CO2輔助蒸汽吞吐開發效果實驗研究

宋遠飛，伍曉妮

(中國石油長城鉆探工程有限公司工程技術研究院，遼寧盤錦 124010)

CO2輔助蒸汽吞吐開發效果實驗研究

宋遠飛，伍曉妮

(中國石油長城鉆探工程有限公司工程技術研究院，遼寧盤錦 124010)

摘要：以蒸汽多輪次吞吐稠油油藏為研究對象，采用物理模擬與數值模擬方法，研究了CO2-蒸汽混注方式對稠油油藏熱采開發效果的改善。實驗表明，CO2在原油中具有較強的溶解能力，通過與蒸汽混注可以使原油物性特征發生較大變化，進一步改善稠油流動特征，蒸汽-CO2驅方式的驅油效率較純蒸汽驅提高了約12%，并且含水上升速度也更小。采用數值模擬手段開展了稠油油藏CO2輔助蒸汽吞吐方式的單因素敏感性分析，結果表明，各參數中油層厚度與原油黏度對開發效果的影響較大，并分析了各注采參數的影響。最優的實施方案為注汽速度200 t/d，氣汽比1∶1，蒸汽干度0.7，燜井時間5 d，排液速度140 t/d。

關鍵詞：CO2輔助蒸汽吞吐；室內實驗；數值模擬

稠油在世界油氣資源中占有較大比例，目前蒸汽吞吐仍是稠油油藏開發的常用技術，并且多數稠油油藏均已進入多輪次吞吐開發后期階段[1-3]，后續注入的蒸汽無效循環嚴重，蒸汽熱效率較低，注入的蒸汽熱能難以有效利用，嚴重影響了稠油油藏的開發效果[4-6]。為了節約成本、進一步提高稠油油藏的原油采收率，需要在利用注蒸汽殘余熱的基礎上，提出一種新的有效替代方式。CO2輔助蒸汽吞吐技術是目前應用較廣的一種稠油油藏提高采收率技術[7-8]，該技術充分發揮了CO2溶解降黏、膨脹增能、擴大熱作用體積的機理，提高了注入蒸汽的熱效率，從而改善了稠油油藏的吞吐開發效果[9-12]。目前該技術已在遼河油田、冀東油田以及新疆油田的部分吞吐井廣泛實施，措施后油井綜合含水降低，日產油水平上升，增產效果明顯。關于二氧化碳對蒸汽吞吐效果的主要影響因素，本文進行了系統的室內實驗及數值模擬研究。

1室內實驗

1.1實驗儀器與設備

實驗過程中所采用的儀器包括ISCO恒壓恒速泵、恒溫箱、內徑2.5 cm長度30 cm的填砂管、旋轉黏度計、壓力變送器與溫度傳感器。實驗流程見圖1。實驗所用油樣來自遼河油田某稠油油藏的兩口蒸汽吞吐井脫氣原油，該原油物性參數如表1所示。實驗過程中所用模擬水采用蒸餾水配置。

實驗步驟包括：①選用120目(粒徑0.12～0.14 mm)的玻璃珠進行填砂管填砂，并按照流程連接管線；②采用注高壓氮氣靜置的方法進行模型氣密性測試；③飽和水后測量填砂管孔滲數據；④設置合適的飽和速率，在油藏溫度下飽和原油，并進行模型老化模擬原始飽和度場；⑤實驗過程中，蒸汽的注入速度為2 mL/min，CO2氣體的注入速度為100 mL/min(標況)，以出口端含水率98%為實驗的結束條件。

圖1　單管實驗流程

物性參數Oil-ⅠOil-Ⅱ原油密度/(g·cm-3)0.98420.9761油藏溫度/℃5050油藏條件下原油黏度/(mPa·s)3826948飽和烴/%49.7453.61芳香烴/%27.1324.42膠質/%21.2820.01瀝青質/%1.851.96

1.2實驗結果

孔滲測量結果顯示，該填砂管模型的孔隙度為32.54%，水測滲透率為2817×10-3μm2，束縛水飽和度為14.2%。采用該一維填砂管模型，分別開展了表1中兩種稠油油樣的蒸汽驅與蒸汽-CO2復合驅實驗，研究CO2-蒸汽混注方式對稠油油藏注蒸汽過程驅替效果的影響，結果見圖2所示。可以看到，相比較純蒸汽驅方式，蒸汽-CO2驅方式的驅油效率提高了約12%，并且氣汽混注方式的含水上升速度更小。這主要是由于CO2在原油中的溶解能力較強，使得原油物性特征發生較大變化，可進一步降低原油黏度，改善開發效果。此外與蒸汽驅方式相比，蒸汽-CO2驅方式的驅替壓差變化也較為平緩，不會出現較大幅度的壓力波動。另外對比兩種不同黏度稠油油樣的測試結果發現，在同一驅替方式下，較低黏度稠油的驅油效率更高，含水率上升速度更小。

圖2　填砂管驅替實驗結果

2數值模擬

采用國內某油田稠油油藏的平均化地質參數，建立該油藏CO2輔助蒸汽吞吐模型。該油藏中部埋深950 m，油層厚度15 m，孔隙度30.2%，地層平均水平滲透率2700×10-3μm2，垂向滲透率300×10-3μm2，原始地層壓力9.8 MPa，地層溫度50 ℃，原始含油飽和度65%，地層原油黏度3712 mPa·s，地層原油壓縮系數為6.12×10-4MPa-1。CO2輔助蒸汽吞吐階段，第1周期蒸汽注入速度為200 m3/d，CO2注入速度為2 400 m3/d，注汽10 d，燜井5 d，開井生產0.5 a，開井后單井日產液150 m3/d，其中前五個吞吐周期注汽量按每周期遞增10%設計，共吞吐生產10個周期。

2.1單因素敏感分析

采用上述模型，分別研究油藏滲透率、油層厚度、原油黏度以及水平井沿程非均質程度對稠油油藏CO2輔助蒸汽吞吐開發效果的影響。

2.1.1油藏滲透率的影響

滲透率主要影響油藏內流體滲流阻力的大小，滲透率越大，滲流阻力越小，開發效果越好。分別模擬了不同油藏滲透率條件下稠油油藏CO2輔助吞吐開發效果，結果如圖3所示，隨著滲透率的增大，油藏吞吐累產油量與累積油汽比均逐漸增大，滲透率5 000×10-3μm2下的累產油較滲透率1 000×10-3μm2提高了約11%，累積油汽比提高了0.03。

圖3　油藏滲透率的影響

2.1.2油層厚度的影響

油層厚度對吞吐開發效果有一定影響，一般來說厚度越小，頂底蓋層的熱損失越大，從而導致吞吐效果變差；厚度越厚，則會導致蒸汽超覆現象加重，同樣會影響開發效果。在上述模型的基礎上研究了油層厚度對稠油油藏CO2輔助蒸汽吞吐開發效果的影響，結果如圖4所示，可以看到隨著油層厚度的增大，吞吐產油量與累積油汽比均逐漸增大，當油層厚度大于約15 m時，累產油與累積油汽比隨厚度而上升的趨勢逐漸變緩。

圖4　油層厚度的影響

2.1.3原油黏度的影響

考慮到油藏內流體物性分布特征的非均質性，需要對原油黏度的敏感性特征進行研究。模擬結果如圖5所示，可以看到，隨著原油黏度的增大，吞吐累產油量與累積油汽比均逐漸降低，黏度10 000 mPa·s下的累產油量較黏度500 mPa·s下的累積產油量降低了約6 705 t，累積油汽比也降低了約0.146。結合以上實驗結果也可以看出，這主要是高黏度稠油中的輕質組分含量較少，從而使得CO2在其中的溶解能力較差，開發效果變差。

圖5　原油黏度的影響

2.1.4水平井沿程非均質程度的影響

水平井沿程的非均質滲透率分布對吞吐開發效果影響較大，模擬了水平井沿程非均質滲透率分布對稠油油藏CO2輔助蒸汽吞吐開發效果的影響，結果如圖6，隨著非均質程度的增大，CO2輔助蒸汽吞吐開發采收率逐漸降低。隨著非均質程度的增大，注入流體沿高滲井段竄通，導致水平井沿程的動用不均，從而使得注入流體的熱利用率降低，采收率降低。

2.2注采參數的正交數值試驗

正交設計是一種常用的數值試驗方法，是利用正交表科學地安排多因素多水平試驗方案，通過分析和處理試驗結果，尋找各因素最佳組合方案的一種數學方法[8]。以上述所建的稠油油藏CO2輔助蒸汽吞吐模型為基礎，采用五因素四水平的正交表L16(45)共16個方案，研究了稠油油藏CO2輔助蒸汽吞吐過程中的注汽速度、氣汽比、蒸汽干度、燜井時間以及排液速度等五個參數對CO2輔助蒸汽吞吐開發效果的影響，并進行稠油油藏CO2輔助蒸汽吞吐開發的參數優化。該正交方案中各因素水平的取值如表2所示。

圖6　水平井沿程非均質程度的影響

表2　各正交方案因素水平取值

分別將累產油和累積油汽比作為試驗方案的評價指標，運用級差分析方法得到各敏感因素對CO2輔助蒸汽吞吐開發效果的影響排序。結果如表3、表4所示，可以看出，各因素對累產油與累積油汽比的影響排序均為：氣汽比 >蒸汽干度 >注汽速度 >燜井時間 >排液速度。最優的實施方案為注汽速度200 t/d，氣汽比1∶1，蒸汽干度0.7，燜井時間5 d，排液速度140 t/d。

表3　各注采參數對累產油的影響

級差分析是一種直觀分析方法，為了消除試驗誤差對模擬結果的影響，需要進行方差分析。分別對累產油與累積油汽比兩個評價指標進行方差分析，方差分析結果發現，氣汽比、蒸汽干度以及注汽速度對累產油的影響顯著，氣汽比和蒸汽干度對累積油汽比的影響顯著。

表4　各注采參數對累積油汽比的影響

3結論

(1)采用一維填砂模型，開展了不同類型稠油油藏的一維蒸汽驅與蒸汽-CO2驅實驗，結果發現，CO2在原油中具有較強的溶解能力，可進一步降低原油黏度，改善開發效果，蒸汽-CO2驅方式的驅油效率較純蒸汽驅方式提高了約12%，并且含水上升速度也更低。

(2)以國內某稠油油藏為例，采用數值模擬手段開展了稠油油藏CO2輔助蒸汽吞吐方式的油藏流體物性的單因素敏感性分析，結果發現，各物性參數中油層厚度與原油黏度對CO2輔助蒸汽吞吐方式的開發效果影響較大。

(3)進行了注采參數的正交數值試驗，采用級差分析方法得到各注采參數的影響排序為：氣汽比 >蒸汽干度 >注汽速度 >燜井時間 >排液速度，最優的實施方案為注汽速度200 t/d，氣汽比1∶1，蒸汽干度0.7，燜井時間5 d，排液速度140 t/d。

(4)為了抵消級差分析中試驗誤差的影響，開展了方差分析，結果發現氣汽比、蒸汽干度以及注汽速度對累產油的影響顯著，氣汽比和蒸汽干度對累積油汽比的影響顯著。

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編輯：李金華

文章編號：1673-8217(2016)01-0129-04

收稿日期：2016-09-01

作者簡介：宋遠飛，工程師，1986年生，2008年畢業于西安石油大學，現從事油田開發中后期提高采收率技術研究工作。

中圖分類號：TE357

文獻標識碼：A