伴注煙道氣改善蒸汽輔助重力泄油開發(fā)效果的實驗研究

趙慶輝

1.中國石油遼河油田分公司勘探開發(fā)研究院；2.國家能源稠(重)油開采研發(fā)中心

0 引言

蒸汽輔助重力泄油(SAGD)是利用流體熱對流與熱傳導(dǎo)原理，以蒸汽為加熱介質(zhì)，依靠瀝青及凝析液的重力作用開采稠油，其機理研究及礦場試驗日臻成熟［1-6］。SAGD 開發(fā)過程中，蒸汽腔的發(fā)育形態(tài)及擴展趨勢、水平井水平段動用程度等對生產(chǎn)效果具有極為重要的影響［7-8］。在遼河油田曙一區(qū)Du84 塊厚層塊狀超稠油油藏實施了SAGD，取得了較好的效果，但受油藏埋深、儲層物性等條件影響，目前仍存在著汽腔擴展不均衡、油藏頂部熱損失大、部分注采井間汽竄及周邊井組蒸汽外溢等問題。

針對以上問題，近年來，遼河油田探索采用氮氣輔助SAGD 方式來改善開發(fā)效果，每年向SAGD 井組中注入200 多萬m3氮氣，雖然取得了較好效果，但投入成本較大。根據(jù)相關(guān)文獻，在SAGD 開發(fā)中注蒸汽時伴注一定量非凝析氣體，可以減少井間剩余油和蓋層熱損失、維持蒸汽腔壓力、擴大蒸汽波及體積、提高油汽比［9-11］。遼河油田稠油開發(fā)主要以熱采為主，通過燃?xì)忮仩t提供蒸汽熱源開采原油，熱采鍋爐每天會產(chǎn)生大量的煙道氣，其主要成分為氮氣和二氧化碳，其中近80%成分為氮氣。熱采鍋爐產(chǎn)生的煙道氣能夠為輔助SAGD 提供穩(wěn)定的氣源。煙道氣的伴注既能有效減少蒸汽注入量，降低超稠油開采成本，同時還可以減少溫室氣體的排放，改善環(huán)境污染狀況，具有較高的經(jīng)濟和社會效益。開展了煙道氣對地層原油性質(zhì)的影響，以及伴注煙道氣后蒸汽向上覆地層熱損失、蒸汽腔變化規(guī)律和生產(chǎn)特征等室內(nèi)實驗研究，所得實驗結(jié)果與認(rèn)識可為方案設(shè)計和礦場試驗提供必要的理論依據(jù)。

1 實驗設(shè)計

1.1 實驗材料

(1)實驗用油。選用遼河油田Du84 塊脫氣原油，50 ℃下原油黏度為82 904 mPa·s。(2)實驗用砂。按一定比例復(fù)配能夠反映地下儲層特征的不同粒徑石英砂。(3)煙道氣。室內(nèi)配置，其組成為：80%N2+10%CO2+10%O2。

1.2 實驗裝置

實驗采用地層原油高壓物性分析儀和比例物理模擬實驗系統(tǒng)。地層原油高壓物性分析儀主要用來研究煙道氣溶解能力及溶氣原油膨脹性能。比例物理模擬實驗系統(tǒng)用來對比不同SAGD 開發(fā)方式效果，該系統(tǒng)由注入模塊、模型本體、覆壓模塊、監(jiān)測系統(tǒng)、產(chǎn)出液分離與計量、數(shù)據(jù)采集與數(shù)據(jù)處理6 部分構(gòu)成。注入模塊包括高壓恒速泵、蒸汽發(fā)生器、氣體增壓泵、氣體流量計等；模型本體為填砂模型，用于模擬實際油藏；覆壓模塊用于給模型本體升溫和加壓，創(chuàng)建油藏初始條件；監(jiān)控系統(tǒng)采用先進的測控技術(shù)，對系統(tǒng)不同位置進行溫度、壓力監(jiān)測；產(chǎn)出液體分離與計量模塊由回壓控制器、油水分離等裝置組成，用于產(chǎn)出液油、氣、水分離與計量；數(shù)據(jù)采集與數(shù)據(jù)處理系統(tǒng)通過建立計算機網(wǎng)格模型，對實驗過程中模型內(nèi)不同位置的溫度、壓力數(shù)據(jù)進行實時采集與處理。圖1 是比例物理模擬實驗流程示意圖。

圖1 比例物理模擬實驗流程示意圖Fig.1 Schematic process of proportional physical simulation experiment

1.3 模型布井方式

根據(jù)SAGD 物理模擬相似準(zhǔn)則并結(jié)合目標(biāo)區(qū)塊實際情況，將油藏厚度、井距、射孔厚度、水平井位置等油藏原型參數(shù)轉(zhuǎn)化為模型參數(shù)，參數(shù)比例模化結(jié)果見表1。圖2 是Du84 塊Ⅴ-Ⅵ組油藏直-平組合SAGD 布井方式示意圖，在距離油層底2 m 位置設(shè)計一口水平生產(chǎn)井，水平生產(chǎn)井側(cè)上方設(shè)計2 口垂直注汽井，其距離水平生產(chǎn)井平面距離35 m。垂直注汽井射孔井段5 m，其下部到水平生產(chǎn)井垂向距離5 m。

圖2 比例模型布井方式示意圖Fig.2 Schematic well spacing pattern of proportional model

表1 油藏參數(shù)與模型參數(shù)比例模化結(jié)果Table 1 Proportional simulation results of oil reservoir parameters and model parameters

1.4 實驗方案與過程控制

為了研究煙道氣的伴注對SAGD 生產(chǎn)效果的影響，設(shè)計了兩種比例物理模擬實驗方案(方案1、方案2)。

方案1：只注入蒸汽進行SAGD 生產(chǎn)。

方案2：注入蒸汽和煙道氣的混合(汽/氣)體進行SAGD 生產(chǎn)，混合(汽/氣)體中煙道氣占20%。

實驗過程分2 個階段，第1 個階段直井與水平井同時吞吐生產(chǎn)，對油層進行預(yù)熱降壓，直到垂直井與水平井之間地層溫度達(dá)到70 ℃以上，建立了良好的熱連通，為進行SAGD 生產(chǎn)做好準(zhǔn)備；第2 個階段為蒸汽輔助重力泄油階段。蒸汽吞吐預(yù)熱結(jié)束后，就進入側(cè)上方垂直井連續(xù)注汽(或混合汽/氣體)、下方水平井生產(chǎn)的SAGD 模式。

2 實驗結(jié)果與分析

2.1 煙道氣對地層原油性質(zhì)的影響

利用地層原油高壓物性分析儀對溶入煙道氣后原油黏度和體積系數(shù)進行了測定，結(jié)果如圖3 所示。從圖3 中可以看出，隨著壓力增加，溶氣原油黏度有較大幅度下降，當(dāng)壓力由0 MPa 增加至10 MPa時，原油黏度由151 mPa·s 降到88 mPa·s。分析認(rèn)為當(dāng)原油中溶解煙道氣以后，原體系中的液液分子間作用力變?yōu)橐簹夥肿娱g作用力。體系壓力越高，溶入原油中的煙道氣質(zhì)量濃度就越大，液氣分子間作用力占據(jù)的比例也越大，原油黏度也越低，所以原油溶解煙道氣后，黏度降低，有利于提高原油在多孔介質(zhì)中的滲流能力。

圖3 溶氣原油黏度和體積系數(shù)隨壓力變化曲線Fig.3 Variation of viscosity and volume coefficient of live oil with pressure

體積系數(shù)是表征膨脹作用的一項重要指標(biāo)，它反映了單位體積原油因溶解氣體增加的體積倍數(shù)。從圖3 實驗結(jié)果可以看出，隨著壓力的增加，溶氣原油體積系數(shù)增大，當(dāng)壓力由0 MPa 升至10 MPa 時，體積系數(shù)由1.07 增至1.09。原油體積系數(shù)的增加，有助于增加油層的彈性能量，增大流動壓差，有利于膨脹后的剩余油脫離巖石表面的束縛，降低殘余油飽和度，提高原油采出程度。

2.2 上覆蓋層熱損失評價

熱量是注蒸汽熱采過程中最重要的、唯一的能量來源，能否充分利用將在一定程度上決定熱采方式的經(jīng)濟有效性。在方案1 和方案2 兩種SAGD方式實施過程中分別計算了上覆蓋層熱量損失，熱損失隨時間變化關(guān)系如圖4 所示。在SAGD 生產(chǎn)初期，2 個方案向上覆蓋層熱損失相差不大，但到了開發(fā)中后期，差距逐漸加大，到生產(chǎn)結(jié)束時，方案2 的熱損失比方案1 低12%。分析認(rèn)為這是由于方案1 在實施過程中，注入的蒸汽在超覆作用下，向蒸汽腔上方拓展，最終聚集在油層頂部，蒸汽直接與蓋層接觸，導(dǎo)致熱損失較大。方案2 中，由于注入的煙道氣不冷凝，氣液密度差的作用促使煙道氣富集在油層頂部，煙道氣中氮氣占了80%，作為惰性氣體，氮氣導(dǎo)熱系數(shù)很低，具備良好隔熱性能，其聚集在油層頂部能夠發(fā)揮很好的隔熱作用，有效地降低了熱損失。

圖4 不同SAGD 方式熱損失隨時間變化曲線Fig.4 Variation of heat loss over time in different SAGD modes

2.3 蒸汽腔變化形態(tài)分析

為了對比2 個方案蒸汽腔的變化特征，在油層中心位置沿著水平和垂直方向分別設(shè)置系列測溫點，記錄了SAGD 過程中蒸汽腔在形成、擴展和下降階段的橫、縱向溫度場變化規(guī)律，圖5 給出了不同階段沿著x方向穿過中心位置的溫度變化曲線，圖6是起始位置在油層頂部，沿著z方向穿過中心位置的溫度變化曲線。

圖5 油層水平方向上溫度變化曲線Fig.5 Variation of oil reservoir temperature in the horizontal direction

圖6 油層垂直方向上溫度變化曲線Fig.6 Variation of oil reservoir temperature in the vertical direction

從圖5 可見，生產(chǎn)過程中，隨著蒸汽連續(xù)注入，蒸汽腔不斷擴大，同一時刻方案2 蒸汽腔溫度高于方案1。根據(jù)臨近測溫點距離和溫度變化時間分別計算了不同方案蒸汽腔擴展速度，方案1 的蒸汽腔橫向擴展速度為0.247 cm/min，方案2 為0.285 cm/min，提高了15.4%。同時，隨著時間的延續(xù)，溫度差逐級加大。這說明煙道氣的注入提高了氣體驅(qū)動作用，加快了蒸汽腔橫向擴展速度。

從圖6 可見，隨著生產(chǎn)時間延長，油層加熱范圍不斷擴大，同一時刻方案2 油層溫度低于方案1。根據(jù)監(jiān)測數(shù)據(jù)計算，方案1 的蒸汽腔縱向擴展速度為2.58 cm/min，方案2 為2.05 cm/min，相對減緩了21%。分析認(rèn)為方案2 實施過程中，伴注的煙道氣經(jīng)過重力分異作用，逐級聚集到蒸汽腔頂部，減緩了蒸汽向上的超覆作用，并且隨著時間的延長，作用效果越發(fā)明顯。

綜合以上分析，煙道氣輔助SAGD 方式比常規(guī)SAGD 方式蒸汽腔橫向擴展速度快，縱向擴展速度減緩，蒸汽向上超覆現(xiàn)象能夠得到有效抑制。

2.4 生產(chǎn)特征對比分析

圖7 是2 個方案的累積油汽比和含水率生產(chǎn)曲線。實驗過程中，方案2 的累積油汽比始終大于方案1 的，生產(chǎn)結(jié)束時方案1 的累積油汽比為0.16，方案2 為0.21，提高了0.05。分析認(rèn)為煙道氣注入后充填了汽腔體積，發(fā)揮了分壓作用，維持了汽腔壓力，減少了蒸汽用量；穩(wěn)產(chǎn)階段方案2 的含水率較方案1 低，分析認(rèn)為這是由于方案2 中加入了煙道氣，降低了蒸汽注入量，這樣產(chǎn)出液中的水蒸汽量就少，相對油量增加，所以含水率降低，進入衰竭開采階段以后，2 個方案相似，水平井大量產(chǎn)水，含水率快速增加，最后蒸汽突破到水平井，生產(chǎn)結(jié)束。

圖7 不同SAGD 方式累積油汽比和含水率變化曲線Fig.7 Cumulative oil/steam ratio and water cut of two schemes

圖8 為方案1 和方案2 采出程度隨時間的變化曲線?？梢钥闯?，在上產(chǎn)階段方案2 的采出程度始終高于方案1，說明方案2 的采油速度大于方案1，方案2 更早達(dá)到產(chǎn)油高峰期。2 個方案的最終采出程度相差不大，方案1 的最終采出程度為69.7%，方案2 為70.8%，方案2 采出程度略高，但與方案1 相比，由于煙道氣的注入，在確保相同效果的情況下方案2 節(jié)省了部分蒸汽注入量，提高了SAGD 經(jīng)濟效益。

圖8 不同SAGD 方式采出程度生產(chǎn)曲線Fig.8 Degree of reserve recovery in different SAGD modes

3 結(jié)論

(1)煙道氣對地層原油性質(zhì)有較大影響，溶氣后原油黏度有較大幅度降低，體積系數(shù)增大，注入煙道氣有利于改善原油流動性，增加地層彈性能量。

(2)由于重力分異作用，SAGD 過程中注入的煙道氣聚集在油藏頂部，避免蒸汽直接加熱蓋層，減少了熱損失，提高了熱效率。

(3) SAGD 過程中伴注煙道氣能夠有效調(diào)整蒸汽腔發(fā)育形態(tài)，減緩汽腔縱向超覆趨勢，加快汽腔橫向擴展速度。

(4)伴注煙道氣是改善超稠油油藏SAGD 開發(fā)效果的有效技術(shù)手段，與常規(guī)SAGD 方式相比，煙道氣輔助SAGD 方式能有效減少蒸汽注入量，提高蒸汽熱利用率，累積油汽比提高0.05，采出程度提高1.1%。