稠油复合吞吐中不同注入剂对比实验研究

董 志 强



稠油复合吞吐中不同注入剂对比实验研究

董 志 强

（长江大学石油工程学院 湖北 武汉 430100）

稠油油藏在我国石油资源中占有重要地位，目前主要工业化开采方式是蒸汽吞吐和SGD技术等，但采收率一般在20%左右，这样大量资源无法有效采出，目前许多稠油区块开始使用注蒸汽过程中加入CO2和降粘剂等实现复合吞吐。本文在优选降粘剂的基础上，以中原油田油藏为基础开展复合吞吐过程中不同注入剂的配比优化研究。首先自主研发水平井吞吐的物理模拟实验装置，优化油溶性降粘剂+CO2+氮气+蒸汽的优化配比设计。实验结果表明，对于超稠油（粘度大于50 000 mPa·S）复合吞吐效果不理想，这类油藏不适合，对于粘度小于50 000 mPa·S的稠油复合吞吐可以提高单独蒸汽吞吐效果，同时得到注入剂的组合方式和具体组合参数值，对实际油藏开发有重要指导意义。

稠油；复合吞吐；降粘剂；物理模拟

在稠油油藏开采中，常使用在蒸汽吞吐过程中添加气体(N2、CO2、烟道气等)或化学剂(降粘剂、助排剂、泡沫剂等)等复合吞吐的热力开采方法来改善吞吐[1]。在复合吞吐过程中不同注入剂的使用以及不同注入剂的配比对最终吞吐效果起到决定性的作用。

1 毛8、锡14稠油基本特征

1.1 毛8块流体性质及油藏类型

原油：2009年12月，毛8井常规试油所取油样全分析资料，20℃地面原油密度：0.9424 g/cm3，含沥青8.21%，含蜡1.67 %，含胶质17.36 %。毛8井地面原油粘度(50℃)1805mPa·s，凝固点6℃。

地层水：地层水矿化度5326～6560mg/L，水型为Na2SO4。

毛8块银根组油层分布受构造控制，具有层状分布特征，油藏为构造层状油藏。

1.2 锡14块流体性质及油藏类型

原油：锡14块尚未做原油性质分析，相邻断块锡11井取得原油样品1个，原油密度0.975 1 g/cm3，50 ℃原油粘度17 950～25 600 mPa·s，凝固点8.0℃，初馏点242 ℃，含蜡6.1%，胶质+沥青质43.64%。按国内稠油分类标准，原油属超稠油。

原油粘温分析结果表明：原油粘度对温度反应敏感，随着温度升高，粘度迅速下降，原油粘度从温度30℃上升高到90℃时，原油粘度由246900 mPa·s降到2 280 mPa·s，降幅达99%。有利于注蒸汽开采。

地层水性质；锡14断块未做水性分析，根据锡11井分析地层水总矿化度3 369 mg/L，氯离子1 509 mg/L，水型NaHCO3型。

锡14块从区域上看地层由构造低部位到高部位逐渐变薄至尖灭，受断层控制在局部的断鼻构造形成油气富集，油藏埋藏浅，油藏类型为构造层状油藏。

2 复合吞吐实验设计

2.1 实验设备及材料

蒸汽发生器：可加热蒸汽温度200～350℃，蒸汽干度70%以上；人造岩心：400mm×38mm，粒度中值0.01～0.47mm，孔隙大小0.1～0.3mm，孔隙度15%～30%，渗透率500～1000×10-3μm2；导流泵，负压泵，流动压力控制仪，回压阀，压力表，岩心夹持器，储液罐（中间容器），多相分离器，气体测量仪等；中原油田采油院水溶性降粘剂J1，使用浓度5000×10-6，水溶性；中国石油勘探开发研究院水溶性乳化降粘剂；内蒙毛8块J2-P1井原油，毛8块J12井原油，内蒙锡14块X14-201井原油；二氧化碳：纯度95%以上；氮气。

2.2 实验方案设计

（1）注入顺序设计：首先，根据矿场资料，将设计人工填砂岩心，400mm（）×38mm(),水平井体积为0.45L，粒度中值为0.01～0.5，平均孔隙度为30%，渗透率500～1000×10-3μm2，并饱和原油(油砂体积比为7：3)压实；其中岩心中的有效孔隙体积为0.135L；注入顺序为先注中原采油院水溶性降粘剂，然后注CO2或者N2，最后注蒸汽（单一相不考虑）。

（2）根据矿场实际资料，设计毛8块饱和原油岩心破裂压力为25MPa，锡14块为13MPa，吞吐轮次为三轮，每轮注汽温度为240℃，实验室实际注汽速度为10mL/min（根据毛8块吉2-平1井第六周期注气地质设计资料内容并结合矿场实际生产资料，以实际注汽速度150t/d，水平井生产层位油层套管长200m，吞吐半径3m，平均焖井时间60h，油藏有效厚度4m为参考，对实验室内水平井模型生产数据进行实际生产数据转换），焖井时间2h,持续注入。水平井模型生产环境为100℃。

2.3 实验流程

结合现场实际生产和储层特点，设计如图1、图2所示的实验流程，同时专门定制实验需要的模型，包括符合现场水平井的不同完井方式和井型的两种水平井模型。在水平井模型中填入与储层特征一致的含油砂。

图1 实验流程设计

图2 实际实验流程

Fig.2Actual experimental procedure

3 复合吞吐物理模拟实验

3.1 毛8块J2-P1井（热采）实验研究

1）实验目的：优化降粘剂+CO2+氮气+蒸汽的优化配比设计

2）注入方式：

（1）蒸汽+氮气（S+N2），蒸汽+二氧化碳（S+CO2）；对比分析不同注入气体实验效果，两组；

（2）蒸汽+二氧化碳+降粘剂（DCS），分析实验效果；三组；

（3）蒸汽+氮气+降粘剂（DNS），分析实验效果，三组；

（4）蒸汽+二氧化碳+氮气+降粘剂（DCNS），分析实验效果，三组。

3.2 锡14块X14—201井（热采）实验研究

1）实验目的：优化降粘剂+CO2+氮气+蒸汽的优化配比设计

2）注入方式：

（1）蒸汽+氮气（S+N2），蒸汽+二氧化碳（S+CO2），对比分析不同注入气体实验效果，两组；

（2）蒸汽+二氧化碳+降粘剂（DCS），分析实验效果，三组；

（3）蒸汽+氮气+降粘剂（DNS），分析实验效果，三组；

（4）蒸汽+二氧化碳+氮气+降粘剂（DCNS），分析实验效果，三组。

4 实验结果分析

4.1 毛8块J2-P1井（热采）实验

实验过程中，蒸汽干度均为70％，注汽温度均240℃，实验室实际注汽速度为10mL/min，焖井时间均为2h，周期累计生产时间均为8min，实验数据见下表1-4。

表1 蒸汽+氮气/二氧化碳实验数据对比

对比实验结果说明，蒸汽+二氧化碳开发效果好于蒸汽+氮气的开发效果。

表2 稠油注蒸汽+不同比例氮气和二氧化碳注入量吞吐生产数据

表3 稠油注蒸汽+降粘剂+不同氮气注入量吞吐生产数据

表4 稠油注蒸汽+不同降粘剂注入量+二氧化碳吞吐实验数据

由于单纯注二氧化碳成本过高，且二氧化碳气源并不广泛，因此合理的利用氮气对地层能量进行补充，使二氧化碳与原油作用充分，对合理有效的经济开采意义重大。

该组实验中S注入量均为120mL，D注入量均为100mL，分析可得DNS方式并不能取得较好的开发效益，降粘剂在高温蒸汽作用下对稠油的降粘效果并不明显，因此降粘剂+氮气+蒸汽吞吐开发效果并不理想。

该组实验中S注入量均为120mL，CO2注入量均为200mL，分析可知虽然周期采注比较高，但回采率效果并不明显；虽然增大降粘剂的使用量使得水平井模型累计出油量增加，但增幅很小，使得开采成本增大，并且在整体的实验过程中降粘剂并没有达到对原油的流动性进行改进，没有增强其在地层中的流动效果，分析其原因，一方面是仅通过水平井的弹性能量进行焖井之后的弹性衰竭式开采，使得能量衰竭速度很快，并没有足够的能量驱动地层中的原油流向井口，并在开采过程中地层温度降低，使得原油粘度增大，并由于降粘剂较敏感的耐温性，高温注入的蒸汽在一定程度上影响了降粘剂对稠油的作用效果，使得开发效果变差；另一方面，由于降粘剂的成分不确定，不排除注入的二氧化碳在一定程度上在蒸汽的高温作用下与降粘剂发生反应，使得降粘剂的性质变化，功能失效，甚至对地层条件下的原油产生了一定阻碍流动的效果；虽然理论上各种介质对稠油开发都有一定的优化效果，但实际实验模型表明，降粘剂+蒸汽混注和降粘剂+二氧化碳+蒸汽混注并不能达到理想的开发效果。

4.2 锡14块X14—201井（热采）实验

对锡14块X14-201井进行稠油蒸汽复合吞吐实验研究，分析方法、实验方案及模型同上，但由于该井原油为超稠油，混合注入对开发效果规律变化的影响与上述实验相似，但开发效果不及J2-P1井稠油，一方面是由于超稠油重质沥青程度高，原油粘度大，流动性差，低温达不到降粘流动的效果，高温热作用不充分，热量损失大，另一方面由于水平井开井生产阶段能量有限，井口出口端不能保证足够高的温度和有效流动的粘度，使得对能量的要求较高，粘度随温度的变化较敏感，多种因素导致该井原油的热采效果并不理想[2-6]。

5 结论与建议

（1）毛8块（J2-P1井）热采实验研究

1、通过蒸汽+氮气（NS）和蒸汽+二氧化碳（CS）不同开发方式实验对比可知，蒸汽+二氧化碳开发效果好于蒸汽+氮气的开发效果。

2、对于降粘剂+二氧化碳+蒸汽（DCS）开发方式而言，实际实验模型表明，混注开发效果不好。

3、对于降粘剂+氮气+蒸汽（DNS）开发方式而言，混住吞吐开发效果不理想。

4、对于蒸汽+二氧化碳+氮气（CNS）开发方式而言，通过实验数据整理可知，在其他实验条件不变的基础上，以泵速流量蒸汽注入100mL，二氧化碳注入140～160mL,氮气注入70～90mL左右时，对于该水平井模型，以三周期累积产油量为评价指标，该混合注入量生产效果最佳；折算成矿场实际生产参数，为注二氧化碳192～208t，注氮气61418～79002 m3，以150 t/d流量注氮气5～7 d，注蒸汽9 d，平均焖井时间60h，注入顺序为先注二氧化碳，再注氮气，最后注蒸汽，水平井生产效果将达到最优。

（2）锡14块（X14—201井）热采实验研究

1、对于单纯注蒸汽（S）开发方式而言，蒸汽注入量以10mL/min,注入12min后，吞吐三轮次，水平井模型累产油量最高，折算成矿场实际生产参数，为以150t/d流量注蒸汽10 d，平均焖井时间60h，实际生产效果将最佳。

2、相对于注蒸汽+氮气（NS）开采，蒸汽+二氧化碳（CS）混注效果好于蒸汽+氮气（NS）混注。为使累产油量最高，最佳二氧化碳注入量为27.45g，折算成实际生产参数为注二氧化碳350 t左右，可使实际产油量达到最高；但由于锡14块原油粘度较大，流动性差的特点，导致三轮吞吐后油藏最终采收率并不理想，采收率不及10%。

参考文献：

［1］ 林辉. 稠油油藏注蒸汽和气体复合开采技术研究[D]. 东北石油大学，2013．

［2］ 刘喆. 深层稠油天然气吞吐开发机理研究[D]. 中国地质大学（北京），2010.

［3］ 李文宏. 靖安油田长6特低渗油藏不同注入介质驱油效果评价研究[D]. 西北大学，2012.

［4］ 李甫，梁爱国，廖先燕，黄玲，帕提古丽•亚尔买买提. 新疆稠油油藏复合吞吐技术研究与应用[J]. 石油钻采工艺，2013(06)：87-90．

［5］ 王青. 稠油热采效果评价方法及影响因素研究[D]. 中国石油大学，2010．

［6］ 王长久，刘慧卿，郑强. 稠油油藏蒸汽吞吐后转驱方式优选及注采参数优化[J]. 特种油气藏，2013(03)：72-75．

Experimental Study on the Contrast of Different Injection Agents in Heavy Oil Compound Injection

（Petroleum Engineering School ofYangtze University, Hubei Wuhan 430100，China）

Heavy oil reservoir plays an important role in petroleum resources in China. At present, the main way of industrial exploitation is steam stimulation and SGD technology, etc. But the recovery rate is about 20%,and a large number of resources cannot be effectively extracted. At present, CO2and viscosity reducer are always used in the steam injection process in many heavy oil blocks. In this paper, based on choosing suitable viscosity reducing agent, taking Zhongyuan oilfield reservoir as a research objective, experimental study on the composite ratio of different injection agents was carried out. First of all, the physical simulation experiment device of horizontal well stimulation was developed. Design optimization of oil soluble viscosity reducer +CO2+ nitrogen + steam was carried out. Experimental results show that the effect is not ideal for super heavy oil (viscosity is more than 50 000 mPa·S), the compound injection is not suitable for this kind of reservoir. For heavy oil with viscosity less than 5 0000 mPa·S, the compound injection can improve the effect of steam injection alone. At the same time, the combination mode of the injection agents and the specific combination parameter values have been obtained, which has important guiding significance to the development of actual oil reservoir.

heavy oil; composite throughput; viscosity reducer; physical simulation

TE 357

A

1671-0460（2016）09-2109-04

2016-08-18

董志强（1990-），男，湖北省荆州市人，现就读于长江大学石油工程学院，在读硕士研究生，研究方向：油气田开发。E-mail：359137027@qq.com。