委内瑞拉MPE－3区块超重油冷采过程中泡沫油开采机理

刘尚奇，孙希梅，李松林

(1.中油勘探开发研究院，北京 100083;2.中油规划总院，北京 100083)

委内瑞拉MPE－3区块超重油冷采过程中泡沫油开采机理

刘尚奇1，孙希梅2，李松林1

(1.中油勘探开发研究院，北京 100083;2.中油规划总院，北京 100083)

针对超重油沥青质含量高、原油重度高等特点，研究了水平井溶解气驱冷采的开采机理，包括冷采过程中泡沫油的形成机理、非常规PVT特性与驱替特征。实验结果表明，当油藏压力低于泡点压力时，原油中形成许多微小气泡，这些微小气泡能够长时间滞留在油相中，使得这种原油表现出与常规溶解气驱许多不同的特征;泡沫油的作用与油藏衰竭速度、油层压力下降水平及围压等因素有关。使用水平井冷采技术能够获得较高原油产量和采收率。

超重油油藏;泡沫油;溶解气驱;冷采;拟泡点压力;委内瑞拉

引 言

与国内稠油相比，委内瑞拉超重油具有三高一低可流动的特性:原油密度高、重金属含量高、沥青质含量高、原油黏度相对低。重油带超重油地层条件下的黏度范围为1 000～10 000 mPa·s。在相同的原油密度条件下，委内瑞拉超重油的黏度要比国内稠油黏度低很多。委内瑞拉MPE－3区块超重油油藏位于东委内瑞拉盆地奥里诺克(Orinoco)重油带，地层原油黏度为5 873 mPa·s，原油重度为8～10°API，溶解油气比为18.7 m3/t，该油区是中油股份有限公司的权益开发区，规划年产重油2 000 ×104t。

泡沫油现象是开采类似奥里诺克重油带油藏重要的生产机理［1－2］。利用泡沫油原理开发重油油藏在委内瑞拉和加拿大已得到了成功的应用［3－6］。

1 泡沫油产生原理

1.1 泡沫油形成

泡沫油是一次开采过程中在重油油藏中发生的分散气－液两相流动现象。泡沫油只出现在稠油和超重油中。当采用冷采技术开发重油油藏时，若原油中含有一定量的溶解气，则可以使用“泡沫油”原理提高采油速度和采收率［7］。重油的典型特征是黏度高、气体扩散系数小及沥青质含量高。当油藏压力低于泡点压力时，原油中形成许多微小气泡，气泡生长并膨胀将原油迅速驱向油井。重油出现气体释放的非稳态过程，气体滞留在原油中，成为连续气相。

1.2 泡沫破碎

在原油中形成的泡沫同时也不断地发生破碎。泡沫破碎是泡沫油能够较长时间持续存在、形成油气分散体系的重要原因。泡沫破碎受黏滞力和毛管力支配。当黏滞力大于毛管力时，泡沫就会破碎。泡沫的不断形成和边聚边破碎的过程决定了气泡的大小及其分布状态。

2 泡沫油物理特性

从物理意义上考虑，拟泡点的存在可能是由于气泡成核需要一定的阀能。非常规PVT实验表明，快速降压24 h后系统的过饱和度很低，需要较长的间隔时间才能再一次达到热动力平衡。拟泡点存在的另一个解释是气泡滞留在油中，所谓“滞留”就是非常小的气泡需要较长时间才能上升到容器的顶部。应用Stokes定律，小气泡在稠油中的上升速度υ有如下近似关系式:

设 μ =100 mPa·s，L=0.1 m，Δρ=103 kg/m3，g=9.81 m/s2，当气泡直径分别为 1.00、0.10、0.01 mm时，上升所需时间分别为0.05、5.00、500.00 h。0.01mm尺寸的气泡在卸压和测量间隔时间为24 h时无法逸出油体。

式中:υ为上升速度，m/s;Δρ为油和气的密度差，kg/m3;g为重力加速度，m/s2;d为气泡直径，m;μ为原油动力黏度，mPa·s。

上升高度L时需要时间为:

3 泡沫油驱替特征

利用奥里诺克重油带的原油样品进行了2组自然衰竭实验，研究溶解气动态。在一个实验中，给岩心加围压，另一个实验中使用刚性岩心夹持器不加围压控制)。在没有应力的实验中，产量主要取决于溶解气驱;在有限制应力的实验中，除溶解气驱外，还有压实作用的附加驱动。2组衰竭实验的结果差别很大(表1)，主要表现在原油产出量及临界气饱和度。虽然物理实验不能真实地反映油田地下的实际情况，但反应的现象也表现出了这种泡沫油的生产特征。

表12 组衰竭实验结果

3.1 压力下降特征

图1、2分别为有围压和无围压作用下岩心压力变化曲线。围压实验中，起初岩心压力随时间下降的很快，接着气体从原油中析出，岩心压力下降缓慢。当岩心压力下降到4.5 MPa时有一个明显的斜率变化，说明此处是泡点压力。岩心压力随时间变化几乎呈线性下降，稍低于2.0 MPa时，伴随压力波动幅度增加。

岩心压力开始增大是由于气体随原油的产出和供原油流动的孔隙通道的减小。岩心压力下降到气泡产生点以下(4.5 MPa)时，从原油中析出的气体转变为自由气，原油黏度增加，岩心压力增大。虽然岩心压力低于气泡产生压力，但仍高于自由气开始流动的压力，气体在多孔介质中滞留，占据了原油流动的孔隙空间，当气体饱和度从零升至临界气饱和度时，岩心压力增大，显示原油相对渗透率降低。接着岩心压力变得较小，气体流动压力降低，但是这种影响被多相流动较高的压降所抵消。对于高黏原油来说，连续气相从岩心中流出是不稳定的，这就是造成该阶段实验压降波动的原因。

图1 围压实验中岩心压力变化曲线

图2 刚性实验中岩心压力变化曲线

刚性实验中，初期压力随时间下降得很快，然后有一个急剧升高，约至5.5 MPa，然后压力又开始下降，但是下降得比较缓慢。在局部最小压力处意味着过饱和，过饱和是由于压力迅速下降造成的，只有通过气泡产生的过程使气体从原油中析出，才能使过饱和度下降。当过饱和度较高时，气泡产生的频率会升高，气泡产生又导致体积增大，但由于容器体积是固定的，因此，整个系统的压力必然升高。系统中气泡数量的增多会导致向气泡扩散的溶解气的流量增加，导致过饱和度减小，因此气泡产生的速度也减小。

3.2 临界气饱和度变化

定义临界气饱和度为气体产出速度突然升高的那一点的气体饱和度。室内实验与现场生产表明，对于重油泡沫油开采，临界气饱和度一般高于常规溶解气的饱和度［8－9］。在围压实验中，临界气饱和度对应的压力为2.0 MPa;而刚性实验中，临界气饱和度对应的压力为4.2 MPa。根据物质守恒定律，临界气饱和度分别为9.5%、4.8%。对于重油来说，当低于临界气饱和度时，形成的微气泡为分散相，仍滞留在原油中，原油夹带气泡(微气泡)一起流动。这样，就能使原油黏度降低。

4 泡沫油冷采评价

利用泡沫油原理进行稠油冷采时，对原油的采出主要有2部分贡献:一是溶解气驱加泡沫油作用，二是地层与原油的压实作用。

对于常规溶解气驱生产，一次生产的采收率可由Dake相关式来计算:

式中:RF为原油采收率，%;Bo为原油地层体积系数;Boi为初始原油地层体积系数;Rsi为初始溶解气油比;Rs为溶解气油比;Bg为气体地层体积系数;Rp为生产气油比。

由式(3)可以看出，对于常规一次生产，生产气油比Rp很高，RF较小。但对于泡沫油生产，由于气相成分散气泡状，且相互结合速度缓慢，因此，生产气油比Rp接近于Rs，这样就可获得较高的原油采收率。

按照委内瑞拉MPE－3区块超重油油藏的物性，常规溶解气驱的采出程度约为5%。研究与油田生产表明，由于泡沫油的作用，原油采出程度能够增加5%～10%。这样，溶解气驱加泡沫油作用的采出程度可达到10%～15%。虽然没有证明岩石压实作用对奥里诺克重油带原油生产的贡献，但许多岩心测试表明，奥里诺克重油带油藏岩石的压缩系数比较大［10－11］。由于岩石孔隙体积的变化，预计可增加原油采收率3%左右，预计采收率可达到13% ～18%。

5 结论

(1)当油藏压力低于泡点压力时，含气重油中会出现大量微小气泡，这些气泡经过不断聚合与破碎的过程，形成泡沫油，而且这种原油表现出与常规溶解气驱许多不同的特征。

(2)泡沫油的特征是拟泡点压力比泡点压力低，临界气饱和度较高，一般可达到8% ～9%。使得气体的释放速度更慢，地层压力下降慢，气体能够长时间滞留在原油中，导致原油黏度降低，开采效果变好。

(3)泡沫油机理是含气稠油或超重油的重要生产机理。由于泡沫油的作用，一次冷采的原油采收率可达到13～18%。

(4)泡沫油的作用与油藏衰竭速度、油层压力下降水平及围压等因素有关。

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Foamy oil recovery mechanism in cold production process of super heavy oil in Venezuela MPE－3 block

LIU Shang－qi1，SUN Xi－mei2，LI Song－lin1
(1．Research Institute of Petroleum Exploration＆Development，PetroChina，Beijing100083，China;
2．Planning and Engineering Institute，PetroChina，Beijing100083，China)

Super heavy oil is characterized by high asphaltene content and oil gravity．The recovery mechanism of solution gas drive with horizontal wells for super heavy oil has been studied，including the mechanism of forming foamy oil，unconventional PVT behavior and oil displacement feature．The experiment results show that when reservoir pressure is lower than bubble point pressure，a great amount of tiny bubbles will form in crude oil and will retain in oil phase for a long time，resulting in many different features from conventional solution gas drive．Foamy oil behavior is related to reservoir depletion rate，pressure drop level as well as confining pressure．Horizontal well cold production can obtain higher oil production and recovery factor．

super heavy oil reservoir;foamy oil;solution gas drive;cold production;pseudo－bubble point pressure;Venezuela

TE357.3

A

1006－6535(2011)04－0102－03

20110120;改回日期20110212

国家重大科技专项“委内瑞拉超重油油藏经济高效开发技术”(2008ZX05032－002)

刘尚奇(1963－)，男，教授级高级工程师，1984年毕业于中国石油大学采油工程专业，2007年毕业于中国石油勘探开发研究院油气田开发专业并获博士学位，现从事稠油油藏开发与研究工作。

编辑 周丹妮