溶劑輔助蒸汽驅(qū)后期提高稠油采收率研究

劉佳麗 ，黃思源，蔣 琪，王宏遠(yuǎn)，王中元

1.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程全國(guó)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室·西南石油大學(xué)，四川 成都610500

2.中國(guó)石油遼河油田公司，遼寧 盤錦124000

引言

中國(guó)稠油資源豐富，約占全國(guó)石油資源量的20%，稠油黏度高、流動(dòng)性差，降低黏度是開采稠油的主要辦法[1]。常用的蒸汽熱采稠油的方法包括蒸汽驅(qū)、蒸汽吞吐和蒸汽輔助重力泄油等。蒸汽驅(qū)是稠油油藏提高采收率的主要手段，目前已在國(guó)內(nèi)外進(jìn)行了大規(guī)模的應(yīng)用，效果顯著[2]。但許多室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)都表明由于蒸汽驅(qū)存在嚴(yán)重?zé)釗p失，波及范圍有限，導(dǎo)致蒸汽的熱利用率低，制約了稠油油藏的經(jīng)濟(jì)開采效果[3]。而在蒸汽熱采稠油過程中添加助劑，不僅能夠提高采收率，還可以降低成本、減少能耗。其中，助劑既可以是表面活性劑、降黏劑，也可以是輕質(zhì)油、輕烴，還可以是二氧化碳、氮?dú)獾确悄鰵怏w[4-6]。

遼河油田是中國(guó)第一大稠油油田，蒸汽吞吐開發(fā)技術(shù)是該油田主要生產(chǎn)方式，但大部分蒸汽吞吐油藏已經(jīng)進(jìn)入開發(fā)晚期，預(yù)測(cè)最終采收率低（<30%）。為提高杜84 超稠油的開發(fā)效果，王磊開展了在蒸汽中加入N2的實(shí)驗(yàn)研究，研究表明在蒸汽中加入N2具有良好的隔熱效果，可采用段塞注入方式[7]。劉昊等研究采用CO2氣體作為助劑，利用CO2的非凝析氣和溶劑的雙重作用機(jī)理提高開采效率，得出優(yōu)化CO2氣體與蒸汽的最佳注入比例為20%[8]。研究表明，遼河油田CO2，N2等溶劑輔助SAGD 的研究較多，但飽和烴溶劑輔助SAGD的研究相對(duì)較少[9]。

1981 年，Butler 提出了蒸汽輔助重力泄油技術(shù)[10]，在加拿大的稠油油藏開發(fā)中得到了廣泛的應(yīng)用。但SAGD 開采過程需要注入高干度的蒸汽，能耗大，在物性相對(duì)較差的油藏中，如薄層和帶有底水的油藏中熱效率低。隨著各國(guó)學(xué)者對(duì)提高SAGD 技術(shù)效率的深入研究，提出了利用添加劑輔助SAGD 的稠油開發(fā)技術(shù)。Ali 等首次提出烴類溶劑輔助熱力開采稠油，進(jìn)行了數(shù)值模擬和室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，研究認(rèn)為，溶劑能降低蒸汽使用量，提高垂向波及系數(shù)[11]。伴隨蒸汽注入的溶劑可作為降黏劑。溶劑呈氣態(tài)，當(dāng)靠近蒸汽腔邊緣，溶劑溶解于原油中，降低原油黏度[12]。非凝結(jié)氣體溶劑輔助重力泄油技術(shù)是1998 年首先由Jiang 和Butler 提出，之后研究人員開展了大量的室內(nèi)試驗(yàn)研究工作和現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用研究[13-15]。該理念是通過注入非凝結(jié)氣體（例如CH4，CO2，N2或者煙道氣等）到SAGD 汽腔中，通過非凝結(jié)氣體在汽腔上部的聚集，降低蒸汽腔向頂層的熱損失，增大汽腔橫向擴(kuò)展速率。一些實(shí)驗(yàn)研究發(fā)現(xiàn)非凝結(jié)氣體的注入可望降低20%～30%的蒸汽用量，提高蒸汽熱效率[16-17]。膨脹溶劑輔助重力泄油技術(shù)（ES-SAGD）由加拿大ARC 的Nasr 在2003 年提出[18]。研究表明，采用C4～C10 環(huán)烷烴與蒸汽共注，通過相似相溶原理降低稠油黏度，同時(shí)改善汽腔中的泄油速率從而增加油汽比。加拿大冷湖地區(qū)的多個(gè)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)[8]證實(shí)ES-SAGD 有利于改善稠油產(chǎn)量和增加油汽比。Cenovus 公司于2004年在Christina Lake 開展了ES-SAGD 試驗(yàn)，汽油比從5.0 降到1.6，產(chǎn)量提高40%。

近幾年，國(guó)內(nèi)外學(xué)者針對(duì)運(yùn)用溶劑輔助蒸汽驅(qū)替開發(fā)稠油進(jìn)行了大量的實(shí)驗(yàn)研究[19]。主要機(jī)理有溶解降黏，隔熱降低熱損失，萃取提高驅(qū)油動(dòng)力，改變流度，抑制氣竄等。但是各個(gè)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)項(xiàng)目的試驗(yàn)結(jié)果差異大[20-22]。原因除了油藏本身特性差別外，對(duì)溶劑輔助蒸汽驅(qū)替的作用機(jī)理認(rèn)識(shí)、溶劑配方優(yōu)化、注采參數(shù)優(yōu)化都缺乏完整的基礎(chǔ)理論支持，這也將成為未來的重點(diǎn)研究方向。

2008 年，遼河油田開始工業(yè)化規(guī)模推廣，目前轉(zhuǎn)驅(qū)72 個(gè)井組，年產(chǎn)油106×104t。大部分井組歷經(jīng)了10 余年開發(fā)，已經(jīng)處于蒸汽驅(qū)替中后期開發(fā)階段，蒸汽腔上升高度大，向頂層散熱的熱損失大，蒸汽利用率降低，油汽比逐年減小。鑒于此，提出添加溶劑輔助蒸汽驅(qū)替改善超稠油開發(fā)效果[23-25]。本研究首先對(duì)溶劑進(jìn)行了優(yōu)選，再基于室內(nèi)一維驅(qū)替物理模擬實(shí)驗(yàn)設(shè)備研究了溶劑輔助蒸汽驅(qū)替對(duì)稠油剩余油飽和度，油汽比和采收率的影響。研究主要從溶劑類型，驅(qū)替溫度和溶劑濃度3 個(gè)方面對(duì)溶劑輔助蒸汽驅(qū)替開發(fā)效率的影響進(jìn)行實(shí)驗(yàn)研究。首先，研究己烷溶劑輔助蒸汽驅(qū)替稠油對(duì)油汽比，采收率變化等參數(shù)的影響；其次，研究在不同溫度下，己烷輔助蒸汽驅(qū)替的效果；最后，研究在不同濃度下，己烷輔助蒸汽驅(qū)替對(duì)剩余油飽和度，瞬時(shí)油汽比，累計(jì)油汽比采收率的影響。研究結(jié)果為該技術(shù)在現(xiàn)場(chǎng)的成功應(yīng)用提供了參考依據(jù)，打下了基礎(chǔ)。

1 溶劑對(duì)比篩選評(píng)價(jià)

1.1 溶劑物性對(duì)比

由于溶劑蒸汽驅(qū)替的實(shí)驗(yàn)要求溶劑類型與稠油相似，溶劑物性與蒸汽相當(dāng)。因此，初步選擇飽和烴C3～C8 作為溶劑進(jìn)行進(jìn)一步篩選。因?yàn)楦鶕?jù)相似相溶原理，飽和烴具有對(duì)稠油降黏的能力。

通過蒸發(fā)焓進(jìn)行溶劑篩選。如表1 所示，蒸發(fā)焓隨碳數(shù)的增加而升高。在溶劑篩選中應(yīng)選擇蒸發(fā)焓小于水的溶劑，因?yàn)檎舭l(fā)焓低可以降低部分熱損失。水的蒸發(fā)焓高于C7 以內(nèi)的飽和烴，所以C3～C7 均可納入溶劑備選。

表1 飽和烴的主要物理性質(zhì)Tab.1 The main physical properties of saturated hydrocarbons

接下來篩選與蒸汽飽和溫度相似的溶劑。由于蒸汽驅(qū)替實(shí)驗(yàn)中的操作壓力和溫度是一一對(duì)應(yīng)的。圖1 所示碳原子數(shù)越大，泡點(diǎn)越高，泡點(diǎn)溫度與碳原子數(shù)呈正比關(guān)系。當(dāng)注入壓力為2 MPa 時(shí)，己烷與水的飽和溫度相近（表1）；圖1 所示為當(dāng)注入壓力為4 MPa 時(shí)，己烷與水的飽和溫度相近。因此，選擇己烷作為一維填砂管驅(qū)替的可用溶劑。

圖1 不同碳原子數(shù)的汽化溫度Fig.1 Vaporization temperature with different carbon number

最后根據(jù)飽和烴常溫相態(tài)的差異，選擇高碳溶劑進(jìn)行降黏程度評(píng)價(jià)。丙烷和丁烷屬于常溫氣態(tài)溶劑，而C5（戊烷）～C8（辛烷）屬于常溫液態(tài)溶劑。為了對(duì)比研究溶劑種類對(duì)降黏效率的影響，選擇丁烷和己烷作為降黏評(píng)價(jià)的首選溶劑。

1.2 溶劑降黏效率評(píng)價(jià)

稠油的黏度對(duì)驅(qū)替效率有重要影響，溶劑對(duì)超稠油的降黏評(píng)價(jià)將為探索溶劑輔助蒸汽驅(qū)的效果提供依據(jù)。本文通過溶劑的降黏效率評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)對(duì)溶劑進(jìn)行篩選。

1）實(shí)驗(yàn)樣品

實(shí)驗(yàn)選用的油樣是遼河油田試驗(yàn)區(qū)的脫水原油油樣。當(dāng)溫度為50?C時(shí)，原油黏度為92 942 mPa·s。原油物性按稠油分類標(biāo)準(zhǔn)屬于超稠油。實(shí)驗(yàn)選用的溶劑是丁烷和己烷，溶劑添加量定為質(zhì)量分?jǐn)?shù)5%。實(shí)驗(yàn)壓力為101.325 kPa，實(shí)驗(yàn)溫度為80～150?C。

2）實(shí)驗(yàn)設(shè)備與操作流程

實(shí)驗(yàn)設(shè)備包括AntonPaar MCR302 型高溫高壓流變儀（圖2），高溫高壓反應(yīng)釜，手壓泵，中間容器，管線等。實(shí)驗(yàn)采用AntonPaar MCR302 型高溫高壓流變儀進(jìn)行黏度測(cè)試。采用高溫高壓反應(yīng)釜進(jìn)行配樣，溫度控制在0～200?C內(nèi)，附帶攪拌系統(tǒng)使樣品混合均勻，同時(shí)還附帶超溫報(bào)警系統(tǒng)，保證實(shí)驗(yàn)操作的安全。實(shí)驗(yàn)內(nèi)容是進(jìn)行溶劑和稠油混合液的黏溫測(cè)試。

圖2 AntonPaar MCR302 型高溫高壓流變儀Fig.2 AntonPaar MCR302 high temperature and high pressure rheometer

實(shí)驗(yàn)具體操作流程：先將稠油、丁烷和己烷分別裝入3 個(gè)中間容器中，然后用手搖泵將稠油從中間容器注入流變儀中，從80?C開始測(cè)量，以2?C為一個(gè)步長(zhǎng)，每個(gè)溫度恒定測(cè)量10 min，直至測(cè)量到150?C。數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)每30 s 記錄一次數(shù)據(jù)，取同一溫度下黏度的平均值，測(cè)得不同溫度下的稠油黏度。接下來重新用手搖泵泵入95 g 稠油樣品注入高溫高壓反應(yīng)釜中，再將質(zhì)量分?jǐn)?shù)5%的丁烷用手搖泵泵入反應(yīng)釜進(jìn)行混合，利用附帶的攪拌系統(tǒng)充分混合溶劑和稠油。隨后通過旁邊管線利用手搖泵泵入流變儀進(jìn)行黏度測(cè)試。通過同樣測(cè)量方式測(cè)量不同溫度下的丁烷稠油混合液黏度測(cè)試。將丁烷換成己烷，重復(fù)以上操作，完成己烷稠油混合液黏度測(cè)試。最后對(duì)比繪制出的丁烷稠油混合液，己烷稠油混合液和稠油本身的黏溫曲線。

3）實(shí)驗(yàn)結(jié)果

根據(jù)采集的數(shù)據(jù)繪制黏溫曲線如圖3 所示。

圖3 黏溫曲線對(duì)比Fig.3 Comparison of viscosity-temperature curves

從圖3 可以看出，稠油本身的黏度隨溫度的升高而下降。在同一溫度條件下，溶劑加入后對(duì)稠油降黏效果明顯，此處用降黏率表征。在80?C時(shí)，稠油本身黏度為3 991 mPa·s，丁烷稠油混合物的黏度降至862 mPa·s，降黏率為78.40%，己烷稠油混合物的黏度降至758 mPa·s，降黏率為81.00%。在150?C時(shí)，稠油本身黏度為70 mPa·s，丁烷稠油混合物的黏度降至19 mPa·s，降黏率為72.86%，己烷稠油混合物的黏度降至17 mPa·s，降黏率為75.71%。在相同溫度和濃度情況下，己烷的降黏效果優(yōu)于丁烷。接下來在高溫驅(qū)替物理實(shí)驗(yàn)中，將進(jìn)一步對(duì)己烷輔助蒸汽驅(qū)油效率的影響開展研究。

2 溶劑輔助蒸汽驅(qū)物理模型實(shí)驗(yàn)

2.1 實(shí)驗(yàn)方法

本節(jié)主要從驅(qū)替溫度和溶劑濃度兩個(gè)方面對(duì)溶劑輔助蒸汽驅(qū)替開發(fā)效率的影響進(jìn)行實(shí)驗(yàn)研究。實(shí)驗(yàn)準(zhǔn)備的填砂管內(nèi)的孔隙度為35%，滲透率為1 400 mD，原始含油飽和度為80%，填砂管內(nèi)孔隙體積為90 mL，飽和油量72 mL。經(jīng)過蒸汽驅(qū)空白實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，在此條件下當(dāng)注入2 PV 以后，采出液含水率高達(dá)98%以上，不再產(chǎn)油，因此確定當(dāng)注入2 PV 以后，填砂管內(nèi)處于生產(chǎn)末期，達(dá)到殘余油飽和度階段。共設(shè)計(jì)了6 組填砂管驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，具體實(shí)驗(yàn)分組如表2 所示。

表2 實(shí)驗(yàn)分組Tab.2 Experiment grouping

每組實(shí)驗(yàn)首先采用恒速驅(qū)替的方式注入蒸汽，直至達(dá)殘余油飽和度。然后轉(zhuǎn)變?yōu)槿軇?蒸汽混注形式，研究溶劑輔助對(duì)蒸汽驅(qū)替末期殘余油的影響。其中，采收率、含水率和剩余油飽和度，油汽比按下面方式計(jì)算。

1）采收率=（采出油總質(zhì)量/填砂管內(nèi)飽和油質(zhì)量）×100%；

2）含水率=（采出水總質(zhì)量/采出液的總質(zhì)量）×100%；

3）剩余油飽和度=（剩余油總質(zhì)量/填砂管內(nèi)飽和油質(zhì)量）×100%。

4）油汽比=采出油總質(zhì)量/注入蒸汽總質(zhì)量（水當(dāng)量）。

2.2 實(shí)驗(yàn)設(shè)備

采用單管物理模擬裝置開展了溶劑輔助蒸汽驅(qū)替與純蒸汽驅(qū)替效率的對(duì)比實(shí)驗(yàn)研究。本實(shí)驗(yàn)主要使用的設(shè)備有多功能巖芯驅(qū)替裝置，高精度恒壓恒速泵，移動(dòng)式蒸汽發(fā)生器以及填砂管和活塞容器等，見圖4。實(shí)驗(yàn)裝置流程圖見圖5，該實(shí)驗(yàn)裝置主要由注入單元、模擬單元和生成單元等組成。其中，注入單元包括蒸汽發(fā)生器與高精度雙缸恒壓恒速泵，模擬單元為填砂管，填砂管直徑為25 mm，長(zhǎng)為500 mm，采出計(jì)量由量筒和高精度天平來實(shí)現(xiàn)。

圖5 實(shí)驗(yàn)裝置流程圖Fig.5 Flow chart of experimental devices

利用自動(dòng)化過程控制系統(tǒng)和監(jiān)測(cè)系統(tǒng)對(duì)物理模擬實(shí)驗(yàn)進(jìn)行控制。該實(shí)驗(yàn)結(jié)果將為溶劑輔助蒸汽驅(qū)油效率和汽腔中剩余油的分析評(píng)價(jià)提供基礎(chǔ)數(shù)據(jù)。模型流體飽和與初始條件的建立依據(jù)SYT 6315—2017《稠油油藏高溫相對(duì)滲透率及驅(qū)油效率測(cè)定方法》[26]來進(jìn)行。本研究利用多功能巖芯驅(qū)替裝置測(cè)定填砂管實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ偷臏囟?，壓力，?qū)替產(chǎn)出液等相關(guān)實(shí)驗(yàn)參數(shù)。

3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果及討論

3.1 己烷溶劑對(duì)蒸汽驅(qū)后期的影響

圖6 是5、6 號(hào)實(shí)驗(yàn)過程的剩余油飽和度變化曲線。由圖6 可見，在蒸汽驅(qū)過程中剩余油飽和度下降顯著，當(dāng)后期剩余油飽和度幾乎降至62.4%以后不再下降。接下來注入己烷-蒸汽混合氣體輔助生產(chǎn)驅(qū)替。5、6 號(hào)實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)己烷能夠再次降低蒸汽驅(qū)替末期的剩余油飽和度。這樣變化的一個(gè)原因是溶劑蒸汽混合物進(jìn)入填砂管中擴(kuò)散。部分溶劑作用稠油使稠油黏度降低，更易流動(dòng)。另一個(gè)原因是溶劑作用填砂管內(nèi)壁，將附著在填砂管壁的稠油驅(qū)替出來。蒸汽將溶劑帶到填砂管的不同部位，有助于溶劑充分作用于稠油，達(dá)到降黏效果。實(shí)驗(yàn)結(jié)果與2014 年天津大學(xué)的何林在溶劑復(fù)合分離油砂過程的研究成果相似。研究表明被溶劑稀釋后的瀝青的黏度下降，且與溶劑的濃度密切相關(guān)。界面張力的減少使稠油的重質(zhì)組分和輕質(zhì)組分分離效果更好。界面張力是稠油開采驅(qū)動(dòng)力，黏度是稠油開采的阻力。溶劑加入以后，可能是影響到了油水界面張力，也可能是影響到了稠油的黏度，使油的剩余油飽和度下降。具體影響類型和影響程度有待進(jìn)一步研究。

圖6 5、6 號(hào)實(shí)驗(yàn)整個(gè)驅(qū)替過程剩余油飽和度變化趨勢(shì)圖Fig.6 The remaining oil saturation change trend diagram of the entire displacement process of experiments No.5,No.6

圖7 是6 號(hào)實(shí)驗(yàn)瞬時(shí)油汽比變化曲線。

圖7 6 號(hào)實(shí)驗(yàn)過程的瞬時(shí)油汽比曲線Fig.7 The instantaneous oil-steam ratio during No.6 experiment

由圖7 可見，在蒸汽驅(qū)替階段瞬時(shí)油汽比迅速下降，從0.50 下降至0.05 以下。在己烷蒸汽混合物段塞注入階段，瞬時(shí)油汽比有波動(dòng)。對(duì)比6 號(hào)實(shí)驗(yàn)純蒸汽驅(qū)替和溶劑輔助蒸汽驅(qū)替過程，說明溶劑輔助驅(qū)替會(huì)改變瞬時(shí)油汽比，這是由于溶劑在填砂管中抑制了部分蒸汽汽竄，有助于生產(chǎn)，且填砂管長(zhǎng)度有限，注入汽減少，采出油增加。

比較圖6 和圖7 可知，注入己烷溶劑蒸汽混合物與注入純蒸汽相比，剩余油飽和度減少，瞬時(shí)油汽比增加。整個(gè)實(shí)驗(yàn)表明溶劑的添加會(huì)影響蒸汽驅(qū)后期的驅(qū)替效果。

3.2 溫度對(duì)己烷溶劑輔助蒸汽驅(qū)的剩余油飽和度和油汽比影響

研究溫度對(duì)己烷溶劑輔助蒸汽驅(qū)后期的影響意味著分析1，3，5 號(hào)實(shí)驗(yàn)的實(shí)驗(yàn)結(jié)果或2，4，6 號(hào)實(shí)驗(yàn)的實(shí)驗(yàn)結(jié)果。圖8 所示是2，4，6 號(hào)實(shí)驗(yàn)的剩余油飽和度變化曲線。1，3，5 號(hào)實(shí)驗(yàn)的剩余油飽和度變化情況與2，4，6 號(hào)相似，不同在于雙號(hào)的變化幅度大于單號(hào)。

圖8 2，4，6 號(hào)實(shí)驗(yàn)過程中的剩余油飽和度變化趨勢(shì)圖Fig.8 The remaining oil saturation change trend diagram during the experiments No.2,No.4,and No.6

由圖8 可見，150、220 和290?C時(shí)，前2 PV 的剩余油飽和度從80.00%分別降至62.44%，50.33%和40.65%。表明蒸汽有助于稠油驅(qū)替，且隨溫度增加，剩余油飽和度變化幅度越大。后2 PV 的剩余油飽和度變化更加明顯，表明生產(chǎn)持續(xù)性變好。當(dāng)溫度達(dá)到己烷的泡點(diǎn)時(shí)，己烷氣化膨脹，加速蒸汽帶的擴(kuò)展，到達(dá)稠油邊緣后冷凝溶解，降低了剩余油飽和度。本實(shí)驗(yàn)結(jié)果與文獻(xiàn)[27]中所得的結(jié)論一致：溶劑驅(qū)油時(shí)，溶劑與油混相，能夠降低稠油界面張力，增強(qiáng)流動(dòng)能力，從而可以降低剩余油飽和度。

圖9 是2，4，6 號(hào)實(shí)驗(yàn)過程中的瞬時(shí)油汽比變化曲線。

圖9 2，4，6 號(hào)實(shí)驗(yàn)過程中的瞬時(shí)油汽比對(duì)比Fig.9 Comparison of instantaneous fuel-steam ratio during experiments No.2,No.4 and No.6

由圖9 可見，前2 PV 的瞬時(shí)油汽比快速下降，而后2 PV 的瞬時(shí)油汽比在290?C時(shí)，瞬時(shí)油汽比波動(dòng)最大，在0.03～0.23；150?C和220?C的波動(dòng)范圍在0.02～0.07。2，4，6 號(hào)實(shí)驗(yàn)結(jié)果發(fā)現(xiàn)，在前2 PV注入過程中，溫度越高，瞬時(shí)油汽比下降時(shí)間越早，150?C時(shí)的瞬時(shí)油汽比下降最早。說明溫度不僅影響瞬時(shí)油汽比下降幅度，還影響瞬時(shí)油汽比下降開始時(shí)間。原因可能是溫度的變化使己烷的相態(tài)發(fā)生改變，接觸油時(shí)發(fā)生溶解和擴(kuò)散作用，具體如何影響還將在以后的二維實(shí)驗(yàn)中進(jìn)一步觀察分析。

圖10 是2，4，6 號(hào)實(shí)驗(yàn)過程的累計(jì)油汽比變化曲線。

圖10 2，4，6 號(hào)實(shí)驗(yàn)過程中的累計(jì)油汽比對(duì)比Fig.10 Comparison of cumulative fuel-steam ratio during experiments No.2,No.4,and No.6

由圖10 可見，前2 PV 注入蒸汽驅(qū)替時(shí)刻，150?C時(shí)的累計(jì)油汽比下降至0.13，220?C和290?C分別下降至0.19 和0.20。整個(gè)曲線可以表明隨著實(shí)驗(yàn)進(jìn)行，累計(jì)油汽比逐漸下降，說明生產(chǎn)能力逐漸下降。設(shè)0.10 為極限油汽比，當(dāng)達(dá)到極限油汽比時(shí)視為生產(chǎn)結(jié)束。當(dāng)溫度不同時(shí)，不管是純蒸汽驅(qū)替過程，還是溶劑輔助蒸汽驅(qū)替過程，累計(jì)油汽比均呈下降趨勢(shì)，這是符合正常蒸汽驅(qū)替生產(chǎn)規(guī)律。溫度越高，累計(jì)油汽比下降越慢，說明實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)是真實(shí)有效的。在注后2 PV 之前150?C時(shí)累計(jì)油汽比已經(jīng)接近極限油汽比，而220 和290?C在注溶劑輔助蒸汽驅(qū)替后能夠維持生產(chǎn)，說明220 和290?C在蒸汽驅(qū)替后期添加溶劑以后任然具有一定生產(chǎn)能力。2007 年，Gates[28]在現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)研究發(fā)現(xiàn)較低的溫度會(huì)增加溶劑在稠油中的溶解度，但增加幅度有限，溫度對(duì)驅(qū)替的影響大于溶劑濃度對(duì)驅(qū)替的影響。這一研究與本實(shí)驗(yàn)研究結(jié)果相符。

溫度對(duì)稠油的黏度影響是至關(guān)重要的。實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，溫度對(duì)采收率的影響幅度高于溶劑類型的選擇。蒸汽驅(qū)替本來就會(huì)消耗能源，過高的溫度使能源消耗過大，不利于生產(chǎn)。過低的溫度不利于稠油降黏，因此，合適的溫度有助于溶劑輔助蒸汽驅(qū)的高效生產(chǎn)。

3.3 己烷溶劑濃度對(duì)溶劑輔助蒸汽驅(qū)的剩余油飽和度，油汽比和采收率影響

本研究考察溫度一定時(shí)，蒸汽驅(qū)替后期進(jìn)行己烷蒸汽混合物輔助對(duì)驅(qū)替效果的影響研究。

表3 為1～6 號(hào)實(shí)驗(yàn)中己烷溶劑輔助高溫蒸汽驅(qū)剩余油飽和度變化情況。

表3 己烷溶劑輔助高溫蒸汽驅(qū)剩余油飽和度情況Tab.3 Production situation of hexane solvent assisted high temperature steam flooding

純蒸汽驅(qū)替完畢后，溫度150?C時(shí)，剩余油飽和度約60%。溫度220?C時(shí)，剩余油飽和度約50%。溫度290?C時(shí)，剩余油飽和度約40%。己烷蒸汽混合物注入以后，剩余油飽和度下降明顯。20%己烷的情況下剩余油飽和度降低的幅度是5%己烷的情況下的剩余油飽和度降低幅度的1.5 倍。表明2，4，6 號(hào)條件下對(duì)剩余油的驅(qū)替效果明顯高于1，3，5 號(hào)條件下的驅(qū)替效果。針對(duì)蒸汽驅(qū)替后期添加溶劑輔助，進(jìn)一步降低油藏中的剩余油對(duì)整個(gè)油藏的采出程度影響巨大。該結(jié)論與2015 年孫曉娜[29]就軸對(duì)稱液滴形狀分析方法研究溶劑輔助蒸汽驅(qū)替中得到的溶劑可以降低剩余油飽和度的結(jié)論一致。

整個(gè)驅(qū)替過程結(jié)束后從填砂管中取出來的砂子顏色從進(jìn)口到出口逐漸變深，說明出口剩余油飽和度高于入口處的剩余油飽和度。溶劑輔助蒸汽驅(qū)替后的砂子顏色明顯比純蒸汽驅(qū)替后的顏色淺。濃度越高，顏色越淺，說明剩余油飽和度越低。實(shí)驗(yàn)表明溶劑的加入使驅(qū)油效率增強(qiáng)。溶劑溶解稠油的能力較強(qiáng)，與驅(qū)油效率變化情況一致。

1～6 號(hào)實(shí)驗(yàn)過程的瞬時(shí)油汽比如圖11 所示。實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，150?C、5%的己烷-蒸汽混合物注入情況下，瞬時(shí)油汽比在0.01～0.05 波動(dòng)。290?C、20%的己烷-蒸汽混合物注入情況下，瞬時(shí)油汽比在0.01～0.23 波動(dòng)。濃度越高，瞬時(shí)油汽比的波動(dòng)區(qū)間越大。

圖11 1～6 號(hào)實(shí)驗(yàn)過程中瞬時(shí)油汽比對(duì)比Fig.11 Comparison of instantaneous fuel-steam ratio during experiments No.1～6

圖12 是1～6 號(hào)實(shí)驗(yàn)過程的累計(jì)油汽比變化曲線。

圖12 1～6 號(hào)實(shí)驗(yàn)過程中累計(jì)油汽比對(duì)比Fig.12 Comparison of cumulative fuel-steam ratio during experiments No.1～6

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，在生產(chǎn)末期，6 個(gè)實(shí)驗(yàn)的累計(jì)油汽比2 號(hào)>1 號(hào)>4 號(hào)>3 號(hào)>6 號(hào)>5 號(hào)。這與Venkatramani 等[30]研究得到的溶劑的積累可以降低油黏度，提高油相對(duì)滲透率的結(jié)論一致。濃度越高，油汽比變化幅度越大也印證了這點(diǎn)。

圖13 和圖14 分別是1，3，5 和2，4，6 號(hào)實(shí)驗(yàn)在注前2 PV 和后2 PV 時(shí)的采收率對(duì)比結(jié)果。

圖13 1，3，5 號(hào)注完蒸汽與己烷-蒸汽混合物后的采收率對(duì)比Fig.13 Comparison of recovery efficiency after steam injection and hexane-steam mixture in experiments No.1,3,and 5

圖14 2，4，6 號(hào)注完蒸汽與己烷-蒸汽混合物后的采收率對(duì)比Fig.14 Comparison of recovery efficiency after steam injection and hexane-steam mixture in experiments No.2,4,and 6

1，3，5 號(hào)兩個(gè)時(shí)刻的采收率分別相差9.23%，5.67%和3.01%。2，4，6 號(hào)兩個(gè)時(shí)刻的采收率分別相差19.23%，8.54% 和4.81%。2 號(hào)比1 號(hào)的最終采收率增加了12.5%。4 號(hào)比3 號(hào)增加了2.84%。6 號(hào)比5 號(hào)增加了1.79%。實(shí)驗(yàn)表明，己烷含量越高，采收率提高的幅度越大。整個(gè)純蒸汽驅(qū)替過程的最終采收率與溫度是正比例相關(guān)的。290?C到220?C相差10 個(gè)百分點(diǎn)，220?C到150?C相差15個(gè)百分點(diǎn)。此結(jié)果與2008 年Kaigala 等[31]和2012年Zhang 等[32]所得的溶劑濃度越高，產(chǎn)量越高的結(jié)論一致。

采收率增長(zhǎng)的幅度越大，意味著開發(fā)效果越好。但考慮己烷溶劑的市場(chǎng)價(jià)格遠(yuǎn)高于稠油本身，因此，最優(yōu)的注入含量還需進(jìn)行經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)后再做定論。單雙號(hào)對(duì)比實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，蒸汽中己烷的濃度越大，剩余油飽和度越低，累計(jì)油汽比越高，采收率越高。但隨著操作溫度的升高，溶劑濃度的影響程度降低。所以在不同操作溫度條件下，最佳溶劑的濃度值有所不同，需要進(jìn)行優(yōu)化研究。

4 結(jié)論

1）溶劑輔助蒸汽驅(qū)替開采方式中的溶劑類型選擇，在油藏溫度壓力情況下，建議溶劑的泡點(diǎn)溫度與蒸汽飽和溫度相近為選擇原則一，溶劑針對(duì)油藏稠油降黏效果為選擇原則二，確保溶劑在蒸汽飽和溫度下呈汽相狀態(tài)并且單獨(dú)作用稠油降黏效果最佳。

2）通過在150，220 和290?C條件下開展了己烷和丁烷對(duì)稠油降黏效果的評(píng)價(jià)研究。在該實(shí)驗(yàn)條件下，己烷比丁烷對(duì)稠油的降黏效果更好。

3）開展了150，220 和290?C的蒸汽驅(qū)后期加入質(zhì)量分?jǐn)?shù)5%和20%溶劑輔助蒸汽驅(qū)替實(shí)驗(yàn)。結(jié)果表明，溶劑輔助有助于進(jìn)一步降低油層中的剩余油飽和度，提高瞬時(shí)油汽比，穩(wěn)定累計(jì)油汽比，提高最終采收率。

4）溶劑濃度越高，降黏效果越好，但低于溫度對(duì)黏度的影響。現(xiàn)場(chǎng)操作時(shí)，建議對(duì)溶劑輔助蒸汽開采過程的操作溫度和溶劑濃度的降黏效果開展優(yōu)化研究。

5）溶劑濃度對(duì)剩余油飽和度的影響程度小于溫度對(duì)剩余油飽和度的影響程度。但是溶劑濃度對(duì)溶劑輔助蒸汽驅(qū)后期的影響是顯著的。在實(shí)際油藏環(huán)境下，溫度恒定，溶劑的濃度對(duì)溶劑輔助蒸汽驅(qū)過程中的影響占主導(dǎo)作用。