超临界蒸汽开发特稠油提高采收率机理实验研究

张风义 王树涛 刘东 高振南 朱琴

中海石油(中国)有限公司天津分公司

在渤海油田普2类稠油油藏采用多元热流体技术热采取得了良好的开发效果［1-4］，但海上特稠油油藏开发仍存在诸多难题，主要体现在渤海海域特稠油埋深在1 000 m左右，海上采用平台丛式井开发，生产井的井筒斜深均较长，一般在2 000～3 000 m，甚至更深，属于深井，且井筒经过表层的海水，引起的热损失较陆地油田更大，常规湿蒸汽开发效果差，需要一种能携带更多热量的热流体。另外，目前海上热采锅炉以柴油或原油为燃料，成本较高；同时，油气田在开采过程中会产生大量的含油污水，即油田采出水，要经过复杂的水处理工艺后才能进行回注，受平台空间限制，水处理设备技术要求高，因此耗费大量资金和能源，需要一种能利用含油污水作为燃料的技术，降低海上热采成本。超临界条件下蒸汽具有更高的热晗，且具有高溶解性、高扩散性，在开发过程中可产生近似混相驱的效果；而且超临界条件下具有高反应性，可以实现油田采出污水燃烧，是海上开发特稠油的理想技术。但目前该领域研究主要集中在常规蒸汽开发技术上［5-7］，针对超临界蒸汽开发技术研究很少，其提高采收率机理尚不明确，特别是缺乏超临界蒸汽对原油物性和储层物性的影响研究［8-11］。本文利用超临界蒸汽实验装置，开展了超临界蒸汽开发特稠油的增产机理研究，为海上特稠油油藏超临界蒸汽开发提供了理论依据。

1 超临界蒸汽驱提高采收率机理分析

驱油效率是提高采收率的核心评价指标，参照标准SY/T 6315－2006《稠油油藏高温相对渗透率及驱油效率测定方法》，以渤海油田LD5-2N典型特稠油油藏为研究对象开展实验。主要实验参数如下：采用本油田岩屑制作人造岩心，直径2.5 cm，长7 cm，地层渗透率2 500×10−3μm2，孔隙度32.6%，地层原油黏度取29 168 mPa · s。设计350 ℃饱和蒸汽、350 ℃过热蒸汽、400 ℃超临界蒸汽3组特稠油驱油实验方案，并绘制不同相态蒸汽驱油效率变化曲线。研究发现：不同相态热流体驱油规律存在较大差异，400 ℃超临界蒸汽驱油效率可达94.01%，较350 ℃饱和蒸汽驱油效率提高15.8 个百分点，见图1，分析认为超临界蒸汽驱的驱油效率大幅度提高，主要有3个方面的增产机理：第一是超临界条件下蒸汽具有更高的热晗，进一步降低了原油黏度，扩大了加热半径；第二是超临界蒸汽具有高溶解性，在驱替过程中可产生近似混相驱的效果；第三是超临界蒸汽具有高扩散性，超临界水表面张力几乎为0，更容易进入岩心微孔结构，且具有较低的黏度、较高扩散系数，因此具有更好驱替效果。特稠油油藏利用超临界蒸汽驱开发可大幅度提高采收率。

图1 不同相态蒸汽驱油实验效率对比图Fig. 1 Contrast of oil displacement efficiency of different phase states of steam

2 超临界蒸汽对原油物性影响实验

为研究超临界蒸汽驱技术提高特稠油采收率的机理，研发了一套模拟特稠油油藏超临界蒸汽实验装置(见图2)，用于测定超临界蒸汽条件下原油热裂解和储层岩石溶蚀特性，其中反应釜容积500 mL。以渤海油田LD5-2N特稠油油藏为例，地层原油黏度29 168 mPa · s，地层渗透率2 500×10−3μm2，孔隙度32.6%。

设计了3组实验方案(实验温度分别为390、410、430 ℃)，研究超临界条件下原油物性的变化规律，并增加1组常规湿饱和蒸汽实验作为对照组，主要分析超临界作用后原油组分及黏度变化特征。

不同超临界温度条件下原油黏度变化结果表明：常规湿饱和蒸汽作用后原油黏度由29 168 mPa · s增加到了35 226 mPa · s，主要原因是湿饱和蒸汽仅发生蒸馏作用，原油轻组分被蒸馏后黏度呈小幅度增加；随着超临界蒸汽温度由390 ℃增到430 ℃，原油黏度由29 168 mPa · s分别降到8 798 mPa · s、7 606 mPa · s和7 642 mPa · s，原油黏度降为原始值的30%左右，主要原因是超临界蒸汽作用后原油中的沥青质和胶质发生热裂解，沥青质含量为0、饱和烃含量超过70%导致原油黏度下降，但温度过高又会加剧焦炭的形成，原油黏度再小幅度增加，如图3、图4所示。

图2 超临界蒸汽实验装置流程图Fig. 2 Flow chart of the experiment device of supercritical steam

图3 不同超临界温度条件下原油黏度变化图Fig. 3 Variation of oil viscosity at different supercritical temperatures

图4 不同超临界温度条件下原油组分变化图Fig. 4 Variation of oil composition at different supercritical temperatures

不同超临界温度条件下原油组分变化实验表明：在超临界温度条件下，原油会发生热裂解反应，反应初期胶质、沥青质和芳香烃组分随时间大幅度下降，后期逐渐平稳；同时饱和烃组分随时间大幅度上升，在稳定后达到最大值；在超临界温度条件下，原油发生热裂解反应生成的焦炭和气体含量随时间单调上升；高温下焦炭的产率呈现降低趋势；沥青质含量在30 min后达到最高值，后期逐渐消耗为0，即全部发生热裂解(图5)。

图5 超临界条件下原油各组分含量随时间变化图Fig. 5 Relationship between oil composition content vs. time under the supercritical condition

3 超临界蒸汽对储层物性影响实验

为研究超临界蒸汽对储层物性的影响，采用超临界蒸汽实验装置开展了7组不同状态蒸汽(分别为200 ℃湿蒸汽、250 ℃湿蒸汽、300 ℃湿蒸汽、350 ℃亚临界、375.15 ℃临界点、400 ℃超临界、430 ℃超临界)作用后储层岩石溶蚀特性实验，实验岩心选择石英、长石、岩屑等标准矿物制作成人工岩心，并在溶蚀实验前进行超声波清洗，清洗掉可运移的未固结颗粒。

通过不同矿物的超临界蒸汽溶蚀实验发现：石英(含量27.5%)溶蚀前岩石表面仍存在少量的未固结颗粒，350 ℃(亚临界)蒸汽作用后岩石表面的未固结颗粒消失，且岩石表面出现微缝并存在许多溶蚀点；钾(正)长石(含量20.0%)岩石表面的未固结颗粒全部消失，岩石表面溶蚀现象明显，形成较大的颗粒断裂；钠(斜)长石(含量20.0%)呈现片状构造，表面溶蚀效应明显，但溶蚀程度明显低于钾长石；泥岩及岩屑(含量32.5%)岩石表面未固结颗粒少，主要发生岩石表面的溶蚀，从而造成黏土矿物的转化；但由于泥质含量低，矿物转化对储层影响较小(图6)。以上分析可知，超临界蒸汽开发特稠油，储层岩石的不同组分均会发生溶蚀现象，扩大孔隙度，提高渗透率，从而会改善储层物性。

图6 不同矿物的超临界蒸汽溶蚀图Fig. 6 Dissolution diagram of supercritical steam in different minerals

不同温度条件超临界蒸汽作用前后储层物性变化实验表明：超临界条件下储层岩石会发生溶蚀现象，溶蚀效应主要发生在亚临界区与超临界点范围内(350～374.15 ℃)，具有不可逆性，超过临界点后溶蚀作用降低；溶蚀后储层孔隙度、渗透率呈现明显增加趋势，渗透率的最大增幅达到21.7%(图7)。

图7 超临界蒸汽作用前后储层物性变化图Fig. 7 Reservoir physical property before and after the action of supercritical steam

4 结论

(1)超临界蒸汽驱技术提高采收率机理主要体现在3个方面：具有更高的热晗值，可进一步降低原油黏度；具有高溶解性，可产生近似混相驱的效果；具有高扩散性，表面张力几乎为0，更容易进入岩心微孔结构。

(2)超临界条件下特稠油中的沥青质与胶质组分会发生热裂解反应，胶质、沥青质和芳香烃组分大幅度下降，同时饱和烃组分大幅上升，原油黏度降为原始值的30%左右，同时研究发现400 ℃可满足LD5-2N特稠油的热裂解要求，且焦炭转换率较低，有利于开发。

(3)超临界条件下储层岩石会发生溶蚀现象，溶蚀后储层的孔隙度和渗透率呈现明显增加趋势，渗透率的最大增幅可达21.74%，且溶蚀效应主要发生在亚临界区与超临界点范围内，具有不可逆性。

(4)超临界蒸汽驱技术是海上开发特稠油油藏的理想技术，建议尽快研究配套的海上平台井筒隔热技术，提高热效率，实现蒸汽在井底条件为超临界状态。