超稠油三元复合吞吐技术研究与应用

2015-02-17李兆敏程时清

特种油气藏 2015年2期

关键词：胜利油田黏剂稠油

陶磊，李兆敏，程时清

(1.中国石油大学，北京 102249；2.中国石油大学，山东青岛 266580)

超稠油三元复合吞吐技术研究与应用

陶磊1，李兆敏2，程时清1

(1.中国石油大学，北京 102249；2.中国石油大学，山东青岛 266580)

三元复合吞吐技术突破了胜利油田超稠油开发的瓶颈，实现了该类油藏的有效动用。通过溶胀实验、流变性能实验和矿场效果分析，研究了三元复合吞吐技术提高采收率机理。结果表明：CO2能够溶解于超稠油并使其产生膨胀，超稠油流变性能对温度非常敏感，加热、CO2和降黏剂三元素具有较好的协同作用，能够大幅度降低原油黏度；提出了降黏倍率的概念，对超稠油降黏的表征更加直观。现场应用表明，回采过程中超稠油物理化学性质改善，黏度降低，与常规蒸汽吞吐相比，其注汽质量明显改善，周期产量和油汽比大幅提升。该研究为其他油田超稠油的开采提供了借鉴。

超稠油；三元复合吞吐技术；流变性能；降黏倍率；CO2；降黏剂；胜利油田

引言

超稠油又称天然沥青，是指在地层条件黏度大于50 000 mPa·s，密度大于0.98 g/cm3的原油[1]。胜利油田超稠油资源丰富，主要分布在郑411、单113、坨826及草西南等区块，其中原油黏度大于10×104mPa·s的原油储量达到5 159×104t，占未动用稠油储量的38%，是胜利油田重要的储量资源。由于超稠油黏度大、埋藏深、储层薄等开发难题，这类油藏无法采用出砂冷采、露天开采、蒸汽吞吐、蒸汽驱等常规稠油开采方式进行有效开采。针对上述情况胜利油田发展了超稠油三元复合吞吐技术，该技术集成了超稠油油溶性降黏剂降黏技术、CO2非混相驱油技术及稠油蒸汽吞吐技术，在胜利油田超稠油开采方面取得了突破，并进行了大规模的应用，应用效果和经济效益显著。

1 三元复合吞吐技术机理研究

1.1 CO2对超稠油溶解膨胀作用

三元复合吞吐技术中，CO2对超稠油的溶胀作用是其重要作用机理，利用稠油高温高压PVT物性分析仪研究了CO2对超稠油的溶解能力和膨胀能力。实验油样取自水平井Z411-P2，50℃下原油黏度为252 000 mPa·s，密度为1.02 g/cm3，实验结果如表1所示。

表1 不同温度下CO2饱和压力和体积系数

由表1可知：超稠油能够溶解CO2且溶解后体积膨胀。胜利油田超稠油油藏的埋深一般为1 000 m以上，油藏压力大于10 MPa，油藏温度为60～75℃，油藏压力下CO2的溶解度大于50 m3/m3，溶解CO2后原油体积系数大于1.14。CO2能够溶解于超稠油的机理是萃取其中的轻质组分，压力越高萃取能力越强，温度越高溶解CO2的超稠油体积系数越大。CO2对超稠油溶胀作用是三元复合吞吐技术提高采收率的重要机理，超稠油体积膨胀会增加地层弹性能量，增大驱替压差，从而加快采油速度，延长生产周期[1-2]。溶解CO2后的原油黏度大幅度降低[3]，同时油水间的界面张力明显减小[4]，在实际生产中既能起到扩大波及体积的作用，又兼具提高洗油效率的效果，从而可以大幅度的提高采收率。

1.2 三元复合吞吐改善流变性能研究

目前国内外评价降黏能力的一个重要指标是降黏率，即降黏后原油黏度降低的百分数。胜利油田超稠油地层条件下的黏度一般大于10×104mPa·s，开采过程中需要大幅度降低原油黏度，此时用降黏率表述不够直观(例如降黏率为99.0%和99.9%，二者对应的黏度相差较大，达到900 mPa·s)。因此引入降黏倍率的概念，即原油初始黏度与降黏后原油黏度的比值，按以下公式计算：

Y=X1/X2

(1)

式中：Y为降黏倍率；X1为原油初始黏度，mPa·s；X2为降黏后原油黏度，mPa·s。

通过蒸汽、CO2、降黏剂与郑411块超稠油不同组合的实验，评价三元复合吞吐技术单因素或协同降黏的效果。实验分为3组：①方案1为加热对超稠油流变性的作用，测量不同温度下超稠油的黏度；②方案2为CO2和加热对超稠油流变性的作用，测量不同温度下溶解CO2的超稠油黏度；③方案3为降黏剂、CO2和加热对超稠油流变性的作用，测量不同温度下溶解降黏剂和CO2的超稠油的黏度。测量结果如表2和图1所示，由表2可知大部分的降黏率都在99%以上，难以直观反映降黏效果，采用降黏倍率则更为明显。

表2 不同方案下超稠油黏度

图1 不同方案降黏倍率曲线

热力采油是稠油开发最有效的方式[5]。由图1可知，方案1结果显示超稠油的黏度对温度极为敏感，温度升高原油黏度迅速降低，呈现半对数递减函数关系[6-7]，证明了加热降黏在超稠油开发中的必要性，同时也凸显了加热作用在三元复合吞吐技术中的重要性。方案2中溶解CO2后的超稠油黏度有了更大幅度的降低，120℃时原油黏度为37 mPa·s，而同温度下未溶解CO2的超稠油黏度为439 mPa·s，说明CO2对超稠油具有很强的降黏能力[8]。由于CO2溶解于超稠油后会充当油气混合物中的连续相，将原来胶结在一起的胶质、沥青质等重组分变为分散相，从而改善体系流动性能[9]。方案3中超稠油的黏度有了进一步的降低，这是由于油溶性降黏剂具有极性官能团，能进入沥青质的层状结构，解缔沥青质的大分子结构，分散、溶解沥青质分子聚集体，从而达到降低超稠油黏度的目的[10]。表2和图1说明降黏剂、CO2、加热3种降黏元素组合能够相互促进，具有良好的协同降黏作用。

2 三元复合吞吐技术开发超稠油动态特征

2.1 重质组分解缔，流变性能改善

研究表明，实施三元复合吞吐技术的超稠油相比未实施的超稠油，轻质组分(饱和分、芳香分)含量更高，重质组分(胶质、沥青质)含量更低，原油黏度更小。这是由于实施三元复合吞吐技术后，降黏剂和CO2随蒸汽向油井远端逐渐扩散，与地层中超稠油接触，通过热力作用、溶胀作用和化学作用，解缔超稠油的大分子结构，改善超稠油的流变特性[11]，从而实现超稠油的有效动用。

2.2 注汽压力显著下降，注汽干度大幅提高

对常规蒸汽吞吐、活性柴油前置加蒸汽吞吐、活性柴油前置CO2驱加蒸汽吞吐、三元复合吞吐4种注汽方式进行了对比(表3)。与常规蒸汽吞吐相比，活性柴油前置蒸汽吞吐注汽质量有所提高，说明活性柴油能一定程度地改善超稠油流变性能，但效果一般。与前2种吞吐方式相比，活性柴油CO2驱蒸汽吞吐在相对较低的注汽压力下，注汽速度和注汽干度有了明显的提高，这是由于CO2在超稠油中具有很好的扩散、溶解能力，同时能够大幅度降低原油黏度。三元复合吞吐注汽质量最好，启动压力为16.3 MPa，平均压力为18.7 MPa，注汽干度一直保持在71%。这表明油溶性复合降黏剂比活性柴油的降黏效果更好，能更有效地提高注汽质量，增大蒸汽波及范围。

表3 4种吞吐方式注汽参数

2.3 油汽比、周期产油量大幅提升，开发效果明显改善

对比了蒸汽吞吐、氮气辅助蒸汽吞吐、CO2辅助蒸汽吞吐和三元复合吞吐(DCS)的开发效果，三元复合吞吐技术明显占优。综合4种开发方式可以看出：CO2辅助蒸汽开发超稠油的过程中，CO2的效果好于氮气，降黏剂、CO2和蒸汽结合在一起才能实现超稠油的有效动用。

表4 不同开发方式生产情况对比

3 三元复合吞吐技术应用

为了有效开发胜利油田超稠油资源，率先在中深薄层区块郑411块、中深厚层区块坨826块和中浅薄层区块草705块三类油藏开展了三元复合吞吐技术应用，取得良好效果(表5)。其中郑411块开展最早，规模最大。郑411块含油面积为5.2 km2，石油地质储量为1 825×104t。主力含油层系为沙三上段，砂体埋藏较深，位于1 300～1 430 m，砂体厚度较薄且呈现出中部厚、两侧薄的特征，厚度范围为4.0～6.7 m，平均厚度仅为5.7 m。原油黏度大、密度大，地面脱气原油密度为1.043 g/cm3，地下原油黏度大于12×104mPa·s。该区块于1991年发现，2000年之前完钻油井5口，除Z411井外，其余油井均不出油。2002年区块新钻1口水平井Z411-P1和2口直井Z412、Z418，开展了SAGD试验，第1周期Z411-P1、Z412和Z418日产油分别为20.0、6.3、9.6 t/d，周期时间为95 d，周期累计产油3 440 t，累计产水12 980 t，周期油汽比为0.36。但第2周期发生蒸汽层间窜流，导致高含水而关井。2006年率先在该区块开展三元复合吞吐单井试验取得成功，随后进行了扩大试验。按照整体方案设计该区块已完钻油井34口，开井30口，日产液为615.7 m3/d，日产油为250 t/d，综合含水59.4%。区块累计产油为14.27×104t，累计产水为26.81×104m3，累计注汽为15.1×104t，累计油汽比为0.95。

目前胜利油田已在7个区块开展了三元复合吞吐技术推广应用，包括：中深薄层超稠油油藏郑411、草104、草109、单113块；中浅薄层超稠油油藏草南、草705块；中深厚层超稠油油藏坨826块。7个典型超稠油区块总井数124口，开井112口，日产液为1 769 m3/d，日产油为947 t/d，综合含水为46.5%，累计产油为126×104t，累计产水为185×104m3，累计注汽为156×104t，累计油汽比为0.81，平均采油速度为1.48%，采出程度为3.8%。