超臨界蒸汽開發(fā)特稠油提高采收率機理實驗研究

張風義 王樹濤 劉東 高振南 朱琴

中海石油(中國)有限公司天津分公司

在渤海油田普2類稠油油藏采用多元熱流體技術熱采取得了良好的開發(fā)效果［1-4］，但海上特稠油油藏開發(fā)仍存在諸多難題，主要體現在渤海海域特稠油埋深在1 000 m左右，海上采用平臺叢式井開發(fā)，生產井的井筒斜深均較長，一般在2 000～3 000 m，甚至更深，屬于深井，且井筒經過表層的海水，引起的熱損失較陸地油田更大，常規(guī)濕蒸汽開發(fā)效果差，需要一種能攜帶更多熱量的熱流體。另外，目前海上熱采鍋爐以柴油或原油為燃料，成本較高；同時，油氣田在開采過程中會產生大量的含油污水，即油田采出水，要經過復雜的水處理工藝后才能進行回注，受平臺空間限制，水處理設備技術要求高，因此耗費大量資金和能源，需要一種能利用含油污水作為燃料的技術，降低海上熱采成本。超臨界條件下蒸汽具有更高的熱晗，且具有高溶解性、高擴散性，在開發(fā)過程中可產生近似混相驅的效果；而且超臨界條件下具有高反應性，可以實現油田采出污水燃燒，是海上開發(fā)特稠油的理想技術。但目前該領域研究主要集中在常規(guī)蒸汽開發(fā)技術上［5-7］，針對超臨界蒸汽開發(fā)技術研究很少，其提高采收率機理尚不明確，特別是缺乏超臨界蒸汽對原油物性和儲層物性的影響研究［8-11］。本文利用超臨界蒸汽實驗裝置，開展了超臨界蒸汽開發(fā)特稠油的增產機理研究，為海上特稠油油藏超臨界蒸汽開發(fā)提供了理論依據。

1 超臨界蒸汽驅提高采收率機理分析

驅油效率是提高采收率的核心評價指標，參照標準SY/T 6315－2006《稠油油藏高溫相對滲透率及驅油效率測定方法》，以渤海油田LD5-2N典型特稠油油藏為研究對象開展實驗。主要實驗參數如下：采用本油田巖屑制作人造巖心，直徑2.5 cm，長7 cm，地層滲透率2 500×10?3μm2，孔隙度32.6%，地層原油黏度取29 168 mPa · s。設計350 ℃飽和蒸汽、350 ℃過熱蒸汽、400 ℃超臨界蒸汽3組特稠油驅油實驗方案，并繪制不同相態(tài)蒸汽驅油效率變化曲線。研究發(fā)現：不同相態(tài)熱流體驅油規(guī)律存在較大差異，400 ℃超臨界蒸汽驅油效率可達94.01%，較350 ℃飽和蒸汽驅油效率提高15.8 個百分點，見圖1，分析認為超臨界蒸汽驅的驅油效率大幅度提高，主要有3個方面的增產機理：第一是超臨界條件下蒸汽具有更高的熱晗，進一步降低了原油黏度，擴大了加熱半徑；第二是超臨界蒸汽具有高溶解性，在驅替過程中可產生近似混相驅的效果；第三是超臨界蒸汽具有高擴散性，超臨界水表面張力幾乎為0，更容易進入巖心微孔結構，且具有較低的黏度、較高擴散系數，因此具有更好驅替效果。特稠油油藏利用超臨界蒸汽驅開發(fā)可大幅度提高采收率。

圖1 不同相態(tài)蒸汽驅油實驗效率對比圖Fig. 1 Contrast of oil displacement efficiency of different phase states of steam

2 超臨界蒸汽對原油物性影響實驗

為研究超臨界蒸汽驅技術提高特稠油采收率的機理，研發(fā)了一套模擬特稠油油藏超臨界蒸汽實驗裝置(見圖2)，用于測定超臨界蒸汽條件下原油熱裂解和儲層巖石溶蝕特性，其中反應釜容積500 mL。以渤海油田LD5-2N特稠油油藏為例，地層原油黏度29 168 mPa · s，地層滲透率2 500×10?3μm2，孔隙度32.6%。

設計了3組實驗方案(實驗溫度分別為390、410、430 ℃)，研究超臨界條件下原油物性的變化規(guī)律，并增加1組常規(guī)濕飽和蒸汽實驗作為對照組，主要分析超臨界作用后原油組分及黏度變化特征。

不同超臨界溫度條件下原油黏度變化結果表明：常規(guī)濕飽和蒸汽作用后原油黏度由29 168 mPa · s增加到了35 226 mPa · s，主要原因是濕飽和蒸汽僅發(fā)生蒸餾作用，原油輕組分被蒸餾后黏度呈小幅度增加；隨著超臨界蒸汽溫度由390 ℃增到430 ℃，原油黏度由29 168 mPa · s分別降到8 798 mPa · s、7 606 mPa · s和7 642 mPa · s，原油黏度降為原始值的30%左右，主要原因是超臨界蒸汽作用后原油中的瀝青質和膠質發(fā)生熱裂解，瀝青質含量為0、飽和烴含量超過70%導致原油黏度下降，但溫度過高又會加劇焦炭的形成，原油黏度再小幅度增加，如圖3、圖4所示。

圖2 超臨界蒸汽實驗裝置流程圖Fig. 2 Flow chart of the experiment device of supercritical steam

圖3 不同超臨界溫度條件下原油黏度變化圖Fig. 3 Variation of oil viscosity at different supercritical temperatures

圖4 不同超臨界溫度條件下原油組分變化圖Fig. 4 Variation of oil composition at different supercritical temperatures

不同超臨界溫度條件下原油組分變化實驗表明：在超臨界溫度條件下，原油會發(fā)生熱裂解反應，反應初期膠質、瀝青質和芳香烴組分隨時間大幅度下降，后期逐漸平穩(wěn)；同時飽和烴組分隨時間大幅度上升，在穩(wěn)定后達到最大值；在超臨界溫度條件下，原油發(fā)生熱裂解反應生成的焦炭和氣體含量隨時間單調上升；高溫下焦炭的產率呈現降低趨勢；瀝青質含量在30 min后達到最高值，后期逐漸消耗為0，即全部發(fā)生熱裂解(圖5)。

圖5 超臨界條件下原油各組分含量隨時間變化圖Fig. 5 Relationship between oil composition content vs. time under the supercritical condition

3 超臨界蒸汽對儲層物性影響實驗

為研究超臨界蒸汽對儲層物性的影響，采用超臨界蒸汽實驗裝置開展了7組不同狀態(tài)蒸汽(分別為200 ℃濕蒸汽、250 ℃濕蒸汽、300 ℃濕蒸汽、350 ℃亞臨界、375.15 ℃臨界點、400 ℃超臨界、430 ℃超臨界)作用后儲層巖石溶蝕特性實驗，實驗巖心選擇石英、長石、巖屑等標準礦物制作成人工巖心，并在溶蝕實驗前進行超聲波清洗，清洗掉可運移的未固結顆粒。

通過不同礦物的超臨界蒸汽溶蝕實驗發(fā)現：石英(含量27.5%)溶蝕前巖石表面仍存在少量的未固結顆粒，350 ℃(亞臨界)蒸汽作用后巖石表面的未固結顆粒消失，且?guī)r石表面出現微縫并存在許多溶蝕點；鉀(正)長石(含量20.0%)巖石表面的未固結顆粒全部消失，巖石表面溶蝕現象明顯，形成較大的顆粒斷裂；鈉(斜)長石(含量20.0%)呈現片狀構造，表面溶蝕效應明顯，但溶蝕程度明顯低于鉀長石；泥巖及巖屑(含量32.5%)巖石表面未固結顆粒少，主要發(fā)生巖石表面的溶蝕，從而造成黏土礦物的轉化；但由于泥質含量低，礦物轉化對儲層影響較小(圖6)。以上分析可知，超臨界蒸汽開發(fā)特稠油，儲層巖石的不同組分均會發(fā)生溶蝕現象，擴大孔隙度，提高滲透率，從而會改善儲層物性。

圖6 不同礦物的超臨界蒸汽溶蝕圖Fig. 6 Dissolution diagram of supercritical steam in different minerals

不同溫度條件超臨界蒸汽作用前后儲層物性變化實驗表明：超臨界條件下儲層巖石會發(fā)生溶蝕現象，溶蝕效應主要發(fā)生在亞臨界區(qū)與超臨界點范圍內(350～374.15 ℃)，具有不可逆性，超過臨界點后溶蝕作用降低；溶蝕后儲層孔隙度、滲透率呈現明顯增加趨勢，滲透率的最大增幅達到21.7%(圖7)。

圖7 超臨界蒸汽作用前后儲層物性變化圖Fig. 7 Reservoir physical property before and after the action of supercritical steam

4 結論

(1)超臨界蒸汽驅技術提高采收率機理主要體現在3個方面：具有更高的熱晗值，可進一步降低原油黏度；具有高溶解性，可產生近似混相驅的效果；具有高擴散性，表面張力幾乎為0，更容易進入巖心微孔結構。

(2)超臨界條件下特稠油中的瀝青質與膠質組分會發(fā)生熱裂解反應，膠質、瀝青質和芳香烴組分大幅度下降，同時飽和烴組分大幅上升，原油黏度降為原始值的30%左右，同時研究發(fā)現400 ℃可滿足LD5-2N特稠油的熱裂解要求，且焦炭轉換率較低，有利于開發(fā)。

(3)超臨界條件下儲層巖石會發(fā)生溶蝕現象，溶蝕后儲層的孔隙度和滲透率呈現明顯增加趨勢，滲透率的最大增幅可達21.74%，且溶蝕效應主要發(fā)生在亞臨界區(qū)與超臨界點范圍內，具有不可逆性。

(4)超臨界蒸汽驅技術是海上開發(fā)特稠油油藏的理想技術，建議盡快研究配套的海上平臺井筒隔熱技術，提高熱效率，實現蒸汽在井底條件為超臨界狀態(tài)。