海上特稠油油藏超臨界CO2 和蒸汽同注提高采收率研究

戎凱旋，袁玉鳳，孟小芳，寇雙燕，李振

（1.中海油田服務股份有限公司油田生產事業部，天津 300459；2.海洋高效開發國家重點實驗室試驗與分析室，天津 300459）

熱采工藝廣泛應用于稠油油藏的開發。但對于埋深超過800 m 的底水特稠油油藏，注蒸汽無法實現有效動用。SAGD（蒸汽輔助重力泄油）在此類油藏中也進行了礦場試驗，但由于油藏壓力高和底水能量大而效果不佳。近年來，將二氧化碳（CO2）注入油藏來提高采收率的技術（EOR）越來越受到人們的關注。由于采用常規注水開發的油田進入開發的末期，還有25%～50%的原油儲量被剩余在地下，根據CO2驅油的經驗，可以通過在適當條件下注入混相或不混相CO2，相當一部分殘余油和剩余油能夠被采出來[1]。已經有很多學者對CO2提高稠油采收率機理做了大量研究。RAVEL等[2]對裂縫介質中的CO2-稠油相互作用機理進行了數值模擬研究，揭示了CO2對稠油的作用機理主要包括：溶解膨脹、剝離剩余油、重力和毛細作用。陳濤平等[3]進行了注入CO2、表面活性劑和蒸汽的蒸汽驅實驗，他總結說CO2的降黏、膨脹和降低界面張力對提高稠油油藏的采收率具有重要作用。李玉星等[4]指出，超臨界CO2對原油的膨脹、降黏是提高稠油采收率的主要機理。徐麗婷[5]開展了原油和CO2在高壓條件下的相態研究。他們發現在46 ℃時，飽和CO2的原油體積可以增加18%，而原油的黏度可以降低到0.15 mPa·s。

1 油田概況

W 油田屬于強底水特稠油油藏，油藏埋深845～945 m，油藏條件下原油黏度33 595～39 099 mPa·s。沉積環境為辮狀河沉積，儲層厚度44.2～85.8 m，平均孔隙度32.9%，平均滲透率2 908 mD。

該油田已經進行了3 口井的蒸汽吞吐礦場試驗。由于井筒和泵筒堵塞，導致生產井無法連續生產，為了解決井筒中油稠的問題，在生產流程中添加了多種化學藥劑，但均未取得滿意的效果。SAGD 是厚層稠油油藏熱采開發的有效方式之一，但強底水導致SAGD 開發過程中不能過分降低儲層壓力，并且蒸汽驅、注氣等其他開發方式顯然不適用于該油藏。該油藏的唯一解決方案是改進SAGD 工藝來適應油藏條件，為了解決SAGD 方式存在的油藏注入壓力高、采收率低的問題，提出了超臨界CO2-蒸汽同注方法。該方法的原理是通過大量氣體分擔蒸汽腔壓力，通過協同氣體高溶解性和高干度蒸汽的降黏作用來提高油的流動性。

2 超臨界CO2 提高稠油油藏采收率機理

超臨界CO2在稠油開采過程中的作用機理包括溶解膨脹、溶解降黏、降低界面張力、提高注入能力。

2.1 超臨界CO2 的低密度和低黏度

在高溫高壓條件下對其密度和黏度進行了測試，結果見圖1。結果表明，在常規條件下，CO2的密度可高達0.97 g/cm3（10 MPa，10 ℃）。但在超臨界條件下，密度隨壓力的增加略有變化。在10 MPa 和200 ℃條件下，CO2的密度僅為0.12 g/cm3。

圖1 不同溫度不同壓力條件下CO2 密度變化曲線

2.2 溶解膨脹和降黏作用

溶解能力強是超臨界CO2的重要特性之一。超臨界CO2更容易溶解到烴類流體中，從而使原油膨脹，體積增加，增加彈性能。膨脹系數受溫度、壓力和油成分的影響。根據KLINS M A 和ALI S M F[6]1982 年在一定條件下單位體積的原油中溶解123.8 m3的CO2，可使原油的體積增加35%。另據JHA K N N[7]1986 年在4～6 MPa 和20～25 ℃條件下，單位體積的石油可溶解50～100 m3的CO2，使原油體積增加10%～20%，黏度降低90%以上。

分別對20 ℃、50 ℃、100 ℃、200 ℃、300 ℃和2～20 MPa 壓力下飽和原油的溶解度進行了實驗研究。該油樣為W 油田館陶組油樣，溶解度測試結果見圖2。根據實驗結果可以發現CO2的溶解度隨壓力線性增加，隨溫度線性降低。在10 MPa、200 ℃條件下，CO2的溶解度可高達34 m3/m3，體積膨脹率為15%。

圖2 目標油田原油對CO2 的溶解度

在高壓高溫條件下，CO2在原油中的溶解度較大，原油黏度也會大幅度下降。用毛細管黏度計測定飽和原油在不同壓力條件下溶解CO2后的黏度，實驗結果見圖3。實驗結果表明，在2 MPa 和20 ℃條件下，原油溶解CO2后的降黏率可達95%以上，在高溫條件下降黏率也在70%以上。在油藏條件下，如果CO2處于超臨界狀態，地層原油的流動性將增加近3 倍。

圖3 不同條件下飽和氣體的原油黏度

2.3 降低界面張力

雖然CO2非混相驅時CO2與原油的界面張力不能降至為零，但由于CO2在水和原油中的溶解，仍可以降低界面張力。史俊勤[8]發現CO2溶解于水和原油時，油水界面張力可以下降約30%。在稠油實驗研究中也證明，當壓力從0.1 MPa 增加到5.5 MPa時，界面張力從25 mN/m 降低到16 mN/m[9]。

在不同的壓力和溫度下，利用懸垂法進行了相關實驗，實驗結果見圖4。從實驗結果可以看出，界面張力隨壓力降低而隨溫度升高。當溫度為15 ℃，壓力為10 MPa 時CO2飽和原油的界面張力小于5 mN/m，與常溫常壓條件下的界面張力相比，減少約80%。

圖4 不同條件下原油與CO2 界面張力變化曲線

2.4 減少熱損失

由于氣體具有較低的熱傳導率和比熱容，因此氣體和蒸汽的混合物比純蒸汽的導熱率更低，即使在氣量很大（例如超過5%）時也很明顯。利用這個特性，可以大大降低注熱管柱沿程的熱損失。分別計算了蒸汽混合不同比例氣體時，注熱管柱沿程的熱損失，計算所用參數見表1。

表1 計算注熱管柱沿程熱損失所用參數

計算結果見圖5。可以看出，蒸汽沿著注熱管柱注入地下，沿程由于熱損失導致干度逐漸降低。如果只注入純蒸汽，注熱管柱熱損失高達40%，井底蒸汽干度只有40%左右。通過在蒸汽中加入氣體，可以減少熱損失。當摩爾分數為40%的氣體被混注入井筒時，井底蒸汽干度可以提高到60%以上。

圖5 蒸汽混注不同比例氣體時注熱管柱的熱損失曲線

2.5 抑制蒸汽超覆蓋，增加蒸汽腔橫向擴展

氣體輔助SAGD 工藝是將氣體注入蒸汽腔，使氣體在蒸汽腔邊界附近聚集。張運軍等[9]認為注汽可以替代部分蒸汽，提高開發經濟效益，提高蒸汽腔的擴展體積。在超臨界CO2和蒸汽同注方法中，注入的氣體量遠高于氣體輔助SAGD 工藝，氣體在蒸汽腔上方聚集，形成隔熱層，減少蒸汽在蓋層的熱損失，同時能夠延緩蒸汽腔縱向超覆趨勢，增大腔體橫向擴展范圍。該過程的示意圖見圖6。

圖6 超臨界CO2-蒸汽同注SAGD 生產示意圖

根據以上機理可以得出結論，壓力、溫度和溶解CO2濃度是影響SAGD 產能的主要因素。高壓、高CO2濃度、低溫可以提高注汽性能和采收率，應該綜合考慮CO2的溶解和蒸汽溫度之間的平衡，從而達到最好的效果。

3 數值模擬研究

W 油藏因深度大、底水大，無法采用常規SAGD 方式開發，開展了超臨界CO2輔助SAGD 研究。根據W 油藏的地質油藏參數建立理論模型，油藏參數見表2。模型中總共有100×50×50 個網格。2 口水平井位于油藏底部，與油水界面平行。下生產井與注入井之間的距離為5 m，距底水的距離也是5 m，底水采用范特科維奇法設置，厚度100 m，半徑5 000 m。

表2 油藏參數表

生產以蒸汽吞吐預熱2 個輪次，然后轉SAGD 的方式，即上井連續注汽，下井連續生產。為防止蒸汽汽竄到生產井，蒸汽注入速度設定為200 m3/d。注入壓力保持在原始儲層壓力，以減輕底水突進到儲層，蒸汽腔擴展到儲層頂部后開始注汽。地面條件下的氣體與蒸汽水當量體積的體積比設定為400∶1（摩爾分數約為40%）。

4 結果分析

根據模擬結果可知，該方法在目標油藏中是有效的。500 m 水平段日產油量可高達120 t，而注汽量僅為100 m3/d 左右，與傳統的注純蒸汽方法相比，蒸汽的注入量大大減少（汽油比為2～5）。這種方法存在的缺點是采收率僅為40%，可以進一步展開提高采收率的研究。

通過垂直于水平井的溫度場剖面（圖7）可以看出，蒸汽腔內部溫度高達300 ℃，對應的飽和壓力高達8 MPa。蒸汽超覆的過程也非常明顯，導致蒸汽腔呈倒三角形。高溫區在蓋層下方膨脹，僅局限在蒸汽腔的內部和上部，蒸汽腔的溫度隨著遠離蒸汽腔內部而逐漸降低，可以看出黑色三角形區域的溫度在200 ℃左右，蒸汽大部分冷凝為熱水，這也表明氣體含量隨著遠離蒸汽腔中心部分而增加。從蒸汽腔不同位置的溫度比較可以看出，蒸汽主要用來對腔體中部和上部進行加熱降黏，而氣體主要用來擴大橫向腔體的波及范圍。

同一截面同一時間的含油飽和度分布見圖8。黑色三角形表示注采過程中低含油飽和度區域的前緣，圖中的黑色三角形與圖7 的位置是基本重疊的。從圖中可以看出，低含油飽和度區域要比高溫區域大得多。說明不僅是高溫蒸汽波及降低了原始含油飽和度，而且氣體的溶解降黏也起到很大的作用。蒸汽腔頂部的含油飽和度遠低于高溫蒸汽區域的含油飽和度，是因為超臨界條件下CO2在水和原油中的溶解度較大，大大降低了油水界面張力，提高了驅油的效率。

圖7 SAGD 生產蒸汽腔溫度剖面圖（垂直水平井）

圖8 SAGD 生產蒸汽腔含油飽和度剖面圖（垂直水平井）

蒸汽腔的氣體飽和度分布場圖見圖9。從圖中可以看出，腔體內部的氣體飽和度很高，邊緣的氣體飽和度在0.5 左右。在核心區，蒸汽仍處于氣態，沒有冷凝，而且CO2也處于氣相狀態，因此該區域的含氣飽和度較高。在腔體頂部，蒸汽冷凝成熱水，氣體飽和度降至0.7 左右。

圖9 SAGD 生產蒸汽腔氣體飽和度剖面圖（垂直水平井）

氣相中的CO2含量分布場圖見圖10。結合含氣飽和度場圖，CO2主要聚集在低含油飽和度區域的前緣。但在蒸汽室頂部和內部，CO2含量僅為0.4（注入氣體比例）左右，并且這個值從腔體的內邊界到外邊界逐漸增加，也說明了腔體內的蒸汽由內到外逐漸冷凝。

圖10 SAGD 生產蒸汽腔氣相中CO2 組分濃度剖面圖（垂直水平井）

5 結論

本文研究表明，超臨界CO2和蒸汽同注方法可以用于高壓強底水稠油油藏熱采開發，也可以為海上中深層特稠油油藏提高注汽性能提供有效的手段。

（1）超臨界CO2與常規條件下CO2相比，具有更低密度，并且隨溫度略有變化，這有利于在高注氣量條件下實現注入分壓。

（2）超臨界CO2在10 MPa 和200 ℃條件下的溶解度可高達50 m3/m3。在超臨界條件下，氣體在稠油中的溶解度接近100 m3/m3。飽和CO2稠油在150 ℃時黏度低于200 mPa·s，比不溶解氣體時降低了80%。溶解降黏后的稠油流動性大大提高，可以實現有效的開采。

（3）高壓超臨界CO2-蒸汽同注數值模擬研究表明，當注入氣體摩爾分數為40%時，溫度從蒸汽腔內部向蒸汽腔外逐漸降低。這因為注入的氣體會承擔蒸汽腔的分壓，從而導致蒸汽飽和壓力降低。在這個過程中氣體和蒸汽都發揮了重要作用，因為氣體溶解在蒸汽腔邊界上起著重要的降黏作用和隔熱作用。

（4）超臨界CO2輔助SAGD 能夠取得較高的采收率，油汽比在0.8～1.2，遠遠低于純蒸汽SAGD。數值模擬的結果表明，在蒸汽腔和底水達到壓力平衡后，底水不會竄流到儲層中，從而降低底水對開發效果的影響。