李鹏华, 李兆敏, 李宾飞, 李岩涛, 杨风军

(1.中国石油与天然气勘探开发公司,北京 100034; 2.中国石油大学石油工程学院,山东青岛 266555; 3.中石化管道局聊城输油处,山东聊城 252000)

封闭油藏注气增能降粘提高采收率研究

李鹏华1, 李兆敏2, 李宾飞2, 李岩涛3, 杨风军3

(1.中国石油与天然气勘探开发公司,北京 100034; 2.中国石油大学石油工程学院,山东青岛 266555; 3.中石化管道局聊城输油处,山东聊城 252000)

封闭油藏主要靠油藏自身的弹性能开采,能量衰竭很快。向地层注入CO2或烟道气,可以增加封闭油藏的压力,补充地层弹性能。利用高温高压PV T设备,把注入烟道气或者CO2和稠油充分混合,测得1 MPa到7 M Pa条件下的烟道气或者CO2稠油的粘度和体积系数。并用岩心实验模拟注入烟道气或者CO2的稠油压力衰竭开采过程。实验表明,CO2和烟道气在原油中有很好的降粘能力,40℃、7 M Pa条件下分别饱和CO2和烟道气,饱和CO2原油的粘度降低幅度超过95%,体积膨胀15%;饱和烟道气的原油粘度降低38.1%,体积膨胀4.9%。压力衰竭实验表明,注入段塞的大小0.4 PV为宜;三轮次注气增能降粘CO2能采出57.84%的原油;烟道气能采出43.99%原油;水驱后注气增能分别能提高采收率17.31%、13.29%。

封闭油藏; CO2; 烟道气; 增能降粘; 压力衰竭

封闭油藏在开采过程中无能量补给或者补给有限,主要依靠油藏自身的膨胀能来驱替原油,油藏压力下降快,一次采收率低[1]。CO2和烟道气溶解于原油中使其体积膨胀,粘度降低[2]。Raj K[3]比较了CO2、烟道气和采出气在稠油中的溶解性能; Srivastava R K等[4]用CO2驱替实验来研究CO2提高稠油采收率能力;Simon R[5]进行了CO2溶解于稠油的实验;M iller J S A[6]考察了来自加州Cat Canyon油田、W ilmington油田和堪萨斯州的Densmore油田的4种不同性质的稠油溶解CO2能力,以及油气混合物的膨胀系数和粘度。辽河油田把CO2和蒸汽结合起来开采超稠油油藏[7]。注入的CO2和烟道气可以增加封闭油藏的压力,补充地层弹性能;并且油藏条件下CO2和烟道气在压力衰竭过程中逐渐从原油中析出来,聚集在油藏的高部位,为油藏提高一个类似于气顶油藏的气顶驱。油藏压力衰竭速度减缓,采收率有一定的提高。本文针对封闭油藏无能量补充的特点,设计了注气增能降粘压力衰竭开采实验,以此来分析注气增能降粘开采封闭稠油油藏的可行性。

1 注气对原油物性的影响

1.1 实验仪器及材料

实验仪器由高压PV T仪(包括二氧化碳气瓶、恒温控制系统、落球式粘度计)、容气瓶、泵等仪器组成,见图1。

Fig.1 PVT physical property analyzing apparatus图1 PV T物性分析装置

选用的油样为某采油厂脱气稠油样,密度0.983 g/cm3,粘度(40℃)2 246 m Pa·s。测试温度为40℃。

1.2 实验方法

把一定比例的模拟烟道气(CO2和N2体积分数分别为15%和85%)和高纯度CO2(纯度大于99%)分别和预先配制的原油装入PV T筒中混合并不断搅拌使其混合均匀,在设定40℃温度下恒温4 h。通过移动活塞来改变筒内油气混合物的体积(同时亦改变了压力),把一系列对应的体积和压力绘于坐标纸上,曲线拐点处所对应的压力为该CO2或者烟道气含量下的饱和压力;之后增加筒内气体含量,再测出新的气体含量下的饱和压力曲线。测量不同饱和压力下相应的体积系数和粘度[8-9]。参照石油天然气行业地层原油物性分析方法:SY/T 5542-2000。

2 注气增能降粘岩心衰竭实验

2.1 实验仪器及材料

实验仪器包括:ISCO泵、阀门、中间容器、恒温箱、手摇泵、电子天平、气体流量计、长岩心填砂管(2.5 cm×30 cm)及高压细管等。填充好石英砂后,水测渗透率,基本参数如表1所示。原油性质与实验1相同。实验温度40℃。

表1 填砂管基本参数Table 1 Sand pipe basic parameters

2.2 实验流程及步骤

注气增能压力衰竭实验流程如图2所示。水测渗透率后饱和原油,关闭出口阀,注原油憋压至注入压力为8 M Pa,记录注入原油的量。按表2方案分别注入模拟烟道气(CO2和N2体积分数分别为15%和85%)和高纯度CO2(纯度大于99%),注入速度0.4 m L/min;封闭填砂管并静置48 h;将与手摇泵连接的出口端打开,控制采油速度(采油速度: 0.1 m L/min);计量一段时间内采出的油量和气量;重复上述采油及计量过程,直至出口压力至大气压。岩心5、10在第1轮次压力衰竭后,再分别注入0.4 PV气体,如此重复三个轮次。

Fig.2 Pressure depletion experiment scheme by in jecting gas to increase energy图2 注气增能压力衰竭实验流程

表2 注气增能压力衰竭实验方案Table 2 Pressure depletion experiment plan by in jecting gas to increase energy

3 水驱后注气增能降粘衰竭实验

3.1 实验仪器及材料

实验仪器和材料与注气衰竭实验相同。注入水矿化度4.587×10-3,粘度1 m Pa·s。

3.2 实验流程及步骤

按图2连接流程,水测渗透率后饱和原油,水驱至出口含水率98%;关闭出口阀,注水憋压至注入压力为8 M Pa,记录注入原油的量。分别往岩心13、14注入烟道气和CO2各0.4 PV;注入速度0.4 mL/min;封闭填砂管并静置48 h;将与手摇泵连接的出口端打开,控制采油速度(采油速度:0.1 m L/ min);计量一段时间内采出的油量和气量;重复上述采油及计量过程至出口压力为大气压。

4 结果与讨论

4.1 注气后体积系数和粘度与饱和压力的关系

图3显示注入CO2和烟道气后体积系数和粘度与饱和压力的关系。由图3(a)可以看出,注入CO2和烟道气后都使原油的体积膨胀,40℃、7 M Pa条件下饱和气体,饱和CO2原油的体积系数变化较大,原油体积系数达到1.15,但低于轻质原油的同条件下的体积系数[10]。这是由于稠油的重度高,溶解CO2的能力低于轻质原油,CO2溶解能力越强,地层油体积膨胀越多,地层油的弹性能量增加越多,增油效果越明显;相同条件下,原油溶解烟道气的体积系数为1.049。由图3(b)可见,加入CO2可以使原油粘度快速下降,并且初期变化幅度大于后期。1 M Pa饱和压力下饱和CO2,粘度从2 246 m Pa·s降低到1 468 m Pa·s,降幅34.6%,7 M Pa饱和压力下饱和CO2,粘度降低95%以上,降低比率小于前期。并且CO2对稠油的降粘能力大于对一般原油的降粘能力,一般原油溶解CO2后粘度最低只能降到原始值的1/10[11]。这是因为溶解CO2后的原油分子间力相对原系统发生了变化,由原来的液液分子间力变为液气分子间力,稠油胶质、沥青质大分子层状结构在溶解CO2后遭到破坏,分子间力同时也极大地减小,故其粘度降低程度更为明显。相对来说,加入烟道气后,原油的粘度降低幅度不如CO2,而且粘度下降速度正比于加入气体量;7 M Pa饱和压力下饱和烟道气,粘度的降低幅度为38.1%。这是由于烟道气中的N2在原油中溶解度小,对降粘作用较小。

Fig.3 Relationship between volume and factor viscosity and saturated pressure图3 体积系数和粘度与饱和压力的关系

4.2 注气段塞大小与采收率关系

注气段塞大小与采收率关系实验结果见表3。注气段塞从0.3 PV到0.6 PV,从表3中可以看出:不论是注CO2还是注烟道气,随着注气体积的增加,衰竭开采的采收率提高。但增加幅度不同,注CO20.3 PV的采收率为20.15%,0.4 PV时提高到25.21%,增幅5.06%,随后每增加0.1 PV,采收率提高分别是0.95%、0.60%。增幅明显减小。同样,注烟道气0.3 PV时采收率14.17%,随后每增加0.1 PV采收率增加幅度分别为4.09%、0.90%和0.50%;与注CO2的变化规律相似。可见注CO2或者烟道气的注气段塞大小为0.4 PV较合适,随后增加注气段塞,采收率有增加,但幅度不大。

压力衰竭实验采收率和GOR曲线见图4。从图4可以看出,注CO2增能衰竭过程明显可以分成3个过程。第1阶段是从起始压力降低到泡点压力附近。该阶段属于弹性驱动,采收率与压力成线性关系;产出油量是由于压力下降,原油的体积膨胀而得到的。系统压力仍高于原油的泡点压力,气体仍保持溶解状态,采收率低,汽油体积比低。该阶段注CO2三轮次采收率分别为1.53%、1.11%、0.93%,压力从初始压力到8 M Pa附近。第2阶段采收率大幅上升,并且与压力成近似的线性关系,但是气油体积比保持在低值。说明压力低于泡点压力,溶解气体逐渐析出,但是速度非常缓慢,该阶段内没有形成连续的气相,气油体积比仍保持较低水平。该阶段主要驱动能量为气体膨胀能,所以产油量上升较快。三轮次采收率分别为21.45%、15.51%、8. 99%,压力从8 M Pa到5 M Pa左右。在阶段结束点时,气体才逐渐增多,显现出脱气效应,但强度仍弱于常规原油脱气,该点可看作“拟泡点”。第3阶段是“拟泡点”之后的阶段。该阶段GOR显著增大,大量产出气体,而采收率增幅减小并趋于水平。可以认为在该阶段,模型内的溶解气体大量析出、聚并而形成连续相,占据了流动空间,采收率增幅不大。三轮次采收率分别为3.66%、2.07%、1.84%。

同样,可以看出注入烟道气衰竭过程中没有出现第1个过程。这说明40℃下,烟道气在这种原油内的泡点压力高于10 M Pa。但是第2阶段和第3阶段也很明显。第1轮注烟道气增能后在衰竭开采采收率为1 9.2 3%,比同轮次注CO2采收率低7.41%;第2轮注烟道气增能后在衰竭开采采收率为15.05%,比同轮次注CO2采收率低3.64%;第3轮注烟道气增能后在衰竭开采采收率为9.71%,比同轮次注CO2采收率低2.81%。注入三轮次的CO2和烟道气后,衰竭开采都可以采出部分原油,并且采收率递减;三轮次总采收率分别为57.84%和43.99%。

表3 注气段塞体积与采收率关系Table 3 Relationship between slug PV and oil recovery

4.3 水驱后注气增能压力衰竭采收率

水驱后注气增能压力衰竭采收率见表4。从表4可以看出,水驱后,注入气体增能降粘能提高水驱后稠油的采收率。注CO2的增能降粘可以提高采收率17.31%,注烟道气可以提高采收率13.29%。并且衰竭过程与实验2相似,这说明原油中水的含量对CO2泡点压力影响不大。

Fig.4 Oil recovery curve and GOR curve of three runs pressure depletion experiment图4 三轮次压力衰竭实验采收率和GOR曲线

表4 水驱后注气增能压力衰竭采收率Table 4 Oil recovery of pressure depleted experiment by in jecting gasafter water flooding

综上,封闭油藏开采压力衰竭快,通过注入CO2或者烟道气能增加稠油体积系数的同时降低稠油的粘度。这样可以提高整个油藏体系的能量,注入的气体降低了稠油的粘度,这样稠油更容易被开采出来,后续开采时,注入气体从稠油中分解出来,聚集在油藏的高部位,提高气顶能量,减缓油藏体系的压力衰减。这样封闭稠油油藏的采收率提高。

室内注气吞吐实验表明,注入CO2或者烟道气可以显著提高封闭稠油油藏的采收率。整个压力衰竭过程可以分为3个阶段:原油体积膨胀采油阶段,该阶段依靠原油体积膨胀能驱替原油,采收率低, GOR低;气体体积膨胀采油阶段,该阶段压力低于泡点压力,气体从原油中析出,但速度慢,采收率上升快,但没有形成连续的气相,气油体积比仍保持较低水平;“拟泡点”之后的阶段,该阶段GOR显著增大,大量产出气体,而采收率增幅减小并趋于水平。并且水驱后,注入CO2或者烟道气也能提高封闭稠油油藏的采收率。

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(Ed.:YYL,Z)

Enhancing Bounded Reservoir Oil Recovery by Injecting Gas to Increase Energy and Decrease Viscosity

Bounded reservoir p roduced oilmainly by self-expanding energy,and p ressure decreases rapidly.It can increase bounded reservoir p ressure and formation expansion ability by injecting CO2o r flue gas.Injected flue gas,CO2and heavy oil into a HTHP PV T equipment,and measured it’s viscosity and volume facto rs in the condition 1 MPa to 7 MPa.Simulating heavy oil,after injected flue gas o r CO2,p ressure dep leted recovery p rocess by using co re huff and puff experiment. Experimental results show the CO2and flue gas dissolved in oil can greatly decrease oil viscosity.Oil viscosity,saturated CO2, decreased more than 95%,and volume expansion increased 15%in 40℃,7 M Pa condition;but in the same condition oil viscosity,saturated flue gas,decreased 38.1%,and volume expansion increased 4.9%.Pressure dep letion experiments show the injecting 0.4 PV gas is op timum.It can displace out 57.84%oil by injecting three runso.4 PV CO2;and get 43.99%by injecting three runs 0.4 PV flue gas.Oil recovery increases separately 17.31%,13.29%by injecting 0.4 PV CO2o r flue gas after water flooding.

Bounded reservoir;CO2;Flue gas;Increase energy and decrease viscosity;Pressure dep leted

.Tel.:+86-15698143396;fax:+86-546-62421053;e-mail:phl123450119@sina.com.cn

TE357.7

A

10.3696/j.issn.1006-396X.2010.04.013

1006-396X(2010)04-0056-04

2010-03-24

李鹏华(1979-),男,湖南郴州市,工程师,博士。

山东省自然科学研究基金资助课题(Y2006E11)。