2. 克拉玛依华信能源技术服务有限公司
2. Karamay Huaxin Energy Technology Service Co. Ltd
准噶尔盆地昌吉油田吉7井区梧桐沟组发育特深层稠油油藏，上报了7200×104t的探明石油地质储量[1]。但由于地层原油黏度大、埋藏深，热采技术作为稠油油藏的主流开采技术，在研究区特深层稠油油藏的开发中并不适用，具体表现在向油藏中注入热流体时，井筒热损失严重[2-4]。室内研究和现场试验结果表明：当采用普通油管时，井深超过1000m之后，井口注入不同温度的热水在井底剩余温度基本一致。大量文献调研结果表明，由于稠油油藏天然能量较弱，弹性采收率一般为2%~4%，注冷水开发稠油油藏会出现严重的水窜，因此注冷水开发采收率较低，一般为10%~20%，实际采收率高低受原油黏度的影响稍有差别[5-9]。国内外研究和现场实践表明，CO2在稀油中具有良好的混相能力，可以大幅度降低原油黏度和界面张力，CO2混相驱在低渗透稀油油藏中取得了巨大成功[10-21]。但由于稠油和稀油组分差别较大，CO2在稠油中的溶解性难以借鉴稀油生产和实验结论，所以CO2在稠油中的溶解性及CO2驱油技术在稠油油藏中的适用性难以确定[22-24]。本文通过PVT相态特征实验、稠油注CO2膨胀实验以及细管驱替实验，研究了CO2在稠油中的溶解特性，分析了原油黏度、膨胀系数、地层原油密度、饱和压力、泡点压力下原油体积系数以及溶解气油比等参数的变化规律，论证了CO2驱油技术在研究区特深层稠油油藏开发中的可行性。本文旨在通过室内原油注CO2实验和细管驱替等实验研究CO2在吉7井区稠油中的溶解特性，为论证CO2驱油技术在特深层稠油油藏开发中的适用性提供依据。
1 地质概况昌吉油田吉7井区行政上隶属于新疆维吾尔自治区吉木萨尔县，在吉木萨尔县城北约14km；构造上位于准噶尔盆地吉木萨尔凹陷东斜坡，临近古西凸起(图 1)，面积约为50km2 [25-26]。研究区自上而下钻遇地层依次为第四系，新近系，古近系，侏罗系头屯河组、西山窑组、三工河组、八道湾组，三叠系韭菜园组，二叠系梧桐沟组、芦草沟组、井井子沟组，石炭系巴塔玛依内山组；缺失白垩系吐谷鲁群，三叠系郝家沟组、黄山街组、克拉玛依组、烧房沟组。目的层梧桐沟组稠油油藏中部埋深为1600m，油层压力为16.41MPa，地层温度为52.3℃，储层孔隙度为6.3%~29.8%，渗透率为0.08~2749mD。50℃时地面脱气原油黏度为144~12000mPa·s；地层原油密度为0.9090g/cm3，溶解气油比为29.7m3/m3，属于特深层普通稠油油藏[27-28]。
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图 1 昌吉油田吉7井区区域构造位置 |
实验装置为美国Ruska2370-601A型相态分析仪(图 2)，主要由注入泵系统、PVT筒、黏度仪、闪蒸分离器、地面分离器、密度仪、气量计和气相色谱仪组成。
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图 2 Ruska2370—601A型相态分析仪流程图 1—注入泵系统；2—油筒；3—气相色谱仪；4—黏度仪；5—密度仪；6—PVT筒；7—闪蒸分离器；8—气量计；9—地面分离器 |
吉7井区原油性质南北差异较大，本次实验选取了具有代表性的J7井、J009井、J1404井以及J1010井等4口井的原油样品。根据SY/T 5542—92《地层原油物性分析方法无汞仪器分析法》规定，全面准确求取了油井当前生产数据，包括地层压力、生产气油比、测气条件、分离器温度和压力等数据。通过对取样情况进行分析，研究区地层原油样品采用溶解气油比配样，配样参数严格参照油藏实际参数(表 1)。
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表 1 实验样品配制参数 |
原油样品配制后，开展了油气样品组成色谱分析及井流物组成计算，吉7井区4口取样井的井流物组成见表 2。由表 2可以看出：研究区4口取样井配置的原油样品C1含量在12.35%~14.98%之间，C2—C10含量为18.25%~27.25%，C11+含量在59.10%~66.72%之间，属于普通稠油的流体组成。
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表 2 吉7井区原油样品井流物组成 |
在地层温度为54℃、地层压力为18.57MPa的条件下，对吉7井区4口取样井进行了单次脱气测试。由测试结果(表 3)可以看出，研究区单次脱气气油比范围为29~37m3/t，溶解气量较小，属较低气油比原油；泡点压力为5.1~6.8MPa，泡点压力较低；原始地层原油体积系数为1.0435~1.0575，体积系数较小；原油收缩率为4.17%~5.44%，其收缩性较弱；气体平均溶解系数较小，为3.72~4.56m3/(m3·MPa)。可见，原油气油比、泡点压力、体积系数、收缩率、气体平均溶解系数等特征是相匹配的。从密度来看，地层原油和地面油罐油的密度分别为0.8939~0.9056g/cm3和0.9151~0.9331g/cm3，原油密度较大。原始地层压力为18.57MPa、地层温度为54℃条件下，原油黏度为312.7~881.2mPa·s，地层原油黏度较高。原油的压缩系数中等，地层温度条件下，压缩系数为(0.9720~1.1987)×10-3MPa-1。地层压力条件下，在温度为54~69℃，原油的热膨胀系数为(6.2342~6.6394)×10-4℃-1。
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表 3 单次脱气实验数据 |
实验前用石油醚对PVT仪的注入泵、管线、PVT筒、分离瓶、黏度仪和密度仪进行清洗，再用高压空气吹干。之后用实验温度和压力的120%对设备进行试温试压，再用标准黏度油和密度油对黏度仪和密度仪进行校正，并对注入泵、压力表、PVT筒、温度计进行校正，实验过程是分别将不同比例的CO2气注入到实验样品中，并进行PV关系测试、黏度测试、泡点压力测试，研究膨胀系数和溶解气的大小。
2.4.1 原油黏度变化随着CO2注入比例的不断增加，原油饱和压力条件下原油黏度不断降低(表 4)。当注入气比例达到50mol/mol时，J7井原油黏度与未注入CO2相比由396.0mPa·s降低至132.0mPa·s，下降66.7%；J009井原油黏度与未注入CO2相比由291.0mPa·s降低至117.0mPa·s，下降59.8%；J1404井原油黏度与未注入CO2相比由306.7mPa·s降低至53.9mPa·s，下降82.4%；J1010井原油黏度与未注入CO2相比由880.0mPa·s降低至289.0mPa·s，下降67.2%。综合统计，在饱和压力条件下，原油黏度下降幅度高达59.8%~82.4%，降黏效果较好。
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表 4 CO2注入量与原油黏度的关系 |
CO2注入比例与原油膨胀系数的关系见表 5，可以看出，随着CO2注入比例的不断增加，原油膨胀系数不断增大，当注入气比例达到50mol/mol时，J7井原油膨胀系数增大至1.2240；J009井原油膨胀系数增大至1.1934；J1404井原原油膨胀系数增大至1.1290；J1010井原油膨胀系数增大至1.2405。从表 5还可以看出，随着CO2注入比例增大，原油膨胀系数增加的幅度越大。
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表 5 CO2注入量与原油膨胀系数的关系 |
CO2注入比例与原油密度的关系见表 6。注入CO2后，原油中轻质组分增加，重质组分相对减少，原油密度随着注入气量的增加及饱和压力的增加逐渐变小。由表 6可以看出，随着CO2注入比例的不断增加，原油密度不断变小，当注入气比例达到50mol/mol时，J7井原油密度由0.9011g/cm3减小至0.8428g/cm3，减小约6.5%；J007井原油密度由0.9056g/cm3减小至0.8507g/cm3，减小约6.0%；J1404井原油密度由0.9268g/m3减小至0.8695g/cm3，减小约6.2%；J1010井原油密度由0.8939g/cm3减小至0.8445g/cm3，减小约5.5%。
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表 6 CO2注入量与原油密度的关系 |
注入CO2后，吉7井区原油饱和压力升高，饱和压力随CO2注入量的变化见表 7。注入CO2后，原油饱和压力逐渐上升，当CO2注入量达到50mol/mol时，J7井原油饱和压力由6.20MPa上升至25.20MPa，升高306%；J009井原油饱和压力由6.80MPa上升至20.50MPa，升高201%；J1404井原油饱和压力由6.50MPa上升至17.10MPa，升高163%；J1010井原油饱和压力由5.10MPa上升至12.25MPa，升高140%。虽然饱和压力上升幅度较大，但均未达到临界点状态，即吉7井区地层原油注CO2的最小混相压力高于25.20MPa，当接触压力低于该值时，无法达到混相。
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表 7 CO2注入量与原油饱和压力的关系 |
原油注入CO2后，原油体积不断膨胀，原油体积系数不断增大。由表 8可以看出，当CO2注入量达到50mol/mol时，J7井原油体积系数由1.0435上升至1.2509，升高19.9%；J009井原油体积系数由1.0478上升至1.2504，升高19.3%；J1404井原油体积系数由1.0512上升至1.2412，升高18.1%；J1010井原油体积系数由1.0575上升至1.2526，升高18.4%。
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表 8 CO2注入量与原油体积系数的关系 |
CO2注入量与原油溶解气油比的关系见表 9，可以看出，随着注入气比例增加，原油溶解气油比逐渐增大。当CO2注入量达到50mol/mol时，J7井原油溶解气油比由26m3/m3上升至246m3/m3，增加8.5倍；J009井原油溶解气油比由27m3/m3上升至242m3/m3, 增加8.0倍；J1404井原油溶解气油比由28m3/m3上升至233m3/m3，增加7.3倍；J1010井原油溶解气油比由34m3/m3上升至248m3/m3，增加6.3倍。
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表 9 CO2注入量与原油溶解气油比的关系 |
本次细管驱替实验装置如图 3所示，主要由驱替泵、细管、观察窗、回压阀、分离器、气量计以及恒温空气浴等部分组成。实验所用地层原油样品为吉7井区J7井、J009井、J1404井以及J1010井等4口井的实验室复配油样，其体积系数、气油比、原油密度及泡点压力等参数见表 3。
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图 3 细管驱替实验装置图 1—驱替泵；2—死油容器；3—地层油容器；4—注入气容器；5—细管；6—观察窗；7—回压阀；8—分离器；9—气量计；10—恒温空气浴 |
实验前用石油醚对细管进行清洗后，用高压氮气将其吹干，并在实验所需温度下烘干、抽成真空。之后将细管在地层温度为54℃、地层压力为18.57MPa的条件下用死油饱和，然后再用活油置换死油，再将驱替用气体充满中间容器，使用回压阀和驱替泵调节实验设计的压力进行驱替。本次实验共选取4个压力点用于确定最小混相压力(MMP)，混相压力以上(满足采收率90%以上)和以下分别应有两个点，针对本次实验测试选取了18.57MPa、25MPa、35MPa、45MPa4个注入压力进行细管测试。在驱替过程中，气体注入0.4PV以前驱替速度为0.2mL/min，在注入0.4PV气体后，驱替速度提高至0.4mL/min。当注入气体积达到1.2PV时，结束驱替过程。
3.3 实验结果分析本次细管驱替实验获得了注CO2最小混相压力测试的综合数据，包括4个压力点(18.57MPa、25MPa、35MPa、45MPa)测试的驱替动态数据、气油比和采收率。由图 4可以看出，随着注入压力的提高，地层原油采收率不断增大，在45MPa的注入压力下，地层原油采收率为46.68%，表现出非混相驱特征，表明研究区CO2与稠油达到混相的压力高于45MPa，由于混相压力较高，综合考虑地面、地下实际情况以及施工技术要求，认为CO2非混相驱更适合研究区。
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图 4 采出程度随注气量变化关系 |
(1) 吉7井区稠油注入CO2时, 当CO2注入量为50mol/mol时，地层原油黏度下降59.8%~82.4%，膨胀系数增至1.1290~1.2405，地层原油密度下降5.5%~6.5%，饱和压力升高140%~306%，泡点压力下原油体积系数升高18.1%~19.9%，溶解气油比增加6.3~8.5倍。
(2) 随着注入压力的提高，地层原油采收率不断增加，气体突破较晚，当注入压力为45MPa时，地层原油采收率为46.68%，表现为非混相驱特征, 说明研究区更适合采用CO2非混相驱油的方式。
(3) 注CO2对于吉7井区稠油具有很好的降黏和膨胀作用，表明CO2驱油技术在研究区特深层稠油油藏开发中具有可行性。通过在J1021井开展CO2吞吐先导试验，生产结果表明原油黏度降低约40%，日产油量由1t增加至5t，也证明了CO2驱油技术在研究区的适用性和上述实验结论的正确性。
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