胡紹彬，孫銘澤，郭玲玲，聞守斌，黃熠澤，王 鵬

（1.東北石油大學(xué)石油工程學(xué)院，黑龍江 大慶 163318；2.中國石油塔里木油田分公司油氣工程研究院，新疆 庫爾勒 841000）

我國海上油田稠油儲(chǔ)量豐富，采用冷采技術(shù)開采時(shí)，平均產(chǎn)能低，經(jīng)濟(jì)效益差。海上油田采用陸上油田常規(guī)注蒸汽等熱采方式存在難度，常規(guī)地面蒸汽發(fā)生器由于體積較大不便在海上采油平臺(tái)使用［1］。多元熱流體熱采技術(shù)［2-7］通過注入蒸汽-煙道氣、CO2或N2-化學(xué)劑等復(fù)合多元熱流體，可有效改善稠油開采效果，且需設(shè)備體積小、易搬運(yùn)，是一種可行的海上稠油開采新技術(shù)。多元熱流體熱采技術(shù)是一項(xiàng)蒸汽-氣體-化學(xué)劑復(fù)合采油新技術(shù)，其增產(chǎn)機(jī)理綜合了加熱降黏、溶解降黏、增壓驅(qū)動(dòng)、化學(xué)調(diào)剖等多種作用［8-10］。對(duì)這些增產(chǎn)機(jī)理需要進(jìn)行系統(tǒng)的室內(nèi)模擬實(shí)驗(yàn)和定量的分析研究，以明確多元熱流體增產(chǎn)的技術(shù)機(jī)理、優(yōu)化多元流體組成、為科學(xué)編制多元熱流體熱采的工程方案提供技術(shù)支持。唐曉旭等［7］開展了海上稠油多元熱流體吞吐工藝研究及現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)；張偉等［8］開展了氣體溶解降黏實(shí)驗(yàn)；馮祥等［10］運(yùn)用數(shù)值模擬手段，對(duì)比了多元熱流體不同組成比例對(duì)熱采吞吐效果的影響。但這些研究未對(duì)氣體加量對(duì)體系飽和壓力的影響、汽油比與飽和壓力之間的關(guān)系、不同溫度下氣體對(duì)稠油黏度的影響等進(jìn)行詳細(xì)分析。筆者采用PVT 分析儀測(cè)試了氣體對(duì)稠油飽和壓力和溶解氣油比的影響；采用Haake RS6000 流變儀的密閉系統(tǒng)，研究了溫度及添加氣體（N2、CO2）對(duì)渤海某油田稠油黏度的影響。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 實(shí)驗(yàn)設(shè)備

PVT 分析儀，揚(yáng)州華寶石油儀器有限公司；Haake Reo 6000 模塊化流變儀，賽默飛世爾科技公司；利用帶高壓密閉磁力測(cè)試容器的Haake Reo 6000模塊化流變儀，采取高壓計(jì)量泵+活塞容器+自制接頭+流變儀高壓密閉磁力測(cè)試容器的方式，實(shí)現(xiàn)加壓注氣稠油流變性的測(cè)定，儀器和流程見圖1。

圖1 氣體加壓測(cè)試儀器（a）及流程示意圖（b）

1.2 實(shí)驗(yàn)材料

N2和CO2氣體，工業(yè)級(jí)，市售；稠油取自渤海某油田，物性參數(shù)為：密度（20℃）0.9864 g/cm3、黏度1681.0 mPa·s（脫氣原油，56℃）、凝固點(diǎn)38.5℃、含硫量0.25%、平均分子質(zhì)量575 g/mol，族組成中飽和烴26.26%、芳烴17.30%、非烴27.19%、瀝青質(zhì)28.71%；天然氣取自大慶油田，組分含量（單位%）為：甲烷81.348、乙烷2.975、丙烷3.687、丁烷2.103、戊烷0.724、二氧化碳8.190、氮0.968、氦0.006，總烴量90.837。

1.3 實(shí)驗(yàn)方法

（1）黏度的測(cè)定

將脫氣稠油加入流變儀的密閉測(cè)試容器中，密封后置于流變儀上，接好壓力傳感器、特制接頭、活塞容器、計(jì)量泵等。然后在不同溫度下測(cè)試脫氣油樣或注入不同氣體的模擬油樣在0.01數(shù)100 s-1范圍的流變曲線，根據(jù)流變曲線計(jì)算稠油油樣的平均黏度值及降黏率。

（2）飽和壓力和溶解氣油比的測(cè)定

利用PVT 分析儀測(cè)定稠油的飽和壓力等高壓物性參數(shù)。將一定量脫氣油樣裝入PVT筒內(nèi)，升溫至實(shí)驗(yàn)溫度。將天然氣和稠油按體積比20 注入PVT筒內(nèi)，升壓攪拌，待氣體全部溶于油中（壓力穩(wěn)定時(shí)）測(cè)定油樣的飽和壓力、溶解氣油比等參數(shù)。然后將壓力升高到配制的模擬油的飽和壓力以上，向模擬油注入預(yù)定量N2或CO2，升高壓力并攪拌，待油氣充分溶解后測(cè)定油樣物性參數(shù)。

2 結(jié)果與討論

2.1 溫度對(duì)含氣原油黏度的影響

在56數(shù)180℃下，在測(cè)試脫氣稠油樣品的黏度之后向密閉容器中通入天然氣，并將壓力維持在10 MPa，使脫氣稠油飽和天然氣得到模擬油樣。模擬油樣在不同溫度下的黏度見表1。在油藏溫度（56℃）到120℃范圍內(nèi)，含氣稠油和脫氣稠油對(duì)溫度敏感，黏度隨溫度升高迅速降低，降黏率達(dá)90%以上；繼續(xù)升高溫度對(duì)稠油黏度的影響較小。含氣和脫氣稠油具有較明顯的黏溫敏感性，采用熱采降黏方法改善稠油的流動(dòng)性是非常有效的。在100℃左右的溫度下即可使稠油具有非常好的流動(dòng)性，加熱至更高溫度對(duì)稠油流動(dòng)性的改善貢獻(xiàn)不大。

表1 不同溫度下脫氣和含氣稠油的黏度

2.2 N2和CO2對(duì)原油物性的影響

2.2.1 對(duì)原油飽和壓力和溶解氣油比的影響

在56數(shù) 180℃下，模擬油樣（天然氣∶油=20∶1）加入N2或CO2前后的飽和壓力和溶解氣油比見表2。表2中出現(xiàn)空白的原因是，在相應(yīng)溫度條件下，飽和壓力和溶解氣油比隨氣體加量的變化規(guī)律已經(jīng)由前面幾個(gè)數(shù)據(jù)點(diǎn)表現(xiàn)出來，因此沒有開展更高氣體加量的實(shí)驗(yàn)。在同一溫度條件下，隨著N2和CO2的加入，原油的飽和壓力升高，且隨著氣體加量的增大，原油的飽和壓力增幅增加，說明要使原油溶解更多的氣體必須增大壓力；當(dāng)氣體種類和加量相同時(shí)，溫度越高，飽和壓力增幅越大，原油溶解氣體的能力越弱。在溫度和氣體加量相同的情況下，添加CO2油樣的飽和壓力明顯低于添加N2的油樣；在飽和壓力相同的情況下，添加CO2油樣的溶解氣油比明顯大于添加N2的油樣；在氣體加量相同的情況下，隨著溫度的增加，添加CO2油樣和添加N2油樣的飽和壓力差異減小。由此可知，在同等條件下，與N2相比，CO2更容易溶解到原油中，尤其是在溫度較低的條件下。

2.2.2 對(duì)原油黏度的影響

在油藏溫度（56℃）下向PVT 筒內(nèi)注入天然氣（氣油比約為20）至壓力為10 MPa，再注入N2或CO2（與天然氣的體積比約為1∶2）至約15 MPa，然后分別在56、80、120、150、180℃條件下待油-氣體系達(dá)到穩(wěn)定狀態(tài)時(shí)測(cè)定氣體作用下的稠油黏度。體系穩(wěn)定時(shí)的壓力和稠油黏度見表3。注入N2時(shí)，在100℃以下時(shí)對(duì)含天然氣稠油的黏度有一定影響，56℃時(shí)可使稠油黏度由1036.9 mPa·s 降至823.4 mPa·s，降黏率約20%。溫度升至100℃以上時(shí)，與未加N2的稠油相比，添加N2稠油的黏度升高，其原因可能是高溫條件下N2對(duì)稠油中輕組分的抽提作用使稠油黏度變大。注入CO2時(shí)，在150℃以下時(shí)對(duì)含天然氣稠油具有顯著的降黏作用，56℃時(shí)可使稠油黏度降低80%。當(dāng)溫度高于160℃時(shí)，含CO2稠油黏度與飽和天然氣稠油黏度相當(dāng)或略有升高，這也可能是高溫條件下CO2的抽提作用所致。

表2 模擬油加入N2或CO2前后的飽和壓力和溶解氣油比

從溫度和氣體對(duì)稠油黏度的影響結(jié)果可知，注入N2對(duì)于改善稠油黏度的作用較小，只有在溫度低于100℃時(shí)略有降黏效果，溫度超過120℃時(shí)注入N2對(duì)稠油降黏起反作用。在一定溫度條件下，升高溫度和注入CO2氣體的方法都可以達(dá)到降黏開采稠油的目的。例如為了將稠油黏度降低90%以上可以通過不同途徑來實(shí)現(xiàn)：（1）單純加熱稠油至120℃；（2）將稠油加熱至80℃并注入天然氣和CO2體積比約為2∶1 的混合氣體至16.86 MPa?？紤]到注汽設(shè)備、注汽熱損失和注汽成本時(shí)，采用適度加熱，并輔以注入CO2可以達(dá)到與熱采相當(dāng)?shù)慕叼ばЧ?/p>

表3 不同壓力下含氣稠油黏度測(cè)定結(jié)果*

3 結(jié)論

在溫度低于120℃時(shí)，含氣稠油和脫氣稠油黏度隨溫度的升高迅速降低，120℃時(shí)的降黏率約為92%，繼續(xù)升高溫度對(duì)稠油黏度的影響較小。在同等條件下，CO2比N2更易溶解到原油中，尤其是在溫度較低的條件下。注入N2對(duì)稠油黏度的影響較小，只在100℃以下時(shí)略有降黏效果，溫度超過120℃時(shí)稠油黏度增加。溫度低于160℃時(shí)，注入CO2可以顯著降低稠油黏度。將稠油加熱至80℃并注入天然氣和CO2體積比約為2∶1 的混合氣體至16.86 MPa，可使稠油黏度降低90%?！斑m度加熱，輔以注氣”的開采技術(shù)可以達(dá)到較好的降黏效果。