比小于12.5，溶解N2降黏幅度低于20%；温度越高，溶解N2与油体积比越小；溶解N2的降黏效果较差，降黏率最高为19.54%。

(3) N2+CO2的溶解能力及降黏效果高于N2，低于CO2，实验条件下溶解N2+CO2与油体积比最高为14.2，溶解N2+CO2的降黏率为13.3%～34.0%。

(4) QHD33-1南油田立足于在开发前期即考虑热采开发方案，不同温度和压力下非凝析气与模拟稠油的实验结果为方案的设计提供了有效的数据依据，由于CO2与N2、烟道气相比具有更好的溶解能力，降黏率更高达86%，因此在注气选择时推荐选用CO2气体。

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(编辑 宋官龙)

The Influence of Different Non-Condensate Gas on High Pressure Property of Heavy Oil

Zhao Mingguo1, Zhang Chengjun1, Chen Mingming2, Wang Peng1, Gao Liming3

(1.ImprovedRecoveryKeyLaboratoryoftheMinistryofEducation,NortheastPetroleumUniversity,DaqingHeilongjiang163318,China; 2.EngineeringTrainingCenter,HarbinUniversityofScienceandTechnology,HarbinHeilongjiang150080,China; 3.DownholeOperationCompany,SinopecShengliPetroleumEngineeringCompany,DongyingShandong257000,China)

The southern part of Qinhuangdao 33-1 oil field is a heavy oil field which has not been exploited. The mode of thermal recovery is considered unusually in the early of exploitation. The design of thermal recovery mode depends on mass experimental data. Based on the indoor physical simulation, the influence of different non-condensate gas on high temperature and high pressure property of heavy oil is studied with a set of experiment instrument which support high temperature and high pressure. The results show that the volume ratio of CO2dissolved in heavy oil of the southern part of Qinhuangdao 33-1 oil field is higher than N2obviously, and the reduction rate of CO2is 30%～90%. The lower temperature and greater pressure make CO2reduce the viscosity of heavy oil more effectively. In different experiment temperature and pressure conditions, the N2viscosity reducing extent is lower than 20%, and the dissolving capacity and viscosity reducing effect of flue gas is between N2and CO2.

Non-condensate gas; Heavy oil; Viscosity reduction rate; Volume ratio

2014-04-29

：2014-05-28

国家科技重大专项“CO2提高油田动用率和采收率技术”(2008zx05016-004)。

赵明国(1963-)，男，博士，教授，从事提高油气采收率技术与低渗透油田开发技术研究；E-mail: zhaomingguo63@163.com。

1006-396X(2014)05-0058-04

TE347

： A

10.3969/j.issn.1006-396X.2014.05.013