CO2對春17井區(qū)稠油的溶解降黏特性及吞吐效果

郭文軒，趙仁保,2，陳昌劍

(1.油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249； 2.中國石油大學(xué)(北京) 克拉瑪依校區(qū)，新疆 克拉瑪依 834000)

引 言

河南油田春17井區(qū)沙灣組含油面積2.19 km2，地質(zhì)儲量224萬t，油藏埋深為770～910 m，油藏溫度為38.4～43.7 ℃，油藏溫度下脫氣原油的黏度為3 493.8～10 008.0 mPa·s，儲層孔隙度28.0%～31.7%，滲透率為0.4～2.294 μm2，原始含油飽和度為 61.1%～75.0%，屬于大孔隙度、高滲/特高滲類型的稠油油藏。該區(qū)塊在開發(fā)初期進行了多井次注CO2吞吐開發(fā)試驗，但由于對CO2作用機理及優(yōu)化設(shè)計缺乏研究，導(dǎo)致開發(fā)效果不理想，亟需尋找提高稠油開發(fā)效果的技術(shù)手段。

國內(nèi)外針對CO2提高低黏度原油采收率開展了大量的研究[1-4]，部分學(xué)者提出了將CO2吞吐應(yīng)用到稠油的開采中[5-8]。CO2吞吐具有較高的采收率，主要歸因于CO2能夠溶解于原油，使原油體積膨脹，并大大降低了原油的黏度，提高了原油的流動能力[9]。針對CO2與原油的相互作用，室內(nèi)開展的主要研究內(nèi)容包括：CO2在原油中的溶脹性、CO2的降黏特性以及CO2在原油中的擴散系數(shù)[10-15]等，其中CO2的溶解性和降黏特性是評價CO2作用效果的關(guān)鍵指標。為了提高CO2在稠油中的溶解度以及稠油的流動性，陶磊等[16-17]人將CO2與降黏劑復(fù)合實驗，實驗結(jié)果表明，降黏劑能顯著提高CO2在原油中的溶脹、吸附、擴散作用，改善了稠油的流動性。李兆敏等[18-23]人研究了CO2加降黏劑輔助蒸汽吞吐開發(fā)，室內(nèi)及礦場試驗效果均好于單獨使用蒸汽開發(fā)。但對于稠油注CO2冷采，從物模實驗角度探討CO2-降黏劑復(fù)合吞吐的開發(fā)效果未見報道。

針對以上問題，本文開展了CO2在原油中的溶解和降黏實驗，研究在不同溫度、不同壓力條件下CO2在稠油中的溶解性和降黏效果。通過CO2吞吐以及CO2-降黏劑復(fù)合吞吐物理模擬實驗，進一步分析CO2-降黏劑復(fù)合吞吐開發(fā)的效果及作用機理。

1 實驗部分

1.1 實驗材料及儀器

實驗使用的油樣取自河南油田春17井區(qū)沙灣組，30 ℃下脫水脫氣原油黏度為38 037 mPa·s，密度為0.962 8 g/cm3，原油的組成分析見表1。實驗中使用的N2和CO2氣體純度分別為99.9%和99%，降黏劑為油溶性降黏劑。

實驗儀器包括：ISO-KD100恒速恒壓泵，江蘇珂地石油有限公司；Haake RS600高溫高壓流變儀，德國Thermo公司；壓力傳感器，捷邁傳感與控制公司；恒溫烘箱，江蘇珂地石油有限公司；活塞中間容器(500 mL)等。

1.2 實驗內(nèi)容方法與步驟

1.2.1 CO2壓力衰竭/恢復(fù)實驗

采用壓力衰竭/恢復(fù)法測定CO2在原油中的溶解度及原油的膨脹系數(shù)，實驗裝置如圖1所示。

圖1 CO2壓力衰竭/恢復(fù)實驗裝置流程Fig.1 CO2 pressure depletion/recovery experimental process

實驗步驟：①檢查裝置密封性；②取100 mL油樣放入中間容器A中并排空；③將恒溫箱調(diào)至指定溫度進行預(yù)熱，保證中間容器A和B中的CO2氣體達到指定溫度；④將容器B中的CO2通入容器A中，當容器A達到指定壓力后開始壓力衰竭實驗；⑤容器A中的壓力變化通過傳感器實時監(jiān)測，并將數(shù)據(jù)傳輸?shù)诫娔X中。若5 h內(nèi)CO2壓力變化小于5 kPa，則認為CO2在原油中的溶解達到平衡；⑥打開中間容器A下方閥門，然后利用平流泵注水增壓，直到中間容器A上方氣體壓力恢復(fù)至初始壓力為止，并記錄注入水的體積ΔV；⑦利用石油醚清洗容器和管線，進行下一組實驗。

1.2.2 不同溫度和壓力下稠油黏度測定

利用高溫高壓流變儀，測定不同溫度和壓力條件下稠油溶解CO2達到飽和狀態(tài)下的黏度。

實驗步驟：①石油醚清洗流變儀及管線；②將適量油樣轉(zhuǎn)移到流變儀測量筒中；③利用恒速恒壓泵將CO2頂替至流變儀密閉測量筒，達到指定壓力后關(guān)閉閥門；④剪切速率設(shè)定為1/10 s-1，當測量筒溫度達到指定溫度后開始測試，測試時間為2 000 s。

1.2.3 CO2吞吐物理模擬實驗

實驗裝置如圖2所示，實驗步驟為：①將攪拌好的油砂裝入填砂管，分段裝填壓實并套上保溫套，溫度設(shè)定為45 ℃(模擬油藏溫度)；②檢查裝置氣密性；③以恒定流量通入N2，待填砂管兩端壓力穩(wěn)定后根據(jù)達西公式計算填砂管滲透率；④注入降黏劑段塞；⑤打開恒速恒壓泵，將中間容器中的CO2增壓至指定壓力，打開閥門，讓CO2在壓差作用下自行進入填砂管，將容器中CO2壓力恢復(fù)到初始壓力，并維持10 min，關(guān)閉閥門；⑥燜井；⑦調(diào)節(jié)回壓閥至指定的壓力，打開閥門進行降壓開采并記錄產(chǎn)油量和產(chǎn)氣量，直到壓力降為大氣壓為止；⑧重復(fù)步驟③—⑦，實現(xiàn)多輪次CO2吞吐、復(fù)合吞吐直到單輪次采收率小于1%為止。

2 結(jié)果與討論

2.1 CO2在稠油中的溶解及膨脹性能評價

CO2在中間容器A中的壓力衰竭和壓力恢復(fù)過程如圖3所示，圖中3個狀態(tài)分別表示CO2在原油中擴散的初始、平衡和壓力恢復(fù)結(jié)束時刻，p和V分別表示容器上方CO2的壓力和體積。在初始時刻，CO2的壓力和體積分別為pi和Vi；在平衡時刻，CO2的壓力和體積分別為pf和Vf；壓力恢復(fù)后，CO2的壓力和體積分別為pr和Vr。

在中間容器A中，CO2-原油系統(tǒng)與外界無物質(zhì)交換，由質(zhì)量守恒定律可知，氣相中CO2質(zhì)量減小量與稠油中溶解的CO2質(zhì)量相等。通過真實氣體的狀態(tài)方程可以計算CO2從初始時刻(pi、Ti)至溶解平衡時刻(pf、Tf)的質(zhì)量變化量ΔmCO2，即

(1)

10；

(2)

(3)

圖3 CO2在中間容器A中的壓力衰竭、恢復(fù)過程Fig.3 Pressure depletion/recovery process of CO2 in intermediate vessel A

式中：mi和mf分別為初始時刻和平衡時刻氣相中CO2的質(zhì)量，kg；Z為CO2氣體偏差因子，根據(jù)Lee-Kesler的三參數(shù)公式計算[24]；R=8.3145 J/(mol·K)；M為CO2相對分子質(zhì)量，M=44 g/mol；p為CO2氣相壓力，MPa；T為實驗溫度，K；αCO2為CO2在稠油中的溶解度，kg/m3；βo為原油膨脹系數(shù)，1；Vo,i為原油初始體積，Vo,i=100 mL；V0為中間容器容積，V0=500 mL。

CO2在原油中的溶解度隨壓力變化曲線如圖4所示。結(jié)果表明：①恒溫條件下，CO2在稠油中的溶解度隨著初始壓力增加而增大。當溫度為40 ℃時，初始壓力從2.010 MPa增至8.013 MPa，CO2的溶解度從11.748 kg/m3增至89.232 kg/m3。②初始壓力一定時，CO2在原油中的溶解度隨溫度升高而降低。當初始壓力為8.013 MPa、溫度為40 ℃時，CO2溶解度達到最大值。當溫度升高時，CO2分子熱運動加快，更容易從油相中分離。此外，CO2溶解時受到溶劑分子的吸引，分子動能大大減小，且該過程為放熱過程，根據(jù)化學(xué)平衡原理，溫度升高會抑制CO2的溶解。因此，當初始壓力一定時，CO2在原油中的溶解度與溫度成反比。隨著CO2在原油中的溶解，油氣混合物的體積逐漸增大，兩者的關(guān)系曲線如圖5所示。由圖可知，在同一溫度下，CO2溶解度與原油的膨脹系數(shù)基本呈線性關(guān)系；當溶解度相同時，隨著溫度的升高，原油的膨脹系數(shù)略有減小。當溫度為40 ℃、溶解度為89.232 kg/m3時，原油的膨脹系數(shù)達到最大值為1.092。

圖4 CO2在春17油樣中的溶解度隨壓力變化曲線Fig.4 Relations between the solubility of CO2 in Chun 17 oil sample and pressure at different temperatures

圖5 CO2溶解度與原油膨脹系數(shù)關(guān)系曲線Fig.5 Relations between expansion coefficient of crude oil and CO2 solubility at different temperatures

2.2 CO2降黏效果評價

在溫度30～80 ℃及初始壓力2～8 MPa條件下，利用高溫高壓流變儀測定了含氣原油黏度隨時間的變化曲線。圖6為60 ℃條件下含氣原油黏度曲線，黏度值隨時間出現(xiàn)跳動，這是由于春17原油中膠質(zhì)和瀝青質(zhì)的含量較高，CO2溶解過程中產(chǎn)生沉淀[25]，導(dǎo)致流變儀的轉(zhuǎn)子在轉(zhuǎn)動過程中受力不均勻，測量值出現(xiàn)波動。為了消除該影響，利用指數(shù)函數(shù)對含氣原油的黏度值進行擬合，根據(jù)擬合公式計算出含氣原油在該條件下的平衡值，并將該值作為指定條件下含氣原油的黏度。

圖6 含氣原油在60 ℃條件下的黏度曲線Fig.6 Viscosity varying curves of gas-bearing crude oil with time at 60℃

為定量描述CO2對稠油的降黏效果，計算出不同溫度下CO2溶解前后原油黏度的變化率，原油降黏率隨壓力變化曲線如圖7所示。當初始壓力一定時，隨著溫度的升高，CO2降黏率逐漸減小，與CO2在稠油中的溶解度隨溫度變化趨勢一致。恒溫條件下，隨著壓力增加，原油降黏率逐漸增大。在高壓區(qū)，原油降黏率隨壓力變化幅度較大。在30 ℃條件下，壓力從2 MPa升高至4 MPa時，原油降黏率從41.4%升高至44.6%，增加了3.2%；壓力從6 MPa升高至8 MPa時，原油降黏率從47.7%升高至54.7%，增加了7.0%。這是因為當壓力逐漸達到CO2臨界壓力時，部分CO2與原油形成乳化狀態(tài)，從而使原油的黏度大幅度降低，CO2降黏效率增大。因此，在開發(fā)稠油油藏時，除了升高溫度降低稠油黏度外，在合適的壓力條件下注入CO2也能有效地降低春17井區(qū)的稠油黏度。

圖7 不同溫度下含氣原油降黏率隨壓力變化曲線Fig.7 Viscosity reduction rate varying of gas-bearing crude oil with original pressure at different temperatures

2.3 CO2吞吐開發(fā)效果評價

開展了兩組CO2吞吐和CO2-降黏劑復(fù)合吞吐實驗，每組實驗填砂管的相關(guān)物性參數(shù)如表2所示。相對于第一組CO2吞吐實驗，第二組復(fù)合吞吐實驗在實驗過程中添加了質(zhì)量分數(shù)為8%的油溶性降黏劑，降黏劑的比例根據(jù)礦場試驗確定。將CO2注入填砂管中，達到指定壓力(p燜=6.0 MPa)后即關(guān)閉閥門進行燜井，燜井時間為20 h。實驗中的燜井時間根據(jù)壓力衰竭曲線確定，在壓力衰竭曲線中，當衰竭時間達到20 h后，CO2壓力變化較小，即表明CO2在原油中溶解達到飽和。此外，在稠油油藏中，長時間的燜井對CO2吞吐效果貢獻較小[9]。因此，將燜井時間定為20 h。燜井結(jié)束后，填砂管注入端轉(zhuǎn)為生產(chǎn)端，調(diào)節(jié)回壓閥壓力進行降壓生產(chǎn)，直到填砂管內(nèi)部壓力降為零。生產(chǎn)過程中計量累產(chǎn)油和累產(chǎn)氣，如表3所示。表3中產(chǎn)出氣體量為25 ℃、0.101 MPa條件下的體積。實驗進行了多輪次CO2吞吐，當單輪次吞吐的采出程度小于1%時，實驗結(jié)束。

表2 填砂管相關(guān)物性參數(shù)Tab.2 Physical parameters of sand filling pipes

表3 二氧化碳吞吐、復(fù)合吞吐實驗結(jié)果Tab.3 Experiment results of CO2 huff-puff /composite huff-puff

從表3中可以看到，CO2吞吐實驗共進行了6個輪次，最終采收率為32.1%；CO2-降黏劑復(fù)合吞吐實驗進行了5個輪次，最終采收率提高至35.19%。由此表明，對于該稠油油藏，注CO2具有較好的開采效果，并且添加了油溶性降黏劑后，采收率會有一定的提升。CO2吞吐和CO2-降黏劑復(fù)合吞吐第1輪次開發(fā)時，注入CO2體積分別為0.468 PV和0.524 PV，表明填砂管中油砂的孔隙空間較大。隨著吞吐輪次的增加，孔隙中的原油逐漸被開采出來，在相同的注入壓力條件下，注入CO2的體積也隨之增加，最終產(chǎn)出的氣體體積也逐漸增大，但各輪次的采油量卻逐漸減少。在CO2吞吐開發(fā)過程中，采油量主要取決于前4個輪次，約占總采油量的88.7%；而添加了油溶性降黏劑后，采油速度隨著開發(fā)輪次迅速遞減，采油量主要取決于前3個輪次，約占總采油量88.8%。此外，在復(fù)合吞吐開發(fā)過程中，第1輪次采油量遠高于注CO2吞吐開發(fā)，這是因為在CO2復(fù)合吞吐中，降黏劑段塞從注氣井注入后主要與近井端的原油作用，使附近稠油的黏度下降、流動能力增加，因此，在降壓開采過程中容易被CO2驅(qū)替至井口。隨著開采的進行，剩余油則主要分布于遠井端，注入的降黏劑無法有效地接觸遠端剩余油，從而導(dǎo)致吞吐開發(fā)后期CO2不能有效地將遠井端原油驅(qū)替至井口，產(chǎn)油量迅速遞減，最終開采輪次減少。整體上看，相對于CO2吞吐，復(fù)合吞吐開采輪次降低，但最終采收率有所提高，因此，CO2-降黏劑復(fù)合吞吐的最終開發(fā)效果要好。

3 結(jié) 論

(1)在實驗條件下，CO2在春17脫氣原油中的溶解度隨溫度升高而降低，隨壓力升高而增高，但增加幅度逐漸減小。原油的膨脹系數(shù)與CO2溶解度呈線性關(guān)系。在溫度為40 ℃、壓力為8.013 MPa條件下，CO2在原油中的溶解度達到最大值89.233 kg/m3，原油膨脹系數(shù)為1.092。

(2)恒壓條件下，CO2降黏率隨溫度增加而逐漸減?。缓銣貤l件下，CO2降黏率隨著初始壓力增加而升高。在8 MPa、40 ℃，CO2具有較好的降黏效果，降黏率高達54.7%。

(3)CO2吞吐實驗表明，6個輪次CO2吞吐，前4個輪次采油量占總采油量88.7%，最終采收率為32.1%；而5個輪次CO2復(fù)合吞吐，前3個輪次采油量占總采油量88.8%，最終采收率提高至35.2%。整體上講，相對于CO2吞吐，CO2-降黏劑復(fù)合吞吐開發(fā)效果更好。