桑林翔，呂柏林，盧迎波，王俊衡，王 健，黃克川，馬 鵬，邢向榮

（1.中國石油新疆油田分公司風城油田作業(yè)區(qū)，新疆克拉瑪依834000；2.西南石油大學油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川成都610500）

新疆油田風城Z32 區(qū)域齊古組油藏原始地層溫度為17.25 ℃，平均孔隙度為27.8%，平均水平滲透率為1 287×10-3μm2，平均垂向滲透率為597×10-3μm2，屬高孔、高滲的超稠油油藏，平均含油飽和度為70.68%，原始地層壓力為2.27 MPa，原始能量低。原油平均密度為0.958 7 g/cm3，50 ℃時原油平均黏度為15 839 mPa·s，地層水平均礦化度為4 692 mg/L，水型為NaHCO3型。截至2018年2月，累積投產(chǎn)井927口，累積注汽3 270.5×104t，累積產(chǎn)液3 026.0×104t，累積產(chǎn)油418.8×104t，累積采注比0.92，累積油汽比0.128，采出程度16.22%，累積含水率79.5%。隨著吞吐輪次升高，稠油老區(qū)開發(fā)效果變差，油汽比、單井產(chǎn)量逐漸下降，亟待轉(zhuǎn)換開發(fā)方式，改善油藏開發(fā)效果。

稠油油藏由于膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量高，黏度大，流動能力差，甚至在油層條件下不能流動，因此，降低原油黏度對稠油油藏開發(fā)具有非常重要的意義。蒸汽驅(qū)是我國目前最主要的稠油開發(fā)方式，而在稠油油藏注蒸汽開采過程中，加入氣體添加劑能夠有效提高原油采收率，改善開發(fā)效果，由此引起人們廣泛關(guān)注[1-4]。注入氣溶解在原油中降低原油黏度是提高采收率的重要機理之一，不少專家學者對此進行了研究[5-20]。

目前主要使用的注氣介質(zhì)有CO2、N2和煙道氣，不同氣體有各自的特點和適用性。CO2的主要特點是與原油的混相壓力較低，可以萃取和汽化原油中的輕質(zhì)烴，形成混相油帶；可以顯著降低原油黏度，改善原油的流動能力；可以使原油體積膨脹，增加地層彈性能量；CO2溶解在水中形成碳酸，可以提高地層滲透率，降低界面張力等。N2資源豐富，與CO2、煙道氣相比，黏度低，密度較小，在油、水中的溶解能力較弱，能夠保持地層壓力，補充地層能量；N2的導熱系數(shù)較低，在注蒸汽開采過程中，能在油套環(huán)空中起到隔熱作用，降低其井筒中的熱損失，提高井底蒸汽干度[21]。煙道氣是N2和CO2的混合物，其特性介于兩者之間。其中“CO2輔助蒸汽驅(qū)技術(shù)”于2017年10月31日在新疆克拉瑪依J6區(qū)試驗區(qū)開始實施，效果顯著，截至2019年9月1日試驗區(qū)日產(chǎn)油從6 t 提高至53 t，油汽比從0.04 提高至0.12；預測到2019年12月31日日產(chǎn)油最高可達到70 t，油汽比達到0.16，穩(wěn)產(chǎn)6 a，提高采收率20%[22]。該技術(shù)的成功將為蒸汽驅(qū)后期稠油油藏改善開發(fā)效果和大幅度提高采收率提供有效接替技術(shù)。

1 注入氣與稠油的相互作用效果

1.1 實驗設(shè)計

1）實驗材料及實驗儀器

實驗油樣：風城Z32 區(qū)域稠油油樣，原油性質(zhì)見表1。

表1 風城Z32區(qū)原油性質(zhì)Table 1 Properties of crude oil in Fengcheng Z32 area

實驗氣體：CO2、N2，純度為99.9 %，模擬煙道氣組成為CO2∶N2=1∶4。

實驗裝置：高溫高壓原油配樣及物性分析裝置。主要包括高溫高壓配樣器（帶旋轉(zhuǎn)及恒溫功能）及落球黏度計2 部分。高溫高壓配樣器用于使注入氣與原油充分接觸作用，它附帶的加熱和旋轉(zhuǎn)裝置可縮短達到平衡的時間，加熱控制系統(tǒng)的工作范圍為0～180 ℃，精度為±0.1 ℃；落球黏度計用于測量原油黏度。

2）實驗步驟

首先向配樣筒內(nèi)轉(zhuǎn)入一定量的脫氣稠油，為保證實驗的準確性，先將配樣筒抽真空。然后設(shè)定好實驗溫度和壓力，將CO2氣體注入到配樣筒中。啟動高溫高壓配樣器旋轉(zhuǎn)裝置，待壓力變化穩(wěn)定，氣體與原油充分作用后，測量此時原油體積和黏度，計算體積膨脹率和降黏率。接著更換氣體類型為N2、模擬煙道氣（CO2∶N2=1∶4），重復以上步驟，完成實驗。

1.2 注入氣對原油體積膨脹倍率的影響

原油體積膨脹，不但可以增加地層的彈性能量，還有利于膨脹后的剩余油脫離地層水及巖石表面的束縛，變成可動油，使驅(qū)油效率升高，從而提高油藏的最終采收率[14]。

實驗結(jié)果如圖1所示，注入不同類型氣體后，原油體積均有所膨脹，且隨著注氣量的增加，體積膨脹率不斷增加。注入CO2后原油體積膨脹最為顯著，最高可達膨脹前的1.417倍，體積膨脹率約為10%～40%；N2在原油中的溶解度較低，注入后膨脹幅度較小，其膨脹率約為2%～10%；模擬煙道氣（CO2∶N2=1∶4）的效果介于CO2和N2之間，體積膨脹率約為4%～16%。

圖1 地層溫度（19.1 ℃）下注入不同氣體原油體積變化倍率與壓力的關(guān)系Fig.1 Relation between volume change ratio and pressure of crude oil after injecting of with different gases at formation temperature（19.1 ℃）

1.3 注入氣對原油黏度的影響

原油黏度大，流動能力差是影響稠油油藏開發(fā)效果的主要因素。注入氣溶解在原油中，若能有效降低原油黏度，將成為提高稠油采收率的重要機理。

1.3.1 注入CO2

圖2為不同溫度時壓力與溶解CO2原油黏度和降黏率的關(guān)系，可以看出，在相同溫度下，稠油黏度隨著壓力升高而明顯降低。在20 ℃，當壓力由1.9 MPa升高至5.1 MPa時，與CO2作用后的原油黏度由261 000 mPa·s降至44 631 mPa·s，降黏率（與未注氣的稠油相比）由41.9%提高至82.9%。隨著溫度的增加，原油黏度進一步降低，但降黏率減小。

圖2 不同溫度時壓力與溶解CO2原油黏度和降黏率的關(guān)系Fig.2 Relation between pressure and viscosity of crude oil with dissolved CO2 and relation between pressure and viscosity reduction rate at different temperatures

1.3.2 注入N2

圖3為不同溫度時壓力與溶解N2原油黏度和降黏率的關(guān)系，可以看出，相同溫度下，壓力升高，與N2作用后的原油黏度變化不明顯，不同溫度和壓力下降黏率均小于20 %。原油黏度主要受溫度影響，在20 ℃、4.8 MPa條件下，降黏率最高，為18.5%。

圖3 不同溫度時壓力與溶解N2原油黏度和降黏率的關(guān)系Fig.3 Relation between pressure and viscosity of crude oil with dissolved N2 and relation between pressure and viscosity reduction rate at different temperatures

1.3.3 模擬煙道氣（CO2∶N2=1∶4）

圖4為不同溫度時壓力與溶解模擬煙道氣原油黏度和降黏率的關(guān)系。從圖4中可以看出，相同溫度下，隨著壓力升高，與模擬煙道氣作用后的原油黏度有所下降，但下降幅度比CO2小。在20 ℃，當壓力由1.8 MPa升高至4.8 MPa時，原油黏度由224 794 mPa·s降至155 010 mPa·s，降黏率由21.4%提高至45.8%。隨著溫度的增加，原油黏度降低，但降黏率減小。

圖4 不同溫度時壓力與溶解模擬煙道氣原油黏度和降黏率的關(guān)系Fig.4 Relation between pressure and viscosity of crude oil with dissolved flue gas and relation between pressure and viscosity reduction rate at different temperatures

對比不同注入氣與原油作用實驗結(jié)果可以發(fā)現(xiàn)，對于風城Z32區(qū)域稠油，在實驗溫度（20～90 ℃）和壓力（2～5 MPa）下，溶解CO2的降黏效果明顯優(yōu)于N2，降黏率最高可達82.9%，而N2最高僅為18.5%，模擬煙道氣的降黏效果則介于兩者之間，最高可達45.8%。因此，從改善原油性能方面看，CO2具有更好的效果，N2與之相比，黏度小，密度較小，在油中的溶解能力也很弱，導致對原油性能的影響較小。同時有研究表明，煙道氣中CO2所占比例越大，原油黏度降低幅度就越大[23]。

1.4 CO2提高采收率機理分析

實驗結(jié)束后，對不同注氣類型的原油形態(tài)進行觀察，如圖5所示。

圖5 50 ℃下不同氣體與稠油作用后實物Fig.5 State of heavy oil after interaction with different gases at 50℃

N2在原油中的溶解能力差，與原油作用后，氣體聚并起來，以較大的氣泡分布在原油表面，油中的氣量少，黏度沒有明顯降低。

由于CO2在原油中的溶解能力強，與原油作用后，CO2以微小氣泡的形式均勻分散在原油中，形成“油包氣”的結(jié)構(gòu)，大大降低了原油黏度，改善原油的流動能力。

注入CO2和N2的混合氣體后，部分氣體溶解到原油中，沒有明顯聚并的大氣泡，但也未觀察到微小氣泡的存在，整體效果介于CO2和N2之間。

通過上述實驗結(jié)果發(fā)現(xiàn)，利用CO2在原油中的溶解性可以有效改善開發(fā)效果，其主要機理包括以下幾點：

1）降低原油黏度

原油溶有CO2后其黏度會大幅度下降，可降至原黏度的1/10～1/100[11]。通常情況下，降黏幅度隨著原油黏度增大而增大，由于CO2的降黏作用，驅(qū)替相與被驅(qū)替相的流度比降低，原油的流動性就得以改善。實驗發(fā)現(xiàn)，CO2降黏率最高可達82.9%，原油黏度由261 000 mPa·s降至44 631 mPa·s。

2）原油體積膨脹

CO2溶解于原油后，可以使原油體積大幅度的膨脹，膨脹后，可以增加彈性能量，提高原油產(chǎn)量。實驗發(fā)現(xiàn)，CO2可使原油體積最高增加為原來的1.4倍。

3）形成泡沫油

由于CO2在原油中的溶解能力很強，在注入過程中，會有一部分CO2溶在原油中，當油藏注入CO2結(jié)束時，隨著生產(chǎn)的進行，油藏壓力降低，溶解在原油中的CO2從原油中分離出來，為驅(qū)動原油提供能量。在一定條件下，脫離出來的氣體并不是連續(xù)相，而是以“油包氣”的泡沫油形式存在，改善了原油的流動能力。從實驗結(jié)束后原油的形態(tài)可以看出，原油與N2作用后，氣體以大氣泡的形式出現(xiàn)在原油表面，而與CO2作用后，氣體則以大量的微小氣泡分布在原油中，這樣原油的黏度就大大降低，流動性能更好。

2 注入氣輔助蒸汽驅(qū)實驗研究

2.1 實驗設(shè)計

1）實驗流程

巖心流動實驗使用的主要儀器設(shè)備有高溫高壓多功能巖心流動裝置，微型蒸汽發(fā)生器，恒壓恒速泵，巖心夾持器和中間容器等。實驗流程如圖6所示。

圖6 實驗流程Fig.6 Experiment flow

2）實驗步驟

將巖心抽空飽和地層水，計算孔隙體積、孔隙度和滲透率；再巖心飽和原油，測量巖心內(nèi)飽和原油的體積，并計算其含油飽和度；壓力設(shè)置為地層壓力2.27 MPa，溫度為150 ℃，注入高溫蒸汽，待出口端含水率達95%以上時停止蒸汽驅(qū)，記錄驅(qū)出油體積，計算蒸汽驅(qū)采收率。接著分別向巖心中注入0.3PV的CO2、N2、模擬煙道氣（CO2∶N2=1∶4）段塞，繼續(xù)蒸汽驅(qū)，直到不出油為止，計算采收率，同時比較不同介質(zhì)間的驅(qū)替效果。油井高輪次生產(chǎn)后，開發(fā)效益變差，為此對不同采出程度（5%、10%、15%、20%左右）的巖心開展蒸汽驅(qū)替實驗，并對注入氣后的驅(qū)油效果進行分析。

2.2 實驗結(jié)果分析

從表2和圖7中可以看出，在注入量為0.3PV時，注入CO2較蒸汽驅(qū)提高采收率效果最好，達5.83%；注入N2較蒸汽驅(qū)提高采收率為3.08%；注入模擬煙道氣效果介于兩者之間，提高采收率則為3.75 %。不同注入氣對改善稠油開發(fā)效果均有一定的作用，而CO2能夠取得更好的效果，建議采用CO2輔助開發(fā)。

表2 不同注入氣輔助驅(qū)油實驗結(jié)果Table 2 Experimental results of oil displacement assisted by different injected gases

圖7 不同類型注入氣驅(qū)油實驗結(jié)果Fig.7 Experimental results of different types of gas injection

考慮到注入方式不同所帶來的影響，因此，進行了不同注入方式下CO2輔助蒸汽驅(qū)實驗。

從表3和圖8中可以看出，CO2與蒸汽交替注入方式較CO2與蒸汽混注的注入方式可提高采收率2.84%，說明交替注入效果優(yōu)于混合注入，這可能是由于交替注入有利于在驅(qū)替過程中形成水氣段塞，保持地層壓力，擴大波及體積，因此，驅(qū)油效果會更好。

表3 不同注入方式輔助蒸汽驅(qū)實驗結(jié)果Table 3 Experimental results of steam flooding assisted by different injection methods

圖8 不同注入方式輔助蒸汽驅(qū)實驗結(jié)果Fig.8 Experimental results of steam flooding assisted by different injection method

從表4和圖9中可以看出，采出程度越低時，注CO2輔助開發(fā)效果越好。當采出程度為4.8%時，最終采收率達42.73%；當采出程度為19.2%時，最終采收率降至33.47%，這是由于隨著開發(fā)的進行，蒸汽汽竄愈加嚴重，注入氣容易沿汽竄通道快速突進，進而影響開發(fā)效果，因此，宜及早開展注氣措施。

表4 不同采出程度下注CO2驅(qū)油實驗結(jié)果Table 4 Experimental results of CO2 flooding at different recovery degrees

圖9 不同采出程度下注CO2驅(qū)油實驗結(jié)果Fig.9 Experimental results of CO2 flooding at different recovery degrees

3 CO2輔助蒸汽驅(qū)現(xiàn)場應(yīng)用效果

試驗區(qū)位于Z32 井區(qū)中東部11-9#供熱站，開發(fā)層系為J3q22-3層，共有汽驅(qū)井組8組，相關(guān)井43口，包括8 口水平井和35 口直井。截至2017年，試驗區(qū)經(jīng)過了4 a 的蒸汽驅(qū)，熱損失嚴重，生產(chǎn)效果下降，經(jīng)CO2輔助蒸汽驅(qū)及工作制度調(diào)整后，生產(chǎn)效果逐漸好轉(zhuǎn)，如表5所示。

表5 2017年措施前后生產(chǎn)指標對比Table 5 Comparison of production indicators before and after the measures in 2017

從圖10中可以看出，蒸汽注入量的下降和井口溫度的上升趨勢明顯，體現(xiàn)出CO2的超覆保溫作用：在CO2輔助蒸汽驅(qū)生產(chǎn)過程中，接近油藏頂部蓋層時，蒸汽腔與蓋層直接接觸，會有大量熱量損失到蓋層中。注入CO2輔助蒸汽驅(qū)后，由于CO2與蒸汽的密度差異，CO2會向上層超覆，因為CO2氣體為非凝結(jié)氣體，導熱系數(shù)相對較小，能夠降低蒸汽上覆巖層的傳熱速度，顯著地降低熱量損失起到隔熱的作用[24]，同時上層CO2會迫使注汽井中下部汽腔側(cè)向擴展，與油層中的原油發(fā)生熱交換，加熱后的原油和蒸汽冷凝水靠重力作用泄到下面的生產(chǎn)井中產(chǎn)出，有效提高了注入蒸汽熱效率[22]。

圖10 風城Z區(qū)先導試驗區(qū)生產(chǎn)曲線Fig.10 Production curve of pilot test area in Z area of Fengcheng

CO2注入方式為與蒸汽混注，注入量為180 t，輔助措施后井組日產(chǎn)油由26.6 t 上升至36.2 t，油汽比由0.174 上升至0.206，若調(diào)整注入方式為交替注入，措施效果將進一步提高?，F(xiàn)場應(yīng)用效果表明，Z32井區(qū)超稠油油藏注CO2能夠有效改善開發(fā)效果，具有良好的應(yīng)用前景，其研究成果對同類油藏的開發(fā)具有一定的借鑒。

4 結(jié)論

1）對于風城Z32 區(qū)域稠油，隨著注氣量的增加，原油體積膨脹率增加，黏度降低。注入CO2后可使原油體積膨脹約10 %～40 %，降黏率可達27.3%～82.9%，且溫度越低，壓力越高，其降黏效果就越好；注入N2后原油體積膨脹率約為2%～10%，降黏率最高為18.5%；煙道氣效果介于兩者之間，體積膨脹率約為4%～16%，降黏率為10.2%～45.8%。

2）從驅(qū)油實驗結(jié)果來看，注CO2、N2、煙道氣分別提高采收率5.83%，3.08%，3.75%，因此，對于風城Z32 區(qū)域，采用CO2作為注入介質(zhì)，注入方式為交替注入，能夠取得較好的開發(fā)效果，且CO2注入時機越早，效果越好。

3）風城Z32區(qū)域CO2輔助蒸汽驅(qū)現(xiàn)場應(yīng)用結(jié)果顯示，措施后日產(chǎn)液、產(chǎn)油上升，油氣比提高，含水下降，累計增油1 158 t，取得了顯著的經(jīng)濟效益，這表明注CO2輔助稠油蒸汽驅(qū)開發(fā)是一項行之有效的技術(shù)；同時對CO2輔助蒸汽驅(qū)的超覆保溫機理做了進一步的探討，為新疆油田稠油油藏注CO2輔助蒸汽驅(qū)改善開發(fā)效果提供了幫助。