袁光喜，陈金星，罗全民，林吉生，徐星光

（1．中国石化河南油田分公司新疆采油厂，新疆奎屯 834032；2．中国石油大学（华东）石油工程学院；3．中国石化胜利油田分公司石油工程技术研究院/山东省稠油开采技术省级重点实验室）

1 研究背景

目前，稠油的开发方式主要有蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD、火烧油层等。蒸汽吞吐适用范围广、效益明显，成为稠油开采的主要开发方式[1-3]。在当前的低油价形势下，需要进一步认识蒸汽吞吐的机理来优化蒸汽吞吐工艺，提高吞吐开发的效果[4-6]。

1.1 区块概况

春光稠油热采主要投入开发2个单元共四个层系，投产了181口井（春10井区沙湾组投产121口井，春17井区白垩系投产60口井）。储层较深（900～1 200 m），岩性以细砂岩、含砾细砂岩和粉砂岩为主；平均孔隙度28%，平均渗透率921×10-3μm2，属特高孔高渗储层。油层薄（油层厚度3～5 m）、黏度大（40 ℃时，30 000～80 000 mPa·s），地层具有胶结疏松、夹层薄（厚度小于3 m）的特点。沙湾组开井90口，关井21口；白垩系正常生产井21口，关井39口；目前采出程度3.9%，综合含水64.7%，采油速度0.8%。

1.2 开发矛盾分析

春光稠油油层由于埋藏深、厚度薄，注汽热损失大，注汽效果差；由于稠油黏度大，井筒举升困难，周期生产时间短；生产能量低，阶段油汽比低，吞吐效果差。

针对存在的这些问题，开展 CO2辅助蒸汽提高春光超稠油开发效果的实验研究，认识 CO2改善春光超稠油油藏开发效果的主导作用机理，进一步优化配套形成 CO2辅助蒸汽吞吐工艺。通过注入 CO2扩大蒸汽波及半径，增加回采时驱油动力[7-8]，降低残余油饱和度，来解决该区块由于埋藏深、原油黏度大导致注汽质量差的问题。

2 实验准备

2.1 实验材料

实验用CO2纯度为99.2%（胜利油田钻井五公司劳动服务公司）。油样取自春光油田春10区块油井。

采用填砂岩心模拟油藏真实岩心，根据开发区块的油藏地质参数，选用不同粒径的石英砂并按照一定比例进行混合搅拌，制作填砂管模型。共制作了 34个岩心模型，岩心模型的主要参数：长度60 cm，直径2.54 cm；平均渗透率950×10-3μm2，平均孔隙度28.5%，平均含油饱和度68.8%。

2.2 实验设备

实验中用到的主要测试仪器为流变仪、PVT分析仪、驱替装置、Quizix泵和流体密度仪。

2.3 实验步骤

①先将一定量的 CO2溶解到经过脱气脱水处理的原油中，并测定 CO2的溶解气油比；②水测填砂模型的孔隙度、渗透率；③继续注入地层水直至压力等于 CO2油气混合体系的饱和压力；④通过压力平衡转样的方法将溶解了 CO2的油气混合体系饱和进填砂岩心模型中；⑤模型管出口尾压设定大于CO2饱和压力。

3 实验结果与讨论

3.1 春光超稠油不同条件下黏度测试

春10区块原始油样的乳化含水率为19.12%，脱水后乳化含水率小于0.5%。分别测试原始油样与脱水样品在常压条件下的黏-温关系，同时还测试了7.5 MPa和13.6 MPa压力下脱水原油黏-温关系，测试结果见图1。

图1 春10区块原油黏-温关系

通常条件下，测试春10区块原始油样50 ℃时黏度为19 040 mPa·s，脱水原油50 ℃时黏度为12 971 mPa·s；脱水油样在 7.5 MPa、13.6 MPa时 50 ℃的黏度分别为17 900 mPa·s 和21 800 mPa·s。原始油样为W/O（油包水）乳状液，50 ℃时的黏度是脱水油样的1.47倍。随着含水率的升高，W/O乳状液黏度会继续增大，符合Richarson经验公式；随着压力的升高，黏度同样呈现升高的趋势，原油在油藏中不含溶解气的情况下，其黏度要远大于常压时测试的脱气脱水黏度。

3.2 春光超稠油溶解CO2高压物性研究

3.2.1 溶解特性

CO2辅助蒸汽改善超稠油开发效果的主要作用是 CO2能够大量溶解到超稠油中，大幅度降低原油黏度、增大流体的弹性能。在油藏温度50 ℃、原始油藏压力13.6 MPa时，测试结果见图2，溶解饱和压力与温度的关系见图3。在油藏条件50 ℃、饱和压力为10.5 MPa时，CO2在春10区块脱水原油中溶解气油比达到 69.7；在油藏温度条件下，溶解压力越高，则 CO2在原油中的溶解气油比越大。研究结果表明，同时固定溶解气油比、改变温度，温度越高，CO2溶解饱和压力也升高，饱和压力与温度之间满足b=0.081 7#+3.457，由该式可推得温度每升高1 ℃，CO2在春10区块原油中的溶解饱和压力则升高0.081 MPa。

图2 溶解气油比和溶解系数与溶解压力关系

图3 溶解饱和压力与温度关系

3.2.2 增能效果

不同溶解压力条件下，CO2在春10区块原油中溶解后对稠油体积系数的影响见图 4。研究结果显示，春10区块原油溶解后体积系数显著增大，当溶解饱和压力达到10.5 MPa，溶解了CO2的油气混合体系的体积系数达到1.15，即体积增大了15%。油气混合体系体积增大可以有效补充储层能量，更重要的作用是随着 CO2在稠油中的溶解，可以将储层孔隙中盲端的不可动稠油“顶替”出来参与流动，形成可动油，这样可以有效降低残余油饱和度，增大单井采出程度。该机理实现的前提是 CO2能够溶解到稠油中，因此，在工艺优化设计环节需要充分考察CO2的焖井时间。

3.2.3 CO2的溶解对春光超稠油的降黏作用

不同溶解压力、不同温度条件下，CO2在春10区块原油中溶解后对稠油黏度的影响见图5。

图4 溶解体积系数与溶解压力的关系

图5 溶解混合体系黏度与溶解气油比关系

CO2降低稠油黏度是 CO2辅助蒸汽吞吐开采工艺中另一个主要作用机理。图5显示，在较低温度（小于90 ℃）时，随着CO2溶解量的增大，春10区块原油黏度显著降低，大幅度改善了稠油的流动能力。当温度大于 110 ℃后，CO2溶解降黏效果明显减弱。研究还表明，温度升高会降低 CO2在稠油中的溶解量，从而减弱 CO2的溶解降黏作用。对比温度与压力作用结果显示，温度对春10区块原油黏度的影响更显著，但两者的协同作用大于任何一个单独因素的作用。

3.3 CO2辅助提高驱替效率实验研究

3.3.1 降黏作用对驱替效率的影响

为揭示 CO2降黏对驱替效率的影响，设计了两组实验：一组是在1#岩心模型中注入溶解了CO2的油气混合体系，气油比为15.6，饱和压力2.81 MPa，出口尾压3.0 MPa；另一组是在2#岩心模型中注入脱气脱水的春10区块原油。实验温度50 ℃且驱替至含水率大于98%时对比驱替效率（图6）。

驱替实验结果显示，水驱溶解了 CO2的油气混合体系4.2 PV，含水率99.3%，驱替效率31.22%；水驱脱气脱水原油4.1 PV，含水率99.6%，驱替效率18.48%。水驱溶解了 CO2的油气混合体系较水驱脱气脱水原油驱替效率提高了12.74%。研究表明，CO2溶解气油比为15.6时，春10区块原油黏度大幅度降低，原油流动性得到改善，因此，驱替效率能够有效提升。对比二者的驱替实验还可以知道，CO2能够大幅度提高采油速度。

3.3.2 CO2扩大波及作用对驱替效率的影响

CO2溶解可以降低原油黏度，CO2伴注蒸汽线性驱替实验可以更好地揭示扩大波及作用。为此，设计两组蒸汽驱替实验：一组是在 3#岩心模型开展150 ℃蒸汽驱实验，另一组是在4#岩心模型开展CO2伴注150 ℃蒸汽驱替实验，对比驱替效率（图7），可以看出，CO2伴注蒸汽驱4.8 PV，含水率99.5%，驱替效率57.79%；蒸汽驱4.8 PV，含水率99.7%，驱替效率 46.24%。CO2伴注蒸汽驱较单纯蒸汽驱驱替效率提高了11.55%。伴注蒸汽驱替过程中，CO2在原油中的溶解量很少，溶解降黏作用可以忽略；CO2伴注蒸汽驱较单纯蒸汽驱对驱替效率的提升主要来自CO2对蒸汽波及体积的影响。

图6 降黏作用对驱替效率的影响

图7 驱替方式对驱替效率的影响

4 结论

（1）乳化含水量和压力均会导致稠油黏度增大，春 10区块原油乳化含水率 19.12%时，黏度增大46.7%，压力13.6 MPa时较常压的黏度增大68.1%。

（2）油藏温度50 ℃且溶解压力为10.5 MPa时，CO2在春10区块原油中溶解气油比达到69.7；温度升高，则CO2的溶解量降低。实验结果表明，温度每升高1 ℃，则饱和压力增大0.081 7 MPa。

（3）CO2溶解后油气混合体系体积系数达到1.15，体积膨胀15%，溶解增能效果显著，能够大幅度降低原油黏度。

（4）水驱溶解了CO2的油气混合体系较驱替脱气脱水原油至含水率大于98%时，驱替效率提高了12.74%，CO2伴注蒸汽驱较单纯蒸汽驱驱替效率提高了11.55%。