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[摘要] 随着油藏的进一步开发，当地层压力低于拟泡点压力时，稠油中的小气泡逐渐聚集形成连续的气相，稠油现象逐渐消失，使得气油比剧烈增加，油井产量递减加快。因此，急需一种能量补充方式，使得油藏压力处于泡点与拟泡点压力之间。分析了在稠油油中的溶解过程，明确了地层压力等因素对溶解的影响规律，系统评价了蒸汽提高超稠油冷采后期采收率的可行性。
[关键词]吞吐 稠油 溶汽特性 提高采收率
中图分类号：TE345
1稠油溶汽特性研究
气体在原油中的溶解性质对驱油效果影响较大，可作为蒸汽提高采收率技术可行性评价的基础。由于稠油中分散有小气泡，该体系为热力学非平衡体系，其溶汽规律与脱气原油及活油不同。通过稠油溶汽特性实验，可以揭示稠油异于脱气原油及活油的溶汽特性，并明确在稠油中的溶汽过程、溶解能力以及地层压力等因素对溶解的影响规律。
对于稠油非平衡体系，应采用非常规实验方法。该方法与常规实验的不同之处在于当压力低于泡点压力时，不对原油体系进行搅拌，使得溶解气分散在原油中保持稠油状态。实验步骤如下：①将配样器中一定量的复配地层油转入PVT仪中，保持PVT仪为地层条件.并稳定5h；②退泵降压至泡点压力与拟泡点压力之间4MPa，不对原油体系进行搅拌，从而使
PVT仪中为稠油状态，然后，将配置的注入PVT仪中，直到压力达到地居压力8.65MPa；③设定一定时间间隔；记录PVT仪体积读数，每次读数前调整PVT仪体积，保证体系压力不变；④待PVT仪体积变化不大时，将未溶解的气体排出PVT仪，然后通过连接PVT顶部的泵将原油从上部到下部依次导入高温高压落球黏度计中，测量其黏度等参数，从而实现测量不同位置黏度的目的；⑤黏度测量完毕，在落球黏度计出口端利用油气分离瓶和量气瓶进行单次脱气实验测定气油比；⑥改变步骤②中蒸汽后体系压力为12、16和20MPa，重复上述步骤研究地层压力对溶解的影响规律。
脱气原油与活油溶汽实验步骤与稠油基本相同，只是在步骤②中对复配油样的处理存在差异。脱气原油为复配地层油样脱气后加压至4MPa的原油；而活油则为地层油样降压至4MPa，充分搅拌使分散在原油中的气体脱离原油后排出PVT仪。通过上述处理实现了对3种原油的有效模拟。
1.1稠油溶汽特征
溶解特征总体表现为：蒸汽前期溶解速度較大，累积溶汽量增加迅速，但随溶解时间的增加，溶汽速度逐渐减小，并保持低值。该过程可细分为快速溶解、波动下降和稳定溶解3个阶段。体系压力在20MPa下，溶解的前1小时为快速溶解阶段，该阶段溶汽速度快速上升，并迅速达到最大值921.5mL/h，累积孙晓飞等：稠油油藏冷采后期蒸汽吞吐开采实验溶汽量也迅速增加至359.37mL，占总溶汽量的76.81%。第2阶段为波动下降阶段（1～12h），该阶段内气体溶解速度震荡降低，累积溶汽量曲线增加变缓，该阶段只溶汽65.14ml.，占总溶汽量的13.92%，表明该阶段的溶解能力大幅降低。第3阶段为稳定阶段，此时溶解速度基本稳定，累积溶汽量增加缓慢，溶解区域不断扩大。②压力对稠油溶汽特性影响较大，随着压力的增加，溶解速度和累积溶汽量不断增加。
1.2稠油与脱气原油、活油溶汽特征对比
稠油油藏冷采至稠油阶段蒸汽，可以得到最低的原油黏度.优于脱气原油和活油状态下蒸汽。这是由于与活油和脱气原油相比，稠油体系为一非平衡体系，除自身含有溶解气外，分散有大量微气泡，该状态下较难溶解注入气体，但总含气量大于活油和脱气原油，从而使得稠油气油比大、黏度低。
通过蒸汽吞吐方案与基础方案的对比分析可以系统评价蒸汽吞吐补充地层能量，提高采收率的可行性，明确蒸汽时机及蒸汽轮次对稠油蒸汽吞吐开发效果的影响规律，为该类油藏冷采后期蒸汽吞吐开发提供合理化建议。
2.稠油蒸汽吞吐效果分析
遁过观察岩心出口端产出油状态可知，蒸汽后压力衰竭过程中，产出油在产油峰值时为稠油状态，油中存在的稳定小气泡，随着时间增加，逐渐聚并消失。①每次蒸汽焖井后生产的采收率斜率变化反映了孔隙介质中流体流动的3种形态，油相流动、稠油状态下的拟单相流以及油气两相流。②与稠油冷采衰竭式开发相比，蒸汽吞吐可以在一定程度上提高采收率。这是由于注入可以溶于原油，形成二次稠油流，从而延长了稠油流生产时间，而且可以较好地补充地层能量，使原油降黏、膨胀，从而增强了原油流动性。随着蒸汽吞吐轮次的增加，开发效果变好，可见增加蒸汽吞吐周期可以明显延长生产时间，减少单轮次行吐所产生的压力降。在泡点压力与拟泡点压力之间蒸汽效果最佳。分析其原因在于4MPa下原油以稠油为主，总含气量最大，黏度最低，可以最大限度发挥稠油的增油作用，此时注气可以有效朴充地层压力，避免压力过低而造成的采收率损失。④多轮次蒸汽吞吐与单轮次吞吐相比，增加吞吐轮次数可以进一步改善吞吐效果，提高该类油藏采收率。具有较长时间保持地层压力的能力。在焖井开始阶段，由于溶解快，压力迅速降低，之后随着溶解量的减少而降低缓慢，蒸汽焖井15h后溶解基本稳定，上述现象与稠油溶汽特性实验结果一致。因此对于稠油蒸汽吞吐开发，在满足注入气充分溶解的条件下，焖井时间不必过长，以免由于减少生产时间而影响原油产量。
3结论
（1）蒸汽溶解过程可分为快速溶解、波动下降和稳定3个阶段。蒸汽前期溶解速度较大，累积汽量增加迅速，但随溶解时间的增加，溶汽速度逐渐减小，并保持低值，因此，蒸汽吞吐开发中不必预留过长的焖井时间。溶解能力随深度的增加逐渐减小，在溶解区域可以起到较好的降黏作用，形成一定的混相区域。此外，压力对稠油溶汽特性影响较大，增大地层压力，可以增加溶解速度和汽量，从而降低稠油黏度，增加垂向的混相区域。
（2）不同压力下稠油的溶汽特征与脱气原油相似，但其溶汽能力小于脱气原油。同一深度处，由于稠油总含气节大于活油和脱气原油，其黏度最小。
（3）蒸汽吞吐一定程度上可以起到提高稠油油藏冷采后期采收率的目的，随着蒸汽吞吐轮次的增加，蒸汽吞吐可以明显延长生产及稠油流时间，减少单轮次吞吐所产生的压力降，蒸汽吞吐多周期较冷采开发提高采收率7.8%。蒸汽时机应在泡点压力与拟泡点压力之间，焖井时间不宜过长，且应最大限度的提高地层压力。
参考文献
[1]郑云川；注气提高采收率候选油藏筛选方法及其应用研究[D]；西南石油学院；2003年
[2]王远明；注水开发稠油油藏转蒸汽驱提高采收率[J]；河南石油；2000年05期
[关键词]吞吐 稠油 溶汽特性 提高采收率
中图分类号：TE345
1稠油溶汽特性研究
气体在原油中的溶解性质对驱油效果影响较大，可作为蒸汽提高采收率技术可行性评价的基础。由于稠油中分散有小气泡，该体系为热力学非平衡体系，其溶汽规律与脱气原油及活油不同。通过稠油溶汽特性实验，可以揭示稠油异于脱气原油及活油的溶汽特性，并明确在稠油中的溶汽过程、溶解能力以及地层压力等因素对溶解的影响规律。
对于稠油非平衡体系，应采用非常规实验方法。该方法与常规实验的不同之处在于当压力低于泡点压力时，不对原油体系进行搅拌，使得溶解气分散在原油中保持稠油状态。实验步骤如下：①将配样器中一定量的复配地层油转入PVT仪中，保持PVT仪为地层条件.并稳定5h；②退泵降压至泡点压力与拟泡点压力之间4MPa，不对原油体系进行搅拌，从而使
PVT仪中为稠油状态，然后，将配置的注入PVT仪中，直到压力达到地居压力8.65MPa；③设定一定时间间隔；记录PVT仪体积读数，每次读数前调整PVT仪体积，保证体系压力不变；④待PVT仪体积变化不大时，将未溶解的气体排出PVT仪，然后通过连接PVT顶部的泵将原油从上部到下部依次导入高温高压落球黏度计中，测量其黏度等参数，从而实现测量不同位置黏度的目的；⑤黏度测量完毕，在落球黏度计出口端利用油气分离瓶和量气瓶进行单次脱气实验测定气油比；⑥改变步骤②中蒸汽后体系压力为12、16和20MPa，重复上述步骤研究地层压力对溶解的影响规律。
脱气原油与活油溶汽实验步骤与稠油基本相同，只是在步骤②中对复配油样的处理存在差异。脱气原油为复配地层油样脱气后加压至4MPa的原油；而活油则为地层油样降压至4MPa，充分搅拌使分散在原油中的气体脱离原油后排出PVT仪。通过上述处理实现了对3种原油的有效模拟。
1.1稠油溶汽特征
溶解特征总体表现为：蒸汽前期溶解速度較大，累积溶汽量增加迅速，但随溶解时间的增加，溶汽速度逐渐减小，并保持低值。该过程可细分为快速溶解、波动下降和稳定溶解3个阶段。体系压力在20MPa下，溶解的前1小时为快速溶解阶段，该阶段溶汽速度快速上升，并迅速达到最大值921.5mL/h，累积孙晓飞等：稠油油藏冷采后期蒸汽吞吐开采实验溶汽量也迅速增加至359.37mL，占总溶汽量的76.81%。第2阶段为波动下降阶段（1～12h），该阶段内气体溶解速度震荡降低，累积溶汽量曲线增加变缓，该阶段只溶汽65.14ml.，占总溶汽量的13.92%，表明该阶段的溶解能力大幅降低。第3阶段为稳定阶段，此时溶解速度基本稳定，累积溶汽量增加缓慢，溶解区域不断扩大。②压力对稠油溶汽特性影响较大，随着压力的增加，溶解速度和累积溶汽量不断增加。
1.2稠油与脱气原油、活油溶汽特征对比
稠油油藏冷采至稠油阶段蒸汽，可以得到最低的原油黏度.优于脱气原油和活油状态下蒸汽。这是由于与活油和脱气原油相比，稠油体系为一非平衡体系，除自身含有溶解气外，分散有大量微气泡，该状态下较难溶解注入气体，但总含气量大于活油和脱气原油，从而使得稠油气油比大、黏度低。
通过蒸汽吞吐方案与基础方案的对比分析可以系统评价蒸汽吞吐补充地层能量，提高采收率的可行性，明确蒸汽时机及蒸汽轮次对稠油蒸汽吞吐开发效果的影响规律，为该类油藏冷采后期蒸汽吞吐开发提供合理化建议。
2.稠油蒸汽吞吐效果分析
遁过观察岩心出口端产出油状态可知，蒸汽后压力衰竭过程中，产出油在产油峰值时为稠油状态，油中存在的稳定小气泡，随着时间增加，逐渐聚并消失。①每次蒸汽焖井后生产的采收率斜率变化反映了孔隙介质中流体流动的3种形态，油相流动、稠油状态下的拟单相流以及油气两相流。②与稠油冷采衰竭式开发相比，蒸汽吞吐可以在一定程度上提高采收率。这是由于注入可以溶于原油，形成二次稠油流，从而延长了稠油流生产时间，而且可以较好地补充地层能量，使原油降黏、膨胀，从而增强了原油流动性。随着蒸汽吞吐轮次的增加，开发效果变好，可见增加蒸汽吞吐周期可以明显延长生产时间，减少单轮次行吐所产生的压力降。在泡点压力与拟泡点压力之间蒸汽效果最佳。分析其原因在于4MPa下原油以稠油为主，总含气量最大，黏度最低，可以最大限度发挥稠油的增油作用，此时注气可以有效朴充地层压力，避免压力过低而造成的采收率损失。④多轮次蒸汽吞吐与单轮次吞吐相比，增加吞吐轮次数可以进一步改善吞吐效果，提高该类油藏采收率。具有较长时间保持地层压力的能力。在焖井开始阶段，由于溶解快，压力迅速降低，之后随着溶解量的减少而降低缓慢，蒸汽焖井15h后溶解基本稳定，上述现象与稠油溶汽特性实验结果一致。因此对于稠油蒸汽吞吐开发，在满足注入气充分溶解的条件下，焖井时间不必过长，以免由于减少生产时间而影响原油产量。
3结论
（1）蒸汽溶解过程可分为快速溶解、波动下降和稳定3个阶段。蒸汽前期溶解速度较大，累积汽量增加迅速，但随溶解时间的增加，溶汽速度逐渐减小，并保持低值，因此，蒸汽吞吐开发中不必预留过长的焖井时间。溶解能力随深度的增加逐渐减小，在溶解区域可以起到较好的降黏作用，形成一定的混相区域。此外，压力对稠油溶汽特性影响较大，增大地层压力，可以增加溶解速度和汽量，从而降低稠油黏度，增加垂向的混相区域。
（2）不同压力下稠油的溶汽特征与脱气原油相似，但其溶汽能力小于脱气原油。同一深度处，由于稠油总含气节大于活油和脱气原油，其黏度最小。
（3）蒸汽吞吐一定程度上可以起到提高稠油油藏冷采后期采收率的目的，随着蒸汽吞吐轮次的增加，蒸汽吞吐可以明显延长生产及稠油流时间，减少单轮次吞吐所产生的压力降，蒸汽吞吐多周期较冷采开发提高采收率7.8%。蒸汽时机应在泡点压力与拟泡点压力之间，焖井时间不宜过长，且应最大限度的提高地层压力。
参考文献
[1]郑云川；注气提高采收率候选油藏筛选方法及其应用研究[D]；西南石油学院；2003年
[2]王远明；注水开发稠油油藏转蒸汽驱提高采收率[J]；河南石油；2000年05期