杜84 塊興I 組超稠油SAGP 注采參數優化研究

欒健 陳軍 韓冰 郭宣銘 劉曉蒙

(1.西南石油大學油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室，四川 成都 610500；2.中國石油遼河油田勘探開發研究院稠油所，遼寧 盤錦 124010)

0 引言

遼河油田曙一區杜84 塊構造上位于遼河盆地西部凹陷西部斜坡帶中段，為一軸向為北東南西的單斜鼻狀構造，地層原油粘度達23.191×104mPa·s，屬少見的超稠油。含油面積6.2km2，探明地質儲量為8273×104t，埋深550～1150m，屬中深層超稠油油藏，地層溫度為38～45℃，原油在地層條件下不能流動。其縱向上發育了三套層系，如圖1 所示，其油層相對集中，儲層物性好，為中～高孔、高滲～特高滲儲層，但興I 組油層存在著較活躍的邊、頂水，這對開發后期針對超稠油開展增產措施有著潛在的威脅，具體參數見表1。[1]

表1 杜84塊儲層巖石及流體參數表

現場上采取蒸汽吞吐后轉SAGD 的開發方式，其能提高采收率超過40%，但隨著SAGD 的持續進行，蒸汽超覆現象嚴重，蒸汽上升速度較快，頂水下泄及邊水侵入的情況越來越嚴重等問題也日益凸現出來，故迫切需要開發出接替SAGD 的新技術。針對上述問題，目前廣泛認為應在SAGD 過程中加入非凝析氣，即SAGP(Steam and Gas Push)技術。[2]

1 SAGP國內外現狀及技術原理

SAGP 技術最早由加拿大卡爾加里大學的R·M·Butler博士提出，目的是為了解決SAGD 過程中蒸汽腔上竄過快、蒸汽向上覆巖層的熱損失過大和蒸汽熱效率低等問題。SAGP 通過注入非凝析氣(如N2、CO2、CH4、煙道氣等)來提高SAGD 的蒸汽熱效率、控制蒸汽腔的形狀。目前，SAGP 被廣泛認為是SAGD 后期的有效接替方案。但對于目前的研究主要局限于實驗室內的小規模模擬，在世界范圍內沒有在礦場的大規模應用的實例。此次結合遼河油田杜84 塊興I 組的研究可為今后的SAGP 的深入研究及技術推廣提供理論依據。

在SAGP 相似性模擬實驗實驗中，分析SAGD 汽腔所有的部分都達到蒸汽的飽和溫度，而SAGP 只有注采井間的部分達到蒸汽的飽和溫度，即從注汽井向上溫度逐漸降低，如圖2 所示。故沿SAGP 汽腔向上原油黏度增大，這導致SAGP 的汽腔橫截面的兩側會比SAGD 的汽腔橫截面更陡，甚至會近于垂直，如圖3 所示，圖中陰影部分的面積相等，這就減緩了汽腔向橫向擴展的速度。[3-6]

圖1 曙一區杜84 塊油層剖面圖

圖2 SAGP技術機理示意圖圖

圖3 相同注汽速率下SAGD與SAGP汽腔橫截面的對比圖

目前認為SAGP 提高超稠油采收率的機理有以下幾點。

(1)非凝析氣分布在汽腔上部，降低蒸汽向上覆巖層的傳熱速度，提高熱效率。

由于密度差異，N2、CO2、CH4與煙道氣等能夠分布在汽腔的頂部，這是重力分異原理與蒸汽冷凝作用的共同結果。由于注入氣的導熱系數小于固體和液體的，故針對目的層，利用非凝析氣的隔熱作用能減緩蒸汽腔向上突進的速度、延緩邊水及頂水泄入的時間。

(2)氣體的膨脹系數大，可維持系統壓力、向下推動原油、提高泄油能力。

SAGD 注入的蒸汽經傳熱后溫度降低，當溫度降至露點以下，蒸汽會凝結成水滴，此時不僅蒸汽的體積會明顯縮小，降低蒸汽腔的壓力，而且此時驅油機理就會從蒸汽驅轉化為熱水驅，這大大降低了油層的溫度、影響驅油效率。而注入非凝析氣后，利用其膨脹系數大的性質，可以有效保持蒸汽腔的壓力，維持蒸汽驅的繼續進行。

(3)降低蒸汽腔上部溫度，而注入井附近區域仍為飽和蒸汽溫度。

由實驗結果，SAGP 由于非凝析氣的加入，使整個驅油過程中蒸汽腔的溫度有所降低，而注入井周圍的溫度變化不大，仍為飽和蒸汽溫度，從而整體提升了蒸汽的熱利用率，如圖4 所示。

圖4 純蒸汽SAGD與氣體輔助SAGD實驗溫度分布對比圖

從中可以看出：SAGD 蒸汽腔的所有的覆蓋區域幾乎都達到了蒸汽飽和溫度。而SAGP 只有在注入井附近的區域達到了飽和蒸汽溫度，蒸汽腔的上部保持低溫。

(4)減少蒸汽需求量，提高油汽比和經濟效益。

實驗表明，非凝析氣體需求量小于蒸汽體積的1%，減少1/4 的蒸汽注入速率，同時對比累積產油量和汽油比可以看出SAGP 產出的原油比SAGD 少10%，但是油汽比提高40～50%。

(5)控制蒸汽的粘性指進，防止汽躥。

氣體粘度大于蒸汽粘度，溫度越高，差異越大，減小蒸汽的粘性指進有利于驅油。注入的非凝析氣能夠控制蒸汽的流動性，使汽腔均勻擴展，原理類似于聚合物驅。

(6)非凝析氣能有效調控蒸汽腔的延伸方向，擴大蒸汽波及范圍。

添加非凝析氣能減緩蒸汽超覆速度，增加油藏動用儲量；此外還能提高SAGD 開采的泄油速度。但添加非凝析氣有一個合理的范圍，在此范圍內才能有效調整蒸汽腔擴展形態和擴大波及體積、提高SAGD 過程熱效率。[7—12]

2 建立模型與SAGP注采參數優化

本次數值模擬研究采用CMG 軟件，選擇了多組分熱采模型對區塊進行模擬。

2.1 三維模型的建立

選取層內1 個雙水平井組作為研究對象，根據實際，采用均勻網格建立三維地質模型，網格系統為90×14×50，I、J 方向網格步長5m，K 方向網格步長2m，頂層埋深560m。孔隙度為36.6%，Ki=Kj=5.5D，Kv/Kh=0.8，Pi=6MPa。下水平井在48層；上水平井在45 層，井長均為300 米，如圖5 所示。

水平井組在進入SAGD 前要進行四個周期、共兩年的蒸汽吞吐：上水平井注汽15 天，注汽溫度320℃，干度0.4，之后停注、生產6 個月，之后重復以上操作；下水平井在上水平井的前三個周期內關井，在上水平井第四次注蒸汽時開井與其一同注蒸汽15 天，隨后一同生產6 個月，期間注采速度300t/d，之后轉SAGD。

根據SAGD 研究結果，采用的SAGD 注采參數為：注蒸汽溫度250℃、蒸汽干度0.7、注汽速度250m3/d、采注比1.3。

圖5 模型示意圖

2.2 雙水平井SAGP注采參數優化

2.2.1 注入非凝析氣種類的優選

在研究過程中，以相同的注氣方式分別連續注入N2、CO2、CH4以及煙道氣，與不注入非凝析氣相比，其相對于SAGD 提高的采收率結果如圖6 所示。

圖6 注入不同非凝析氣提高的采收率

可以看出，相同條件下CO2提高的采收率最高，分析其原因除一般非凝析氣共有的隔熱、提高波及范圍以及控制汽腔形狀等因素外，還因為CO2微溶于稠油，當稠油中溶有CO2時，其可以顯著降低稠油黏度，提高超稠油的流動性，進而提高采收率。

2.2.2 注氣連續性優選

現場存在兩種注入CO2的方式：連續注入CO2和注入CO2段塞，故需對這兩種方式進行優選。

此次研究模擬了注入CO2速率相同時，連續注入CO2和注入CO2段塞的兩種情況，與轉SAGP 前僅蒸汽吞吐相比雖然都能大幅提高采收率，但由結果看，注CO2段塞的效果更好，如圖7 所示。

分析其原因是由于CO2與超稠油的黏度相差巨大，導致CO2與超稠油的流度比>>1，進而在連續注入CO2時會出現嚴重的指進以及竄流現象，這大大降低了CO2的利用率，同時連續注入CO2還會因為CO2的持續流動而降低其隔熱性。

2.2.3 注氣段塞大小優選

針對礦場上較為常見的幾種段塞大?。?.1PV、0.15PV、0.2PV、0.25PV 和0.3PV 展開工作。計算結果如圖8 所示。

圖7 連續注CO2與注CO2段塞提高的采收率對比圖

圖8 段塞大小與SAGP提高的采收率的關系

從結果可以看出，隨著注入段塞的增大，兩種采收率都隨之提高，尤其是從0.1PV 到0.25PV 時，SAGP 提高采收率近8個百分點，總采收率也提高約5 個百分點，但段塞大于0.25PV時，兩種采收率的提高幅度明顯下降，其原因為當注入的非凝析氣段塞尺寸超過一定規模時，注入的非凝析氣會竄入生產井，未能發揮隔熱降黏作用，且注入段塞過大會增加投資成本，降低開發效果。故最終優選出的最佳注氣段塞大小為0.25PV。

2.2.4 注氣速率大小優選

對幾種常見的注氣速率模擬結果如圖9 所示，其表明隨著注氣速率的增加，兩種采收率均有增加，其中速率從10000m3/d 增加到15000m3/d 時，SAGP 提高的采收率增幅明顯，約3%；總采收率也增長顯著，約3%；而注氣速率超過20000m3/d 時，SAGP 提高的采收率與總體采收率增長幅度明顯下降。其原因是當注氣速率超過一定界限時，注入氣會產生竄流現象，不能發揮應有的作用。而且隨著注氣速率的增加，操作成本也會攀升，故綜合考慮開發效果及經濟因素后，優選的注CO2速率為20000m3/d。

圖10 轉SAGP時機與SAGP提高的采收率的關系

圖11 注氣速率與SAGP提高的采收率的關系

2.2.5 轉SAGP時機優選

SAGP 時機也會影響開發效果，過早注入非凝析氣會使加熱效果變差，超稠油黏度得不到有效的降低，降低采收率；而注入時間過晚會導致熱量損失嚴重，蒸汽冷凝，采出油的含水率升高，且存在邊、頂水侵入的危險。

此次研究了SAGD 開始后1、2、3、4、5 年后轉SAGP 的五種方案，結果如圖10 所示。

從中可以看出，兩種采收率隨著轉SAGP 時機的推遲呈現出先上升，后下降，再上升的趨勢，其最大值為SAGD 開始后兩年轉SAGP，SAGP 提高采收率為47.76%，總采收率達到52.39%。其原因為開始時隨著SAGD 進行時間的延長，蒸汽腔不斷擴大，波及范圍不斷增加，在SAGD 進行兩年后注入非凝析氣可大幅提高蒸汽的熱利用率，取得較好的增產效果。而隨著轉SAGP 時間的延后，注入蒸汽的熱損失與日俱增，而且會有邊、頂水侵入，加劇了熱損失的程度，大幅降低了采收率與開發效果。

2.2.6 注氣方式優選

本次結合現場應用實際提出三大類、共六小類共三十六種注氣方式，包括：設計二/三/四個注氣的大周期，每個大周期持續五/四/三/年，期間包括一年或兩年的間隔。分別對每種注氣方式進行運算，并通過SAGP 提高的采收率、總采收率、累計注入CO2量進行比較篩選，最終優選出一種開發效果最好、CO2用量合理的注氣方式，其最終結果如表2—表3、圖11—圖12 所示。

表2 按SAGP提高的采收率為指標優選的注氣方式表

圖11 表2中各自最優注氣方式SAGP提高采收率比較

在綜合考慮SAGP 提高的采收率、總體采收率與累計注入CO2量幾個因素后得出的最佳注氣方式為：在開發階段共分三個大周期注入CO2，每個大周期持續三年，大周期之間間隔兩年；注氣時連續注入CO2三個月、之后停注一個月，之后重復注氣。以此方式進行，直至達到經濟極限。分析結果可知，注入CO2三年后，留出兩年的緩沖期為其充分發揮蒸汽熱量，且在注入CO2時選擇注三個月、停一個月的方式，也能留出合理的時間間隙使CO2充分發揮隔熱與調整蒸汽腔形狀的作用。

2.3 優選方案模擬計算

將各參數進行匯總，如表3 所示，按照此參數進行動態預測，按優選參數模擬出的蒸汽腔形態如圖13—圖14 所示。

圖12 各注氣方式的累計注入CO2量

表3 SAGP優選參數

圖13 SAGP達經濟極限時的汽腔形態

圖14 SAGD達經濟極限時的汽腔形態

SAGP 由于在SAGD 過程中加入了CO2，利用CO2的隔熱、降黏等作用使得最終的的蒸汽腔形態比SAGD 蒸汽腔的形狀更為圓滑，其推進與擴展更為均勻，類似活塞式推進；而SAGD最終的蒸汽腔邊界則更為不規則，相比之下采收率不及SAGP的采收率。

3 結語

通過以上分析及計算，可得出以下結論。

(1)相關研究表明SAGD 中后期主要采用加入N2、CO2、CH4和煙道氣的方式來改善生產效果，這為遼河油田杜84 塊興I 組油層實施SAGP 先導試驗研究提供了思路。

(2)創新地提出了SAGP 的優選注入參數：注入非凝析氣時采用段塞式注入，最佳段塞大小為0.25PV，最佳注入時機為實施SAGD 后兩年，最佳注氣速率為20000m3/d，最佳氣汽比為80。

(3)優選出的注入非凝析氣方式為：整個開發階段分為三個大的注氣周期，每個周期間隔兩年，而在注氣時注氣三個月，停注一個月。

(4)本次研究為現場應用提供了依據，為SAGP 的現場應用建議進行室內物理模擬實驗研究工作，為進一步搞清氣體輔助SAGP 的生產機理，為更深層次的研究提供基礎。

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