海上特稠油油藏超临界CO2 和蒸汽同注提高采收率研究

戎凯旋，袁玉凤，孟小芳，寇双燕，李振

（1.中海油田服务股份有限公司油田生产事业部，天津 300459；2.海洋高效开发国家重点实验室试验与分析室，天津 300459）

热采工艺广泛应用于稠油油藏的开发。但对于埋深超过800 m 的底水特稠油油藏，注蒸汽无法实现有效动用。SAGD（蒸汽辅助重力泄油）在此类油藏中也进行了矿场试验，但由于油藏压力高和底水能量大而效果不佳。近年来，将二氧化碳（CO2）注入油藏来提高采收率的技术（EOR）越来越受到人们的关注。由于采用常规注水开发的油田进入开发的末期，还有25%～50%的原油储量被剩余在地下，根据CO2驱油的经验，可以通过在适当条件下注入混相或不混相CO2，相当一部分残余油和剩余油能够被采出来[1]。已经有很多学者对CO2提高稠油采收率机理做了大量研究。RAVEL等[2]对裂缝介质中的CO2-稠油相互作用机理进行了数值模拟研究，揭示了CO2对稠油的作用机理主要包括：溶解膨胀、剥离剩余油、重力和毛细作用。陈涛平等[3]进行了注入CO2、表面活性剂和蒸汽的蒸汽驱实验，他总结说CO2的降黏、膨胀和降低界面张力对提高稠油油藏的采收率具有重要作用。李玉星等[4]指出，超临界CO2对原油的膨胀、降黏是提高稠油采收率的主要机理。徐丽婷[5]开展了原油和CO2在高压条件下的相态研究。他们发现在46 ℃时，饱和CO2的原油体积可以增加18%，而原油的黏度可以降低到0.15 mPa·s。

1 油田概况

W 油田属于强底水特稠油油藏，油藏埋深845～945 m，油藏条件下原油黏度33 595～39 099 mPa·s。沉积环境为辫状河沉积，储层厚度44.2～85.8 m，平均孔隙度32.9%，平均渗透率2 908 mD。

该油田已经进行了3 口井的蒸汽吞吐矿场试验。由于井筒和泵筒堵塞，导致生产井无法连续生产，为了解决井筒中油稠的问题，在生产流程中添加了多种化学药剂，但均未取得满意的效果。SAGD 是厚层稠油油藏热采开发的有效方式之一，但强底水导致SAGD 开发过程中不能过分降低储层压力，并且蒸汽驱、注气等其他开发方式显然不适用于该油藏。该油藏的唯一解决方案是改进SAGD 工艺来适应油藏条件，为了解决SAGD 方式存在的油藏注入压力高、采收率低的问题，提出了超临界CO2-蒸汽同注方法。该方法的原理是通过大量气体分担蒸汽腔压力，通过协同气体高溶解性和高干度蒸汽的降黏作用来提高油的流动性。

2 超临界CO2 提高稠油油藏采收率机理

超临界CO2在稠油开采过程中的作用机理包括溶解膨胀、溶解降黏、降低界面张力、提高注入能力。

2.1 超临界CO2 的低密度和低黏度

在高温高压条件下对其密度和黏度进行了测试，结果见图1。结果表明，在常规条件下，CO2的密度可高达0.97 g/cm3（10 MPa，10 ℃）。但在超临界条件下，密度随压力的增加略有变化。在10 MPa 和200 ℃条件下，CO2的密度仅为0.12 g/cm3。

图1 不同温度不同压力条件下CO2 密度变化曲线

2.2 溶解膨胀和降黏作用

溶解能力强是超临界CO2的重要特性之一。超临界CO2更容易溶解到烃类流体中，从而使原油膨胀，体积增加，增加弹性能。膨胀系数受温度、压力和油成分的影响。根据KLINS M A 和ALI S M F[6]1982 年在一定条件下单位体积的原油中溶解123.8 m3的CO2，可使原油的体积增加35%。另据JHA K N N[7]1986 年在4～6 MPa 和20～25 ℃条件下，单位体积的石油可溶解50～100 m3的CO2，使原油体积增加10%～20%，黏度降低90%以上。

分别对20 ℃、50 ℃、100 ℃、200 ℃、300 ℃和2～20 MPa 压力下饱和原油的溶解度进行了实验研究。该油样为W 油田馆陶组油样，溶解度测试结果见图2。根据实验结果可以发现CO2的溶解度随压力线性增加，随温度线性降低。在10 MPa、200 ℃条件下，CO2的溶解度可高达34 m3/m3，体积膨胀率为15%。

图2 目标油田原油对CO2 的溶解度

在高压高温条件下，CO2在原油中的溶解度较大，原油黏度也会大幅度下降。用毛细管黏度计测定饱和原油在不同压力条件下溶解CO2后的黏度，实验结果见图3。实验结果表明，在2 MPa 和20 ℃条件下，原油溶解CO2后的降黏率可达95%以上，在高温条件下降黏率也在70%以上。在油藏条件下，如果CO2处于超临界状态，地层原油的流动性将增加近3 倍。

图3 不同条件下饱和气体的原油黏度

2.3 降低界面张力

虽然CO2非混相驱时CO2与原油的界面张力不能降至为零，但由于CO2在水和原油中的溶解，仍可以降低界面张力。史俊勤[8]发现CO2溶解于水和原油时，油水界面张力可以下降约30%。在稠油实验研究中也证明，当压力从0.1 MPa 增加到5.5 MPa时，界面张力从25 mN/m 降低到16 mN/m[9]。

在不同的压力和温度下，利用悬垂法进行了相关实验，实验结果见图4。从实验结果可以看出，界面张力随压力降低而随温度升高。当温度为15 ℃，压力为10 MPa 时CO2饱和原油的界面张力小于5 mN/m，与常温常压条件下的界面张力相比，减少约80%。

图4 不同条件下原油与CO2 界面张力变化曲线

2.4 减少热损失

由于气体具有较低的热传导率和比热容，因此气体和蒸汽的混合物比纯蒸汽的导热率更低，即使在气量很大（例如超过5%）时也很明显。利用这个特性，可以大大降低注热管柱沿程的热损失。分别计算了蒸汽混合不同比例气体时，注热管柱沿程的热损失，计算所用参数见表1。

表1 计算注热管柱沿程热损失所用参数

计算结果见图5。可以看出，蒸汽沿着注热管柱注入地下，沿程由于热损失导致干度逐渐降低。如果只注入纯蒸汽，注热管柱热损失高达40%，井底蒸汽干度只有40%左右。通过在蒸汽中加入气体，可以减少热损失。当摩尔分数为40%的气体被混注入井筒时，井底蒸汽干度可以提高到60%以上。

图5 蒸汽混注不同比例气体时注热管柱的热损失曲线

2.5 抑制蒸汽超覆盖，增加蒸汽腔横向扩展

气体辅助SAGD 工艺是将气体注入蒸汽腔，使气体在蒸汽腔边界附近聚集。张运军等[9]认为注汽可以替代部分蒸汽，提高开发经济效益，提高蒸汽腔的扩展体积。在超临界CO2和蒸汽同注方法中，注入的气体量远高于气体辅助SAGD 工艺，气体在蒸汽腔上方聚集，形成隔热层，减少蒸汽在盖层的热损失，同时能够延缓蒸汽腔纵向超覆趋势，增大腔体横向扩展范围。该过程的示意图见图6。

图6 超临界CO2-蒸汽同注SAGD 生产示意图

根据以上机理可以得出结论，压力、温度和溶解CO2浓度是影响SAGD 产能的主要因素。高压、高CO2浓度、低温可以提高注汽性能和采收率，应该综合考虑CO2的溶解和蒸汽温度之间的平衡，从而达到最好的效果。

3 数值模拟研究

W 油藏因深度大、底水大，无法采用常规SAGD 方式开发，开展了超临界CO2辅助SAGD 研究。根据W 油藏的地质油藏参数建立理论模型，油藏参数见表2。模型中总共有100×50×50 个网格。2 口水平井位于油藏底部，与油水界面平行。下生产井与注入井之间的距离为5 m，距底水的距离也是5 m，底水采用范特科维奇法设置，厚度100 m，半径5 000 m。

表2 油藏参数表

生产以蒸汽吞吐预热2 个轮次，然后转SAGD 的方式，即上井连续注汽，下井连续生产。为防止蒸汽汽窜到生产井，蒸汽注入速度设定为200 m3/d。注入压力保持在原始储层压力，以减轻底水突进到储层，蒸汽腔扩展到储层顶部后开始注汽。地面条件下的气体与蒸汽水当量体积的体积比设定为400∶1（摩尔分数约为40%）。

4 结果分析

根据模拟结果可知，该方法在目标油藏中是有效的。500 m 水平段日产油量可高达120 t，而注汽量仅为100 m3/d 左右，与传统的注纯蒸汽方法相比，蒸汽的注入量大大减少（汽油比为2～5）。这种方法存在的缺点是采收率仅为40%，可以进一步展开提高采收率的研究。

通过垂直于水平井的温度场剖面（图7）可以看出，蒸汽腔内部温度高达300 ℃，对应的饱和压力高达8 MPa。蒸汽超覆的过程也非常明显，导致蒸汽腔呈倒三角形。高温区在盖层下方膨胀，仅局限在蒸汽腔的内部和上部，蒸汽腔的温度随着远离蒸汽腔内部而逐渐降低，可以看出黑色三角形区域的温度在200 ℃左右，蒸汽大部分冷凝为热水，这也表明气体含量随着远离蒸汽腔中心部分而增加。从蒸汽腔不同位置的温度比较可以看出，蒸汽主要用来对腔体中部和上部进行加热降黏，而气体主要用来扩大横向腔体的波及范围。

同一截面同一时间的含油饱和度分布见图8。黑色三角形表示注采过程中低含油饱和度区域的前缘，图中的黑色三角形与图7 的位置是基本重叠的。从图中可以看出，低含油饱和度区域要比高温区域大得多。说明不仅是高温蒸汽波及降低了原始含油饱和度，而且气体的溶解降黏也起到很大的作用。蒸汽腔顶部的含油饱和度远低于高温蒸汽区域的含油饱和度，是因为超临界条件下CO2在水和原油中的溶解度较大，大大降低了油水界面张力，提高了驱油的效率。

图7 SAGD 生产蒸汽腔温度剖面图（垂直水平井）

图8 SAGD 生产蒸汽腔含油饱和度剖面图（垂直水平井）

蒸汽腔的气体饱和度分布场图见图9。从图中可以看出，腔体内部的气体饱和度很高，边缘的气体饱和度在0.5 左右。在核心区，蒸汽仍处于气态，没有冷凝，而且CO2也处于气相状态，因此该区域的含气饱和度较高。在腔体顶部，蒸汽冷凝成热水，气体饱和度降至0.7 左右。

图9 SAGD 生产蒸汽腔气体饱和度剖面图（垂直水平井）

气相中的CO2含量分布场图见图10。结合含气饱和度场图，CO2主要聚集在低含油饱和度区域的前缘。但在蒸汽室顶部和内部，CO2含量仅为0.4（注入气体比例）左右，并且这个值从腔体的内边界到外边界逐渐增加，也说明了腔体内的蒸汽由内到外逐渐冷凝。

图10 SAGD 生产蒸汽腔气相中CO2 组分浓度剖面图（垂直水平井）

5 结论

本文研究表明，超临界CO2和蒸汽同注方法可以用于高压强底水稠油油藏热采开发，也可以为海上中深层特稠油油藏提高注汽性能提供有效的手段。

（1）超临界CO2与常规条件下CO2相比，具有更低密度，并且随温度略有变化，这有利于在高注气量条件下实现注入分压。

（2）超临界CO2在10 MPa 和200 ℃条件下的溶解度可高达50 m3/m3。在超临界条件下，气体在稠油中的溶解度接近100 m3/m3。饱和CO2稠油在150 ℃时黏度低于200 mPa·s，比不溶解气体时降低了80%。溶解降黏后的稠油流动性大大提高，可以实现有效的开采。

（3）高压超临界CO2-蒸汽同注数值模拟研究表明，当注入气体摩尔分数为40%时，温度从蒸汽腔内部向蒸汽腔外逐渐降低。这因为注入的气体会承担蒸汽腔的分压，从而导致蒸汽饱和压力降低。在这个过程中气体和蒸汽都发挥了重要作用，因为气体溶解在蒸汽腔边界上起着重要的降黏作用和隔热作用。

（4）超临界CO2辅助SAGD 能够取得较高的采收率，油汽比在0.8～1.2，远远低于纯蒸汽SAGD。数值模拟的结果表明，在蒸汽腔和底水达到压力平衡后，底水不会窜流到储层中，从而降低底水对开发效果的影响。