温度和气体对稠油物性的影响*

胡绍彬，孙铭泽，郭玲玲，闻守斌，黄熠泽，王 鹏

（1.东北石油大学石油工程学院，黑龙江 大庆 163318；2.中国石油塔里木油田分公司油气工程研究院，新疆 库尔勒 841000）

我国海上油田稠油储量丰富，采用冷采技术开采时，平均产能低，经济效益差。海上油田采用陆上油田常规注蒸汽等热采方式存在难度，常规地面蒸汽发生器由于体积较大不便在海上采油平台使用［1］。多元热流体热采技术［2-7］通过注入蒸汽-烟道气、CO2或N2-化学剂等复合多元热流体，可有效改善稠油开采效果，且需设备体积小、易搬运，是一种可行的海上稠油开采新技术。多元热流体热采技术是一项蒸汽-气体-化学剂复合采油新技术，其增产机理综合了加热降黏、溶解降黏、增压驱动、化学调剖等多种作用［8-10］。对这些增产机理需要进行系统的室内模拟实验和定量的分析研究，以明确多元热流体增产的技术机理、优化多元流体组成、为科学编制多元热流体热采的工程方案提供技术支持。唐晓旭等［7］开展了海上稠油多元热流体吞吐工艺研究及现场试验；张伟等［8］开展了气体溶解降黏实验；冯祥等［10］运用数值模拟手段，对比了多元热流体不同组成比例对热采吞吐效果的影响。但这些研究未对气体加量对体系饱和压力的影响、汽油比与饱和压力之间的关系、不同温度下气体对稠油黏度的影响等进行详细分析。笔者采用PVT 分析仪测试了气体对稠油饱和压力和溶解气油比的影响；采用Haake RS6000 流变仪的密闭系统，研究了温度及添加气体（N2、CO2）对渤海某油田稠油黏度的影响。

1 实验部分

1.1 实验设备

PVT 分析仪，扬州华宝石油仪器有限公司；Haake Reo 6000 模块化流变仪，赛默飞世尔科技公司；利用带高压密闭磁力测试容器的Haake Reo 6000模块化流变仪，采取高压计量泵+活塞容器+自制接头+流变仪高压密闭磁力测试容器的方式，实现加压注气稠油流变性的测定，仪器和流程见图1。

图1 气体加压测试仪器（a）及流程示意图（b）

1.2 实验材料

N2和CO2气体，工业级，市售；稠油取自渤海某油田，物性参数为：密度（20℃）0.9864 g/cm3、黏度1681.0 mPa·s（脱气原油，56℃）、凝固点38.5℃、含硫量0.25%、平均分子质量575 g/mol，族组成中饱和烃26.26%、芳烃17.30%、非烃27.19%、沥青质28.71%；天然气取自大庆油田，组分含量（单位%）为：甲烷81.348、乙烷2.975、丙烷3.687、丁烷2.103、戊烷0.724、二氧化碳8.190、氮0.968、氦0.006，总烃量90.837。

1.3 实验方法

（1）黏度的测定

将脱气稠油加入流变仪的密闭测试容器中，密封后置于流变仪上，接好压力传感器、特制接头、活塞容器、计量泵等。然后在不同温度下测试脱气油样或注入不同气体的模拟油样在0.01数100 s-1范围的流变曲线，根据流变曲线计算稠油油样的平均黏度值及降黏率。

（2）饱和压力和溶解气油比的测定

利用PVT 分析仪测定稠油的饱和压力等高压物性参数。将一定量脱气油样装入PVT筒内，升温至实验温度。将天然气和稠油按体积比20 注入PVT筒内，升压搅拌，待气体全部溶于油中（压力稳定时）测定油样的饱和压力、溶解气油比等参数。然后将压力升高到配制的模拟油的饱和压力以上，向模拟油注入预定量N2或CO2，升高压力并搅拌，待油气充分溶解后测定油样物性参数。

2 结果与讨论

2.1 温度对含气原油黏度的影响

在56数180℃下，在测试脱气稠油样品的黏度之后向密闭容器中通入天然气，并将压力维持在10 MPa，使脱气稠油饱和天然气得到模拟油样。模拟油样在不同温度下的黏度见表1。在油藏温度（56℃）到120℃范围内，含气稠油和脱气稠油对温度敏感，黏度随温度升高迅速降低，降黏率达90%以上；继续升高温度对稠油黏度的影响较小。含气和脱气稠油具有较明显的黏温敏感性，采用热采降黏方法改善稠油的流动性是非常有效的。在100℃左右的温度下即可使稠油具有非常好的流动性，加热至更高温度对稠油流动性的改善贡献不大。

表1 不同温度下脱气和含气稠油的黏度

2.2 N2和CO2对原油物性的影响

2.2.1 对原油饱和压力和溶解气油比的影响

在56数 180℃下，模拟油样（天然气∶油=20∶1）加入N2或CO2前后的饱和压力和溶解气油比见表2。表2中出现空白的原因是，在相应温度条件下，饱和压力和溶解气油比随气体加量的变化规律已经由前面几个数据点表现出来，因此没有开展更高气体加量的实验。在同一温度条件下，随着N2和CO2的加入，原油的饱和压力升高，且随着气体加量的增大，原油的饱和压力增幅增加，说明要使原油溶解更多的气体必须增大压力；当气体种类和加量相同时，温度越高，饱和压力增幅越大，原油溶解气体的能力越弱。在温度和气体加量相同的情况下，添加CO2油样的饱和压力明显低于添加N2的油样；在饱和压力相同的情况下，添加CO2油样的溶解气油比明显大于添加N2的油样；在气体加量相同的情况下，随着温度的增加，添加CO2油样和添加N2油样的饱和压力差异减小。由此可知，在同等条件下，与N2相比，CO2更容易溶解到原油中，尤其是在温度较低的条件下。

2.2.2 对原油黏度的影响

在油藏温度（56℃）下向PVT 筒内注入天然气（气油比约为20）至压力为10 MPa，再注入N2或CO2（与天然气的体积比约为1∶2）至约15 MPa，然后分别在56、80、120、150、180℃条件下待油-气体系达到稳定状态时测定气体作用下的稠油黏度。体系稳定时的压力和稠油黏度见表3。注入N2时，在100℃以下时对含天然气稠油的黏度有一定影响，56℃时可使稠油黏度由1036.9 mPa·s 降至823.4 mPa·s，降黏率约20%。温度升至100℃以上时，与未加N2的稠油相比，添加N2稠油的黏度升高，其原因可能是高温条件下N2对稠油中轻组分的抽提作用使稠油黏度变大。注入CO2时，在150℃以下时对含天然气稠油具有显著的降黏作用，56℃时可使稠油黏度降低80%。当温度高于160℃时，含CO2稠油黏度与饱和天然气稠油黏度相当或略有升高，这也可能是高温条件下CO2的抽提作用所致。

表2 模拟油加入N2或CO2前后的饱和压力和溶解气油比

从温度和气体对稠油黏度的影响结果可知，注入N2对于改善稠油黏度的作用较小，只有在温度低于100℃时略有降黏效果，温度超过120℃时注入N2对稠油降黏起反作用。在一定温度条件下，升高温度和注入CO2气体的方法都可以达到降黏开采稠油的目的。例如为了将稠油黏度降低90%以上可以通过不同途径来实现：（1）单纯加热稠油至120℃；（2）将稠油加热至80℃并注入天然气和CO2体积比约为2∶1 的混合气体至16.86 MPa。考虑到注汽设备、注汽热损失和注汽成本时，采用适度加热，并辅以注入CO2可以达到与热采相当的降黏效果。

表3 不同压力下含气稠油黏度测定结果*

3 结论

在温度低于120℃时，含气稠油和脱气稠油黏度随温度的升高迅速降低，120℃时的降黏率约为92%，继续升高温度对稠油黏度的影响较小。在同等条件下，CO2比N2更易溶解到原油中，尤其是在温度较低的条件下。注入N2对稠油黏度的影响较小，只在100℃以下时略有降黏效果，温度超过120℃时稠油黏度增加。温度低于160℃时，注入CO2可以显著降低稠油黏度。将稠油加热至80℃并注入天然气和CO2体积比约为2∶1 的混合气体至16.86 MPa，可使稠油黏度降低90%。“适度加热，辅以注气”的开采技术可以达到较好的降黏效果。