西南石油大学学报（自然版）  2015, Vol. 37 Issue (5): 139-144
引用本文
郭日鑫 .热自生CO2吞吐中技术研究及其应用[J]. 西南石油大学学报（自然版）, 2015, 37(5): 139-144.
Guo Rixin . Application and Research of Hot Self-generated CO2 Technology in Steam Soaking[J]. Journal of Southwest Petroleum University (Science & Technology Edition), 2015, 37(5): 139-144.
热自生CO2吞吐中技术研究及其应用    [PDF全文]
郭日鑫    
中国石油大庆油田第三采油厂, 黑龙江 大庆 163113
收稿日期: 2013-12-04 ; 网络出版时间: 2015-09-21
基金项目: 国家自然科学基金(51304159);中国博士后科学基金(2012M511558)。
通信作者: 郭日鑫, 1971年生, 男, 汉族, 山西右玉人, 工程师, 硕士, 主要从事油田测井监督及油藏研究工作。E-mail:hljgong123@126.com
摘要: 针对稠油油藏难开采、蒸汽吞吐效果差等一系列问题, 提出了一种热自生CO2吞吐技术, 该技术结合了蒸汽吞吐和气驱技术等多种方法, 改善稠油油藏蒸汽吞吐效果, 其主要机理是利用蒸汽加热生气剂, 在地层中产生大量的气体(CO2、NH3等), 部分气体作用于原油, 降低原油黏度; 部分气体与原油发生反应极易形成混相驱, 降低油水界面张力, 从而达到提高采收率的目的。通过对优选出生气剂溶液反应前后比较可知, 反应后溶液比反应前溶液的碱性增强(pH值8.26→9.71~10.02), 有助于降低原油黏度、降低油水界面张力等。研究表明, 热自生CO2吞吐技术可实现最大, 降黏率达到76.7%, 油水界面张力降低了54.77%, 在蒸汽吞吐的基础上可进一步提高原油采收率, 仅第5轮次最高可提高4.18%, 充分体现了该技术的优势。现场试验分析表明, 平均单周期投入产出比高达1.0:3.2, 该技术在较大幅度提高原油产量下, 具有较好的经济效益, 为高效开发稠油提供了强有力的技术支持。
关键词: 热自生CO2吞吐技术     稠油     蒸汽吞吐     降黏率     提高采收率    
Application and Research of Hot Self-generated CO2 Technology in Steam Soaking
Guo Rixin    
No. 3 Oil Production Plant, Daqing Oilfield Company, Ltd., Daqing, Heilongjiang 163113, China
Abstract: Hot self-generated CO2 technology is focused on the problems of recovery difficulty, poor effect of steam soaking and so on for heavy oil reservoirs. This technology combines steam flooding and gas flooding and improves the effect of steam soaking in heavy oil reservoir. Its main mechanism is the application of steam to heat blowing agent and generate a large volume of gases (including CO2, NH3, etc) in the formation. Some of these gases react with the oil to reduce the oil viscosity, others form miscible flooding to reduce water interfacial tension, so as to enhance oil recovery. An optimized selection of the heat blowing agents was performed. By comparing the difference of blowing agent solution before and after the reaction, we find that alkaline increases after the reaction (pH changes in value from 8.26 to 9.71~10.02), which is helpful to reduce oil viscosity and lower interfacial tension, etc. Studies indicate that Heat-generating CO2 flooding technology can get a maximum viscosity reduction rate of 76.7%; oil-water interfacial tension decreases by 54.77%, and further improve oil recovery by 4.18% in the 5th steam soaking. Single cycle input-output ratio averages 1.0: 3.2, which shows a technical advantage toward conventional EOR method and a preferable economic profit. The field experiments found that the technique can greatly improve the oil production, which will provide a powerful technical supporting for the efficient development of heavy oil.
Key words: hot self-generated CO2 technology     heavy oil     steam soaking     viscosity reduction rate     EOR    
引言

随着常规石油资源的不断开发和枯竭，人们已将注意力转移到非常规石油资源，特别是稠油的开发和利用。目前开采稠油的主要方法是注蒸汽热力采油法，但利用现有的技术进行开发，提高采收率的难度较大[1-4]，因此，借鉴蒸汽热力采油[5, 6]与常规CO2驱油[7, 8]等机理，笔者提出了热自生CO2吞吐技术，即生气剂在蒸汽作用下产生大量气体(CO2和NH3等)作用于原油，改善原油流动性，达到提高采收率目的[9]。通过室内实验确定了自生剂的最佳配方，并对其降黏效果、油水界面张力、蒸汽吞吐效果等方面进行了系统的研究，为现场应用提供可靠依据。

1 采油机理探讨

热自生CO2吞吐技术是蒸汽热力采油和常规CO2驱的联合应用，主要机理包括以下两个方面。

1.1 降低原油黏度机理

热自生CO2吞吐技术的降黏机理，(1) CO2等气体携带热量加热油层，降低原油黏度；(2) 产生CO2、NH3等气体，溶解于原油中，使其黏度降低；(3) NH3与原油中部分成分反应，生成具有表面活性的皂类物质，该物质对原油具有很好的降黏作用。最终在宏观上原油的黏度明显降低，大大改善了原油流动性。

1.2 降低油水界面张力

在CO2产生中随着压力的升高，CO2与原油逐渐形成混相，混相带降低了油水界面张力，并阻止了CO2指进。另外，产生的NH3和原油中的环烷酸、长链脂肪酸等发生反应生成具有表面活性物，与碱性溶液有协同效应，进一步降低油水界面张力；同时，能改变岩石润湿性，增加原油的流动性。

蒸汽热力采油与混相机理是相互增强的，主要表现在：由于油藏温度、压力较高及CO2等气体本身携带热量，使CO2处于超临界状态，易与原油混相；同时，CO2与原油混相有助于与原油换热均匀，更有效地降低原油黏度，整体提高原油流动性能[7, 8]。

2 室内实验研究

该实验的主要原理是生气剂在蒸汽下，主要产生CO2和NH3等气体，且反应后溶液呈碱性；该条件下能大幅度地提高稠油采收率。

2.1 实验用品与设备

生气剂体系由某石油大学特种油气藏实验室提供，常温下为白色固体，具有强烈刺激性气味；某油田的稠油物性，见图 1。

图1 某井的原油物性与温度关系曲线 Fig. 1 Curve of oil properties & temperature in some well

主要实验设备有SA型分析天平(精确度0.000 1 g)，顶尖科仪(中国)股份有限公司生产；GS型电磁搅拌高温高压反应釜(一个容积L，耐温360 ℃、耐压20 MPa)，威海化工机械有限公司生产；EC-PH5000酸度计，北京泰亚赛福科技发展有限公司生产；QBZY界面张力仪，上海方瑞仪器有限公司；ZQ-Ⅰ蒸汽驱装置(温度0$\sim$300 ℃)、HW-48型恒温箱(温度0$\sim$360 ℃)，南通石油化工机械制造厂有限公司；HLB-1040型平流泵(流量为0.1$\sim$10.0 mL/min)，北京恒瑞天创机电设备有限公司等，流程图见图 2。

图2 实验流程图 Fig. 2 Flow diagram of experiment
2.2 实验结果与讨论 2.2.1 生气剂优化

首先，根据不同实验目的要求，配制50%生气剂溶液；其次，将溶液加入反应釜中进行测试并记录数据；最后，扣除溶液的蒸汽压力，忽略空气压力变化绘制图形，实验结果见图 3$\sim$图 5。

图3 不同温度与压力曲线关系 Fig. 3 Relationship between temperature & pressure
图4 不同矿化度与压力曲线 Fig. 4 Relationship between salinity & pressure
图5 不同围压与压力曲线关系 Fig. 5 Relationship between confining pressure & pressure

分析实验结果可知：溶液温度在70 ℃以下时，基本上无气体产生；高于70 ℃时，反应开始，且随温度的升高，产气量也多，50 min左右压力上升趋势减缓，主要由于溶液分解温度为70 ℃、50 min后分解完全。当CaCl2浓度 < 800 mg/L时，加速反应进行，因为生成物呈现弱碱/碱性，与少量的CaCl2生成沉淀；反之阻止了反应的进行。对于有气体产生的化学反应来说，压力的改变会影响到产气量；但该体系在围压0$\sim$9 MPa变化，最终反应釜中压力在0.79$\sim$1.40 MPa变化，均满足现场需要。

反应前后溶液pH值均呈碱性，pH值由反应前8.26变为9.71$\sim$10.02不等，主要因为反应中产生了碱性物质和大量的NH3且溶于水。

2.2.2 降低原油黏度研究

原油降黏率反映稠油黏度降低程度，通常用降黏率$\Delta \mu$，即$\Delta \mu=\dfrac{{\mu _{\text{前}}{\rm{ -}}\mu _{\text{后}} }}{{\mu _{\text{前}} }} \times 100\% $，其中：$\mu_{\text{前}}$，$\mu_{\text{后}}$——处理前、后稠油样黏度，mPa$\cdot$s。

本次实验是在200 ℃的条件下，在油样中加入不同量药剂，测定反应前后油样黏度。测定条件：温度为65 ℃(地层温度)，剪切速率10 s-1，实验结果见图 6。

图6 不同药剂加量对降黏率的影响曲线 Fig. 6 Relationship between viscosity-reduction & agent amount

从实验结果可以看出，当反应体系中没加药剂时，稠油的黏度几乎没有变化。加入药剂时，反应后稠油黏度明显降低。加水量30%时，稠油降黏率达到26.3%，随后降黏率几乎没有变化，这说明对稠油水热解反应，并不是加水量越大、稠油降黏率越高，而是有一个合适的加水量。

生气剂加量在10%$\sim$40%时的降黏作用比其产物明显，主要因为生气剂高温分解产生大量的CO2、NH3等气体作用于原油，降低原油黏度；而其产物只有那些未反应完全的物质产生少量的气体。当加量>40%时，降黏效果相对减小，最终降黏率分别为76.7%和75.5%。

2.2.3 降低油水界面张力研究

实验油为某油的油样，温度65 ℃下，用模拟地层水(见表 1)配制50%生气剂溶液，分别用模拟地层水、配制好溶液及其反应后溶液测定界面张力，分别为39.75，25.09，17.98 mN/m，第一次测定的界面张力与后两次测得值的降低程度分别为36.88%和54.77%。分析测试结果，自生气体系及其反应后溶液均可明显降低油水界面张力，但其产物溶液降低程度大，主要因为溶液中溶解一定的气体，且溶液呈碱性。

表1 大庆油田某采油厂的油层产出水组成(mg/L) Table 1 Formation water composition of some well in Daqing Oilfield (mg/L)
2.2.4 动态吞吐效果评价

根据现场施工情况，在蒸汽驱管式模拟系统中，蒸汽温度控制200 ℃，泵排量0.5$\sim$1.0 L/min，回压0.5$\sim$1.0 MPa，空白实验中，用平流泵将200 ℃蒸汽从蒸汽管线注入到用油样饱和的填砂模型(长120 cm，内径5.0 cm)中。压至20 MPa后停止注蒸汽，放置65 ℃恒温箱中12 h后模拟蒸汽吞吐过程，记录产油量，这相当于一个吞吐轮次的采油量，重复进行5次。对于加有生气剂体系，在相同条件下，用50%生气剂溶液伴蒸汽吞吐，其步骤与空白实验相同，实验结果见表 2。

表2 岩芯的基本参数及实验结果 Table 2 Basic cores parameters and the results

经过驱替实验分析可知：不同渗透率下，经过5轮次吞吐后采收率均有所提高，最高提高为24.22%，其中第5轮次吞吐最大提高4.18%，可见该技术可以进一步提高吞吐的采收率，为稠油高效开发提供了强有力的技术支持，在中国有着广阔的应用前景。

3 现场应用与分析 3.1 选井标准与施工设计

热自生CO2是一种新技术，因此可借鉴蒸汽驱、蒸汽吞吐、CO2混相驱、CO2非混相驱的选井标准[9-11]，确定了热自生CO2吞吐选井标准，见表 3。

表3 选井标准对比表 Table 3 Comparisons of well selection criteria

在施工过程中，热自生CO2吞吐的注入方式有两种，其一是目的层中形成热自生CO2吞吐，即先将生气剂注入目的层，随后注入蒸汽，使其在油层中产生气体，通常的注入系统完全能满足施工要求；其二是非目的层形成热自生CO2吞吐，即将配制好的生气剂溶液经过蒸汽发生器，达到注入压力后，伴随蒸汽一起注入地层，该注入方式需要耐腐蚀注入系统，因为反应后溶液碱性增强。注入过程中必须确保蒸汽发生器温度超过生气剂溶液的分解温度；此外，准确地记录注入温度和注入生气剂量。

3.2 效果分析

某油田一井组1991年5月投入开发，采用直井正方形井网70 m井距蒸汽吞吐开发，经过2002年8轮次蒸汽吞吐后，采出程度为15.5%，开采效果明显减低，于2002年8月对该井组实施了目的层中热自生CO2吞吐技术多轮次吞吐的先导性试验，开采效果见图 7。

该井组经过多轮次蒸汽吞吐后，开采效果较差，开辟了热自生CO2技术先导性吞吐试验，效果明显变好，由原来递减趋势变为上升趋势，最大周期产油为1 240 t，油汽比为0.85，按国际原油价85美元/桶计算，平均单周期投入产出比1.0：3.2，表明该技术保证提高稠油采收率下，在工程上有较好的经济效益，为开采稠油提供重要的借鉴意义。

图7 不同轮次下吞吐效果产油曲线 Fig. 7 Oil-producing curve of steam soaking under multi-round
4 结论

(1) 热自生CO2技术是一项提高稠油采收率新技术，通过室内实验确定了自生气体系最佳配方，且其反应前后溶液呈碱性，有利于进一步提高稠油采收率。

(2) 室内实验研究表明：该技术最大降黏可达76.7%，油水界面张力降低了54.77%，在蒸汽吞吐的基础上进一步提高采收率，最大能提高24.22%，第5轮次吞吐最大提高为4.18%，平均单周期投入产出比高达1.0：3.2，为稠油高效开发提供了强有力的技术支持，在国内有着广阔的应用前景。

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