稠油油藏CO2与化学剂协同强化蒸汽驱机制

伦增珉 王海涛 张超 李宾飞 刘雅莉 李兆敏

摘要：為解决单一注蒸汽开发技术难以突破在稠油深部的携热运移问题，提出加入CO2与化学剂协同辅助注蒸汽开发技术。该技术不仅可降低蒸汽无效散热，还能扩大蒸汽携热运移距离。同时，以CO2辅助蒸汽热采并用于稠油开发的方式可有效捕获和封存CO2，有助于控制温室气体排放。结果表明：CO2与化学剂注入后能够吸附在蒸汽冷凝介质表面形成隔热膜，阻碍蒸汽与传热介质间的热交换，“缓释”蒸汽热量，增加蒸汽携热运移距离，从而起到动用深部地层原油的目的；CO2与化学剂协同作用下，蒸汽热损降低了5.48%，采收率提高了14.5%；研究结果可为气体与化学剂辅助蒸汽驱开发方式的优化提供理论指导。

关键词：蒸汽驱； 稠油； 二氧化碳； 化学剂； 深部携热

中图分类号：TE 355 文献标志码：A

引用格式：伦增珉，王海涛，张超，等.稠油油藏CO2与化学剂协同强化蒸汽驱机制［J］.中国石油大学学报（自然科学版），2023，47（6）：72-79.

LUN Zengmin， WANG Haitao， ZHANG Chao， et al. Mechanisms of synergistic enhancement of steam flooding by CO2 and chemical agents in heavy oil reservoirs［J］.Journal of China University of Petroleum（Edition of Natural Science），2023，47（6）：72-79.

Mechanisms of synergistic enhancement of steam flooding by

CO2 and chemical agents in heavy oil reservoirs

LUN Zengmin1， WANG Haitao1， ZHANG Chao2，3， LI Binfei2，3， LIU Yali2，3， LI Zhaomin2，3

（1.SINOPEC Petroleum Exploration & Production Research Institute， Beijing 100083， China;

2.Key Laboratory of Unconventional Oil & Gas Development （China University of Petroleum （East China）），

Ministry of Education， Qingdao 266580， China;

3.School of Petroleum Engineering in China University of Petroleum（East China）， Qingdao 266580， China）

Abstract： In order to solve the problem that steam injection alone is difficult for heat transport into the deep layers of heavy oil reservoir， a steam injection technique assisted by adding carbon dioxide （CO2） and chemical agents was proposed and investigated in this study. This technique can not only reduce the ineffective heat dissipation of steam， but also can expand the heat transport distance of steam. At the same time， CO2 can be effectively captured and sequestered in the heavy oil reservoir， which is beneficial for greenhouse gas emission reduction. The results show that CO2 and chemical agents can adsorb on the surface of steam condensing medium to form a heat insulation film， which can hinder the heat exchange between steam and heat transfer medium， slow down the heat release process， increase the heat transport distance of the steam， and thus mobilize the heavy oil from the deep formation. The experimental results show that the steam heat loss can be reduced by 5.48% with oil recovery rate increased by 14.5% under the synergistic effect of CO2 and chemical agents. The results can provide theoretical guidance for the optimization of the gas and chemical-assisted steam flooding technique.

Keywords： steam flooding; heavy oil; carbon dioxide; chemical agent; deep heat transfer

稠油资源的开发和利用在石油工业中具有重要的地位，但稠油在其开采过程中具有很大的困难。在开采过程中，深部油藏稠油的高黏度和高密度为开采带来了很大的困难［1-2］。蒸汽驱作为一种热采形式，在稠油油藏生产中被广泛应用。然而对于埋藏深、黏度大、地层压力高的深层稠油油藏，常规蒸汽驱注汽困难［3］。且在蒸汽驱中后期，易发生蒸汽超覆和窜流等现象，导致油层吸气剖面不均匀、注入的蒸汽无效循环［4-6］。面对以上问题，提出了CO2及化学剂协同辅助蒸汽热采技术［7］。该技术的基本原理是通过CO2发挥溶解降黏、膨胀原油、补充地层能量、携带热蒸汽等作用，并结合化学剂进一步降低稠油黏度，增强其流动性［8-11］。在注气辅助稠油蒸汽驱的研究中，也包含采用注氮气、空气辅助蒸汽驱技术，但是使用CO2更符合能源行业减碳目标［12］。同时，在高温影响下CO2热导率较低，上浮至油藏顶部可形成气體隔热层，也可有效减少热损。另外，当蒸汽前缘随着温度降低出现冷凝水时，CO2、化学剂、油、冷凝水混合而成的乳状液等多相流体可封堵高渗通道，降低流体驱动能量的损耗，最终提高稠油采收率［13］。综上所述，相较于常规蒸汽驱，CO2与化学剂辅助蒸汽驱技术的注入性更强，对稠油具有多重降黏作用，更适应深层超稠油的开采。笔者开展纯蒸汽冷凝传热以及CO2与化学剂协同辅助蒸汽驱油试验。以三相相互作用改变蒸汽冷凝传热性质的全新研究角度，对比探究不同因素对稠油热采传热过程的影响机制。

1 试 验

1.1 试验仪器和材料

试验所用蒸汽由蒸汽发生器注水预热生产，超纯水由UPT-I-10T净水器（四川优普超纯科技有限公司）生产。超纯水的电阻率为18.2 MΩ·cm。试验所用CO2由青岛天源气体制造有限公司（中国）提供，纯度（物质的量分数）为99.9%。试验所用化学剂为十二烷基硫酸钠（SDS），质量分数设定为0.5%，由Sigma（美国）提供。在CO2与化学剂辅助装蒸汽驱油试验中所用模拟油由胜利油田提供，黏温曲线如图1所示。

模拟油中饱和分、芳香分、胶质和沥青质的质量分数分别为39.40%、32.81 %、22.76%和3.356%，模拟油在50 ℃下的黏度为2100 mPa·s。

在蒸汽渗流传热试验中，所用试验装置如图2所示。该装置包含蒸汽注入系统、蒸汽传热系统、冷凝循环系统以及采出液分离系统。

蒸汽发生器为GL-01型，最高温度为350 ℃；柱塞泵选用美国Teledyne ISCO柱塞泵，最高压力20 MPa，流速精度为0.1 mL/min；气体流量计选用SLA5850S型，测量精度为0.01 mL/min；量筒精度为0.1 mL；冷凝室尺寸为140 mm×20 mm×300 mm，由不锈钢框架制成，正面具有可视窗，背面与冷凝循环系统相连，提供过冷度。冷凝块安装在冷凝室内，结构尺寸如图3所示。

冷凝块凝结表面经过打磨、清洗及烘干氧化等处理，侧面采用聚四氟乙烯进行绝热处理，冷凝块镶嵌5个K型热电偶， K型热电偶的测量精度为0.01 ℃。

利用带测温装置和绝热层的一维填砂管模型，首先进行纯蒸汽热采时采收率的研究。在此基础上开展CO2-化学剂协同提高蒸汽热采采收率研究。通过对比温度变化、产油规律差异等进一步分析并验证CO2及化学剂协同影响蒸汽传热，进而提高蒸汽驱采收率的机制。

CO2与化学剂辅助蒸汽驱热采的试验设备如图4所示。回压阀为海安石油科研仪器公司生产，精度为0.1 MPa。烧杯量程为1～100 mL，精度为0.1 mL。

一维填砂管由海安石油科研仪器公司生产，规格为Ф2.54 cm×60 cm；填砂管上均匀分布5个测温点，中间3个测温点分别位于距离入口5、30 和55 cm的位置处；为减小填砂管散热，其内壁装有树脂隔热层，填砂管实物如图5所示。

1.2 试验方法

1.2.1 CO2-化学剂促进蒸汽渗流传热试验

（1） 检测冷凝室气密性，开始冷却液预循环和冷凝室预热，设定蒸汽发生器温度为250 ℃，蒸汽注入速度设定为5 mL/min当量水，冷却液温度设定为20 ℃，进行纯蒸汽冷凝传热试验。

（2）在冷凝块表面涂抹一层制备好的质量分数0.5%的SDS。然后组装冷凝室并检测气密性。从冷凝室上端入口以10 mL/min（常温常压下）速度注入CO2与蒸汽，进行CO2与化学剂协同促进蒸汽冷凝传热试验。

（3） 试验过程中观察冷凝块表面蒸汽凝结现象，记录冷凝块温度变化，并测量冷凝水析出效率。

（4）当冷凝块表面温度达到稳定后，认为蒸汽传热过程达到稳定。改变非凝析气体注入速度并通过调节冷却液温度改变过冷度［14］，重复试验步骤（2）～（3）。

1.2.2 CO2-化学剂辅助蒸汽热采提高稠油采收率试验

（1）采用0.0125和 0.0178 cm的石英砂混合填充填砂管，检查填砂管气密性。抽真空4 h，并以1 mL/min的速度饱和水测量填砂管水测渗透率。

（2）将饱和水后的填砂管置于恒温箱中，设置温度80 ℃，以0.5 mL/min的速度饱和油，直至填砂管出口端产出油，饱和油过程完成后进行纯蒸汽驱油及CO2与化学剂辅助蒸汽驱油试验。

（3）将蒸汽发生器温度设置为250 ℃，首先在填砂管中注入1VP（VP为孔隙体积）化学剂段塞，再以1.5 mL/min当量水注入蒸汽，以10 mL/min（常温常压下）注入CO2，记录驱油过程中填砂管上各测温点的温度变化，同时监测产油产气数据。

（4）当产出液中含水率超过98 %且填砂管上温度达到稳定后，停止试验。改变蒸汽、CO2注入速度及化学剂用量、注入方式等参数，重复步骤（1）～（3）。

2 试验结果分析

2.1 蒸汽渗流传热试验

2.1.1 CO2及化学剂影响蒸汽传热机制

在纯蒸汽注入状态下，分别研究蒸汽注入速度、注入温度以及过冷度对冷凝块表面温度的影响，如图6所示。

如图6（a）所示，以250 ℃的蒸汽注入，随着蒸汽注入速度的升高，蒸汽传热最终稳定温度逐渐攀升，但整体传热规律保持一致线性增长。随着过冷度增加，热蒸汽与冷凝块间的传导热及对流换热过程增强，促进冷凝换热。最终，当过冷度为60 ℃、蒸汽注入速度为20 mL/min时的蒸汽稳定温度最高，为87.81 ℃。

由图6（b）可以看出，蒸汽注入速度为20 mL/min时蒸汽注入温度对最终蒸汽稳定传热后的温度影响较大。纯蒸汽注入过程中热损较大，高达64.9%。因此需要考虑通过添加非凝析气体或化学剂降低蒸汽热损，提高蒸汽热利用率［15-18］。

将CO2与热蒸汽混合，在过冷度60 ℃、蒸汽注入温度250 ℃条件下，以10 mL/min的速度注入冷凝室，通过测量带有化学剂涂层的冷凝块上的温度分布验证CO2及化学剂对蒸汽无效热损的抑制作用，结果如图7所示。

通过对比图7与图6（a）可以看出，同样的蒸汽注入温度（250 ℃）、注入速度（10 mL/min）、过冷度（60 ℃）下，当纯蒸汽注入时，冷凝块表面蒸汽传热稳定温度平均为87.81 ℃。而当加入CO2以及化学剂涂层（SDS）后，蒸汽最终稳定温度在测温点1处升高至101.5 ℃，蒸汽热损从纯蒸汽注入时期的64.9 %降低至59.4 %。在实际开发环境中，冷凝块所模拟的岩石骨架会在温差驱动下增加注入蒸汽的无效散热，使蒸汽热量大量流失在近井地带，而无法驱动远端稠油。试验结果证明，通过加入CO2及化学剂可有效降低蒸汽在冷凝块表面的热损失。

2.1.2 CO2与化学剂对蒸汽冷凝形式的影响

当蒸汽与冷凝块表面接触时呈现两种不同的凝结方式。如果凝结液能够很好地润湿壁面，在壁面上铺展成膜，这种凝结形式称为膜状凝结，此时凝结放出的相变潜热必须穿过液膜才能传递到冷却壁面上，因此液膜构成了换热的主要热阻［19-20］。当凝结液不能很好地润湿壁面而是在上面形成一个个小液珠时称为珠状凝结，受重力作用，液珠长大到一定尺寸后沿壁面滚下，清扫了沿途的液珠，使壁面裸露进而重复液珠的形成和成长过程，在此形式下，由于接触面积增加，会加剧蒸汽与凝结表面的换热［21］。

纯蒸汽注入过程中冷凝块表面的凝结现象如图8所示。可以看出，纯蒸汽注入下在冷凝块表面呈现明显的珠状凝结，且冷凝水珠快速形成、频繁脱落，冷凝周期较短。

加入CO2及化学剂后的冷凝块表面注蒸汽凝结现象如图9所示。可以看出，在加入CO2及化学剂后，冷凝块表面的蒸汽凝结现象为膜状凝结，此时冷凝水滴形成、脱落较慢，冷凝周期明显长于纯蒸汽时，达到3.2 min。

在对比有、无CO2及化学剂条件下的蒸汽冷凝传热试验结果发现，CO2及化学剂会在蒸汽与冷凝块中产生一层“阻膜”，使蒸汽与冷凝块的接触量降低，热传递减少。该“阻膜”的形成一方面是由于涂抹的SDS涂层，另一方面是由于加入CO2后在流动过程中气体分子和蒸汽分子都向着冷凝块表面运动。蒸汽分子由于冷凝后聚集下落而在冷凝块表面减少，但气体分子不会凝结而聚集在冷凝块表面上，而是在冷凝块表面形成一层相对高浓度的气体富集层，该富集层就是气膜［22-24］。

2.2 强化蒸汽热采提高稠油采收率试验

2.2.1 填砂管温度压力分布特征

在纯蒸汽驱油及CO2-化学剂辅助蒸汽驱油过程中，根据温度探针测量结果描述蒸汽温度传递结果，如图10所示。

保持试验环境温度为65 ℃，蒸汽注入温度250 ℃。在纯蒸汽注入阶段，温度探针最高温度为179.3 ℃，而加入CO2及化学剂后，最高温度提升至192.3 ℃。且加入CO2与化学剂后，测温点3、4、5的温度都有明显提升，充分说明蒸汽的热传递距离得到了提升，实现了蒸汽与填砂管深部位置的热交换。从升温时间上看，对比测温点3的温度提高时间，当纯蒸汽注入时，在约150 min后测温点3的温度才开始攀升，而加入CO2与化学剂后，从98 min测温点3的温度开始增加，这说明在CO2的携带作用下蒸汽传输速度增加，且蒸汽在注入端的热损减少，更多的蒸汽热量用于稠油降黏。

化学剂用量对蒸汽热传递的影响如图11所示。化学剂注入量对蒸汽在模型内的热量传递影响较大：一方面，由于化学剂注入温度较蒸汽低，注入量越大，导致的降温过程就越长；另一方面，化学剂的注入能够有效封堵大孔道，避免蒸汽的窜流与过度散热。当化学剂注入量为0.1VP与0.2VP时，虽然化学剂注入后的升温过程略有不同，但温度探针最终稳定温度变化不大。当化学剂注入量增加至0.3VP时，温探1的最终稳定温度有较大提升，说明此时注入的化学剂起到了封堵蒸汽高渗通道的作用，使得较多的蒸汽热量滞留在注入端，蒸汽傳热效果增强。

纯蒸汽驱替及CO2-化学剂辅助蒸汽驱替过程中填砂管压力的变化如图12所示。

由图12可以看出：当纯蒸汽注入时，初期压力上升，压力最高达2.418 MPa；当驱替试验进行到210 min时，稠油开始被驱出，同时气窜通道出现，压力急速下降。而对比加入CO2及化学剂后，注入的化学剂段塞与气体和蒸汽前缘的冷凝水混合后，受渗流作用能够形成油水乳状液或泡沫，有效封堵了蒸汽窜流形成的高渗透率大孔道，因此压力最高达2.539 MPa，且压力曲线在约295 min时才开始下降，对比纯蒸汽注入时期下降较缓。

2.2.2 产液特征

不同驱替方式下的产油速度如图13所示。从图13中可以看出：蒸汽驱油时原油产出较为平稳；加入二氧化碳与化学剂后驱油速度持续提高，最高驱油速度从2.5 mL/min增加至3.0 mL/min；加入化学剂后，虽然产油速度有一定提升，但后期产油速度较低，且当气窜发生后产油速度波动较大。

纯蒸汽驱油与CO2及化学剂辅助蒸汽驱油的采出程度如图14所示。

观察图14采收率曲线可知，当进行纯蒸汽吞吐时最终采收率为17.6%，注入CO2的最终采收率为32.1 %。对比纯蒸汽，注入化学剂及CO2后最终采收率增长了14.5 %。在蒸汽驱过程中注入化学剂和CO2都有能够提高采收率的因素，CO2在原油中的溶解度较高，原油溶解CO2后黏度的降幅大［25-26］；其次，CO2的注入会降低油水界面的张力，使原油和水在流度方面非常相近，因而油水流度比得到改善；同时随着CO2溶解量的上升，原油体积膨胀起到溶解气驱的作用，从而提高原油采收率。

3 结 论

（1）纯蒸汽的冷凝模式接近于珠状凝结，在加入CO2与化学剂后变为膜状凝结。CO2会在蒸汽与冷凝块凝结表面中产生一层气膜，使蒸汽与冷凝块的接触量降低。于是蒸汽冷凝周期变长，冷凝效率下降。

（2）在CO2与化学剂辅助蒸汽渗流传热过程中，随着CO2注入流量增大，CO2携带蒸汽，能够更快地将更多热量携带至模型深部，所以模型深部温度对比纯蒸汽注入时期从179.3 ℃升高至192.3 ℃。

（3）与纯蒸汽驱相比，CO2与化学剂辅助蒸汽驱将采收率提高了14.5 %。CO2的加入可以起到稠油降黏、扩大蒸汽热波及范围、膨胀原油、增能助排等作用。化学剂可与气体、蒸汽前缘冷凝水混合后形成乳状液及泡沫，封堵高渗大孔道，避免蒸汽气窜，使更多的蒸汽传递至油藏深部。

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