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稠油多元热流体开采工艺
研究和应用

孤岛采油厂
1月

稠油多元热流体开采工艺
研究和应用

编写：韩 鹏
初审：陈 辉
审核：付继彤

孤岛采油厂
1月

一、多元热流表现场应用现实状况
稠油多元热流体开采工艺技术自八十年代开始在中国外进行研究试验并取得了一定效果。中国辽河、大庆、新疆、中海油等油田进行了矿场试验应用。多元热流体是一个由水蒸气、氮气、二氧化碳组成高温高压混合气体，多元热流体能够提升燃烧热量利用率，增加油层能量，大幅度降低原油粘度。
辽河油田冷43块进行了四个井组（反九点）多井次热流体单井吞吐（驱）试验，并取得了很好增油效果。设备累计运行超出9000小时，累计注入400万方以上。
大庆油田黑帝庙稠油试采企业在浅层稠油油藏进行热流体单井吞吐（驱）试验，统计四十口单井吞吐结果，单井单轮次平均增油500吨，最高1300吨；同时对黑帝庙油藏多轮次吞吐三个井组进行多元热流体驱试验，累计已注入多元热流体200万方。
中海油2月13日完成B28h井热流体试验，开井后日产油量峰值128吨，日平均产油60多方，截止至5月31日，累计生产470天，产液量34052.91方，累计产油量21949.19方。
总而言之，多元热流体提升稠油油藏开发效果中国各大油田均开展了现场应用，取得了一定实施效果。
现在孤岛油田稠油油藏关键以蒸汽吞吐开采为主，在吞吐开采过程中，关键存在以下三方面问题：
1、大部分稠油油藏已进入多轮次吞吐开发后期，伴随吞吐轮次增加，地层能量下降，含水升高，单纯蒸汽吞吐效果越来越差。
2、高压注汽锅炉燃烧热效率较低，注入蒸汽热量利用率低。
3、高压注汽锅炉排放烟气温度高达200℃，热量损失大，同时烟气排放造成环境污染。
二．稠油多元热流体开采工艺研究
（一）多元热流体对稠油作用机理研究
1、多元热流体对稠油物性影响研究
利用高温PVT装置开展了CO2、N2对稠油高压物性影响研究，从其同稠油相互作用角度揭示其改善热采开发效果主导机理。
从CO2、N2、CO2＋N2对孤北1平1稠油作用结果能够看出，三种气体溶解度随压力增加而增大，随温度降低而增大。其中CO2溶解度最大， CO2＋N2次之，N2则最小。试验结果也表明，当注入气体达成饱和时稠油粘度随温度压力增加而降低，温度和压力对粘度全部有着两方面截然不一样影响，试验数据反应是综合影响结果。就温度而言，首先温度升高能大幅度降低原油粘度，其次温度升高，气体溶解度变小，又会增加原油粘度；一样，压力影响也应如此，首先压力升高使油样粘度增大，其次压力升高会使气体溶解度增大，造成油样粘度降低。

表1 N2、CO2在孤北1平1井油样中溶解度和粘度数据
溶解气
温度
℃
压力
MPa
溶解度
m3/(20℃，0.101MPa)
粘度
mPa.s
N2：CO2
（4:1）
150
14.0
13.4
43.7
13.0
12.7
44.2
12.0
12.1
44.6
11.0
11.4
45.3
10.0
10.6
45.9
8.0
8.8
46.7
0.5
微
116
0
0
126
100
14.0
18.3
187
13.0
17.7
191
12.0
17.1
195
11.0
16.4
201
10.0
15.4
205
8.0
13.2
212
0.5
微
494

2、多元热流体提升驱替效率物模研究
（1）试验方法
参考中国石油天然气行业标准中“稠油油藏驱油效率测定”(SY/ T 6315-1997)进行蒸汽驱试验。
（2）试验设备及步骤
依据试验要求，设计了试验步骤，关键包含四个部分：蒸汽产生系统、保温系统、药剂注入系统和气体注入系统。试验步骤示意图见图9。
关键设备及其型号：
蒸汽发生器：ZQ-1蒸汽发生器，最高输出蒸汽温度350℃，最大输出压力20MPa；
恒温箱：BX-101型超级恒温器，工作范围在0~300℃，精度为0.25级；
压力表：工作范围0-0.4MPa，精度为0.1级；工作范围为0~16MPa和0~25MPa，精度为0.4级；
平流泵：LB-30平流泵，工作范围0~30ml/min，精度为0.1g，最大压力20MPa；
天平：SB1电子天平，工作范围5~12100g，精度0.1g；
气体流量计：D08-8B/ZM流量积算仪，工作范围0.05~10SLM，精度0.01 SLM，最大压力10MPa；填砂管：长度60cm，直径2.5cm，内截面积4.91cm2，最大承压32MPa。

图9 蒸汽驱试验步骤图
（3）物模试验结果
1）单管物模试验结果：
蒸汽伴注气体能够显著提升稠油采收率，伴注CO2效果优于N2。和氮气相比，CO2同稠油之间含有更良好界面关系，含有更强亲和力，蒸汽注入CO2可显著提升蒸汽驱替效率，提升幅度达30%，是原有单纯蒸汽驱替效率2倍；氮气也可提升蒸汽驱替效率，提升幅度只有10%左右，这关键是因为CO2同油相之间含有良好界面特征，可显著降低残余油饱和度，氮气同稠油之间界面亲和力较差，这也是其提升蒸汽替效率程度较低关键原因。

图10 伴注CO2对驱油效率影响曲线

图11 伴注N2对驱油效率影响曲线
2）双管物模试验结果：
进行纯蒸汽驱时，低渗岩心管对整体蒸汽驱替效率贡献较低，只有8.2%，而高渗岩心管对蒸汽驱替效率贡献率也只为21.8%；当伴注CO2进行驱替时，低渗岩心管对整体蒸汽驱替效率贡献达成24.3%，而高渗岩心管对蒸汽驱替效率贡献率也只为39.3%。对比发觉，伴注CO2能够显著提升驱油效率，而且对低渗管改善尤为突出，驱油效率提升快要2倍。

图12 双管纯蒸汽驱油效率曲线

图13 双管蒸汽+CO2驱油效率曲线
经过以上室内研究发觉多元热流体关键有以下多个作用：
①多元热流体能够大幅度降低稠油粘度；
②多元热流体随压力增加溶解度显著增加；其中起关键贡献是多元热流体中CO2气体；
③物模试验结果表明蒸汽+CO2、蒸汽+N2驱油效率显著高于单纯热水驱，其中蒸汽+CO2提升驱油效率对贡献显著高于蒸汽+N2。
（二）多元热流表现场注入工艺设计
1、多元热流体注入管柱设计
为确保隔热效果，采取φ114mm×62mm 高真空隔热油管+加隔热衬套；注汽管柱结构为（自下而上）：测试总成+热敏封隔器+φ114mm×62mm 高真空隔热油管至井口。

图14 多元热流体注入管柱图
2、多元热流体注入参数设计
依据注多元热流体井筒热力参数数值模拟软件计算，确定多元热流体注入参数。
历史拟合：依据GDN5-604井油层数据建立了单井地质模型，对其生产情况进行了历史拟合，拟合结果见下表。拟合误差较小，生产趋势和实际情况相符。

表2　GDN5-604井生产拟合情况

实际累油
t
拟合累油
t
拟合误差
%
实际累水
t
拟合累水
t
拟合误差
%
Ⅰ周期
5447
5529
1.5
12574
12424
1.2
Ⅱ周期
1015
989
2.6
7081
7201
1.7
Ⅲ周期
6601
6511
1.4
40678
40189
1.2
在拟合基础上进行了注入参数优化，每日注入氮气22675Nm3/d、二氧化碳4000Nm3/d、水蒸汽50t/d，估计了注入天数0d～50d，生产天数为1年生产效果（周期产油量见图16），图15为注入天数每增注5d时周期增油量。

图15　多元热流体注入天数对周期增油量影响

图16 多元热流体注入天数对周期产油量影响
从优化结果看，当注入天数由0d增加为5d时，周期增油量为654t，最大；由5d增加为10d时周期增油量为577t；由10d增加为15d时周期增油量仅为474t，所以确定GDN5-604井最好注入天数为10d左右。
注入结束、焖井后油层温度场、原油粘度场见图17～图20。

图17　注入结束油层温度场

图18　注入结束原油粘度场

图19　焖井结束油层温度场

图20　焖井结束原油粘度场
综合以上计算结果，确定注多元热流体参数以下：
速度：5t/h左右
井口干度≥70%
温度300℃左右
焖井10天
周期注入总量：氮气22.7万Nm3、二氧化碳4万Nm3、水蒸汽500t
三．稠油多元热流体开采现场应用效果
自开始在孤岛油田前后实施5口井（具体见注入参数表、效果表）。
表3 多元热流表现场试验注入参数表
序号
井号
周期数
实施时间
空气量（10×4Nm3）
水量（t）
压力（MPa）
温度（℃）
速度（kg/h）
柴油（t）

1
GD2-24J533
3
04.12-05.3
26
420
9-13
270-330
600-900
21.8
2
GD2-31N520
4
05.4-05.5
28
450
10-12
270-340
600-900
23.6
3
GD2-31N520
8
08.12-09.3
61.6
1000
13-18
260-340
600-900
55.9
4
GDN5-604
3
09.11
31.5
500
17-20
290-315
1200-1500
22.6
5
GD2-25X529
5
09.12.-10.1
31.1
500
12-24
270-290
600-900
22.7
小计
5
4.6

178.2
2870
9-24
270-340
600-1500
146.6
表4 多元热流表现场试验效果表
序号
井号
方法前一周期
方法后一周期
日液t/d
日油t/d
含水％
周期生产天数d
周期产油t
日液t/d
日油t/d
含水％
周期生产天数d
周期产油t
1
GD2-24J533
21.4
4
81.3
338
1335
13.2
5.8
56.1
366
2136
2
GD2-31N520
28
8
71.4
757
6182
20.5
7.3
46.4
774
5728
3
GD2-31N520
20.5
5.2
74.8
456
2356
本井无效。邻井有增油效果
4
GDN5-604
47
6.4
86.3
1051
6756
19.7
4.8
75.6
396
1935
5
GD2-25X529
12.1
2.9
75.8
391
1147
无效
小计
5
25.8
5.3
79.4
598.6
17776
17.8
6.0
66.5
512.0
10834
井例：
1、GD2-24J533
该井2月投产,生产层位Ng53，有效厚度 11.5米。12月-3月进行多元热流体吞吐试验（注入参数见表3）。该井方法后平均日增油1.8吨，含水下降25.2％，延长生产周期28天，周期产油增加801吨，峰值时日增油16吨，见到了很好效果。
图21 GD2-24J533井生产曲线
2、GD2-31N520
该井1996年 1月投产，生产层位Ng53-Ng55，有效厚度 7.8米。
4月-5月进行多元热流体吞吐试验（注入参数见表3）。该井开井正常生产6个月后，砂卡关井。该井开井后和上周期前6个月同期对比，平均日产油由11t/d上升到17.4t/d，含水由75.1％下降到53.1％，动液面由710m回升到412m，周期采油由1953t上升到2387t，增加434t。

图22 GD2-31N520井生产曲线
3、GDN5-604
该井于7月投产。生产层位Ng55-Ng56，有效厚度 9.5米。为配合开展多元热流体试验，注气前由采油院设计实施配套防砂工艺（石英砂+多层覆膜砂+绕丝环填）。注气管柱由采油院设计并实施（测试总成+热敏封隔器+φ114mm×62mm 高真空隔热管）。
（1）多元热流体注入参数设计
速度：5t/h左右
井口干度≥70%
温度300℃左右
焖井10天
注入总量：氮气22.7万Nm3、二氧化碳4万Nm3、水蒸汽500t
（2）现场注入情况
11月15日至30日注入多元热流体，中间停注7次，关键是因为井口及注入管线腐蚀刺漏，其次是设备出现轻微故障。（注入参数见表3）。
（3）现场作业情况
焖井10天后起隔热管过程中发觉隔热管从14根以下出现褐红色腐蚀，而且随深度增加腐蚀逐步加重，隔热管丝扣有断裂情况、内衬破裂，大量腐蚀后产生氧化铁。

图23隔热管衬套破损图 图24 隔热管腐蚀后氧化铁图
因为腐蚀程度逐步加重，考虑到井下防砂管可能受损，决定打捞防砂管，在打捞过程中发觉信号筛管下1根油管腐蚀严重断脱。小修打捞无效后交大修 。1月10日-25日大修，捞出全部绕丝管防砂管柱，发觉绕丝因为腐蚀严重出现爆裂情况。

图25 信筛下油管腐蚀图 图26 绕丝爆裂图
（4）工程测井
为落实套管受腐蚀情况，采取电磁探伤对该井进行工程测井，测井结果显示，套管多处腐蚀严重，且两处存在套漏情况。

图27 电磁探伤图
（5）生产情况
GDN5-604开井后峰值日产油达10t/d，含水降低到67％。使用期396天，周期采油1935t。

图28 GDN5-604井生产曲线
四.结论
1、高温高压条件下多元热流体中CO2、 N2更易溶于原油中，使原油粘度降低。
2、多元热流体在高温、高速注入条件下对井下管柱腐蚀严重，关键是氧化腐蚀、二氧化碳腐蚀。
3、经过现场试验表明注入多元热流体能够提升稠油开发效果，在技术上可行。
4、现场试验存在问题，如：燃料费用高，腐蚀严重，注入井口步骤配套，现场参数调控等，该技术仍需要深入地深入优化研究。包含（1）适用范围研究加强多元热流体开采工艺作用机理及油藏适应性研究，开展多元热流体同注蒸汽热采组合工艺技术研究，扩大其适用油藏类型及开发阶段。（2）开展多元热流体配套工艺研究，包含燃料优选、高温高压腐蚀性控制工艺技术研究，深入提升工艺经济性。