孫君 孫艷萍 周文超 付云川 王磊

中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司

加拿大油砂儲量豐富，儲層物性好，適用于SAGD技術(shù)開發(fā)。截至2015年底，15個PAD共121個生產(chǎn)井對，已投產(chǎn)井平均單井產(chǎn)量為60～70 m3/d，汽油比為4～5，采收率較高［1-2］。但目前，SAGD開發(fā)桶油成本約70美元，在低油價情況下，高成本問題突出；另一方面，低產(chǎn)低效井占比三分之一左右，導(dǎo)致油砂開發(fā)效果不理想［3］。

以加拿大西南長湖油砂為目標(biāo)區(qū)塊，該區(qū)塊油藏平均可開采厚度27.8 m，有效孔隙度32.2%，含油飽和度71.7%，水平滲透率5.94μm2，垂向滲透率4.74μm2，油藏溫度6～8℃，油藏壓力750～950 kPa，10℃原油黏度6×107mPa ·s，屬于加拿大典型油砂油藏。

以SAGD啟動階段為切入點，針對SAGD預(yù)熱啟動過程中存在產(chǎn)油量少、蒸汽消耗量大、能量利用率低及產(chǎn)出液難處理等一系列問題，開展物理模擬和數(shù)值模擬研究。采用溶劑復(fù)合蒸汽循環(huán)的方式，縮短SAGD啟動階段周期，降低蒸汽注入量，降低開采成本，提高開采效率［4-6］。通過開展長湖油砂物性分析，溶劑性能測試評價，溶劑輔助SAGD啟動三維物理模擬實驗和數(shù)值模擬實驗，研究溶劑對油砂降黏效果及對SAGD啟動周期的影響。

1 溶劑基礎(chǔ)性能實驗

1.1 原油黏度-溫度關(guān)系測試

通過原油黏度-溫度關(guān)系曲線(圖1)可知，原油黏度對溫度敏感，特別是在低溫階段，黏度隨溫度的變化比較明顯。在20℃地面原油黏度達(dá)到107mPa ·s，隨著溫度的升高，黏度大幅度下降，在90℃原油黏度低于103mPa ·s，原油拐點溫度為60℃左右。

圖1原油黏度-溫度關(guān)系曲線Fig.1 Oil viscosity-temperature relationship

1.2 溶劑降黏率測試

根據(jù)實驗結(jié)果(圖2)，加入溶劑后，可大幅度降低原油黏度。20℃溶劑的降黏率大于97%，50℃溶劑的降黏率大于85%。加入溶劑可以有效降低原油黏度，提高原油流動性。

圖2加入溶劑后原油黏度-溫度關(guān)系曲線及降黏率Fig.2 Oil viscosity-temperature relationship and viscosity reduction ratio after the injection of the solvent

2 物理模擬實驗研究

2.1 實驗裝置和目的

實驗裝置主要包括三維物理模擬裝置、多功能驅(qū)替裝置，揚州華寶石油儀器有限公司；高溫烘箱，德國binder；壓差傳感器，美國Validyne；采集控制系統(tǒng)、產(chǎn)出液計量系統(tǒng)、流體注入系統(tǒng)，揚州華寶石油儀器有限公司；哈克MARSIII高溫高壓流變儀，德國賽默飛世爾；DWY-8原油脫水儀，姜堰分析儀器廠；TW20恒溫水浴，德國優(yōu)萊博；BSA2202S天平，德國賽多利斯；RW20攪拌器，德國IKA。

物理模擬實驗包括注入性能研究和三維物理模擬實驗。

注入性能實驗：應(yīng)用一維物理模擬裝置(圖3)進(jìn)行體系注入能力實驗、注溶劑轉(zhuǎn)水驅(qū)后注入能力變化實驗及注入速度對注入能力的影響實驗。通過注入能力研究，分析溶劑的注入性能以及注溶劑后對蒸汽循環(huán)效果的影響，為工藝方案提供理論數(shù)據(jù)。

圖3一維物理模擬裝置Fig.3 One-dimensional physical simulation device

三維物理模擬實驗(圖4)：通過對蒸汽循環(huán)與溶劑+蒸汽循環(huán)2種預(yù)熱方式進(jìn)行對比，分析加入溶劑后對蒸汽循環(huán)預(yù)熱的影響。驗證溶劑輔助SAGD快速啟動技術(shù)的可行性。

圖4三維物理模擬裝置Fig.4 Three-dimensional physical simulation device

2.2 注入性能實驗

2.2.1 實驗方法

用河沙填制兩組?2.5 cm×30 cm填砂管，填砂管滲透率為6 000×10?3μm2，孔隙度為32%。將填制好的填砂管抽真空、飽和水、飽和油，分別以0.5 mL/min的速度注入水、溶劑兩種體系，分析兩種體系注入壓力的變化(圖5)。

圖5溶劑與水注入能力對比Fig.5 Injection capacity comparison between solvent and water

根據(jù)實驗結(jié)果可知，注溶劑突破砂管模型的壓力比注水低8 MPa，溶劑注入性能比水好。注溶劑體系突破模型后，注入壓力迅速降低，表明模型中已有滲流通道形成，而單純注水突破后注入壓力降低很慢，表明注水突破模型后，水在模型中的滲流能力很差。

2.2.2 注溶劑轉(zhuǎn)水驅(qū)后注入能力變化

按2.2.1方法填制相同的一維模型，以0.5 mL/min的速度注入溶劑，壓力突破后，開始轉(zhuǎn)注水，分析注入壓力的變化。如圖6所示，溶劑突破后，轉(zhuǎn)注水，壓力沒有明顯的升高，表明溶劑突破形成滲流通道后，使后續(xù)注水的注入能力明顯升高。

2.3 三維物理模擬實驗

圖6溶劑突破后轉(zhuǎn)注水壓力曲線Fig.6 Pressure curve of water injection after solvent breakthrough

實驗中建立了一個模擬油田現(xiàn)場的三維比例物理模型。物理模擬的關(guān)鍵是實驗物理模型與油田油藏之間的相似性問題。實驗物理模型與油藏相似程度是模擬實驗成敗的重要判據(jù)。因此，物理模擬實驗必須遵從相似準(zhǔn)則理論。SAGD實驗物理模型中，主要考慮重力和熱效應(yīng)對稠油開采效果的影響。實驗物理模型的設(shè)計是基于Pujol and Boberg(1972)所推導(dǎo)的相似準(zhǔn)則計算得出SAGD啟動實驗參數(shù)，如表1所示。

表1三維模型實驗參數(shù)Table 1 Experimental parameters of three-dimensional model

SAGD物理模擬實驗流程如圖7所示，三維模型尺寸為?40 cm×40 cm，內(nèi)部有351個溫度測試點，實現(xiàn)溫度場實時監(jiān)測。SAGD三維物理模擬在模型底部布置雙水平井，水平井長度為30 cm，水平井間距為10 cm，在雙水平井中間分布一排5個溫度測點，平行于水平井，測量水平井不同位置的溫度場變化。水平井分別連接蒸汽發(fā)生器，實現(xiàn)蒸汽注入和循環(huán)。本實驗為SAGD啟動階段，實驗內(nèi)容為注蒸汽循環(huán)加熱水平井間油層，通過溫度場變化計算蒸汽循環(huán)啟動時間和周期，根據(jù)SAGD現(xiàn)場經(jīng)驗，以雙井間溫度達(dá)到80℃為預(yù)熱結(jié)束判定依據(jù)。通過對比單獨蒸汽循環(huán)和溶劑+蒸汽循環(huán)兩種方式的溫度場變化，驗證前置注入溶劑對蒸汽循環(huán)時間和蒸汽量的影響。

圖7 SAGD物理模擬實驗流程圖(雙水平井間為溫度測點)Fig.7 Flow chart of SAGD physical simulation experiment(schematic temperature measurement points between double horizontal well)

通過表2雙水平井間溫度升到80℃所需時間對比可知，前置注入溶劑對SAGD注蒸汽循環(huán)時間的影響較明顯，注采井中間位置達(dá)到80℃所需蒸汽循環(huán)時間大幅度降低，水平井注入端的循環(huán)周期降幅為42.86%，水平井腳尖位置降幅為6.25%，全水平段平均降幅為15%，離注入端越近降低幅度越明顯。通過計算循環(huán)時間變化，得出蒸汽注入量可減少21.4%，實現(xiàn)節(jié)約注汽成本目的。

表2雙水平井間溫度升到80℃所需時間對比Table 2 Comparison of the time for the temperature between double horizontal well to reach 80℃

通過圖8、圖9注采井剖面溫度場隨時間的變化可知前置注入溶劑在開始蒸汽循環(huán)時注采井升溫速率變化。蒸汽循環(huán)1 h，溶劑+蒸汽循環(huán)注采井間溫度可達(dá)70℃，單獨采用蒸汽循環(huán)，注采井間溫度為40℃；蒸汽循環(huán)3 h，溶劑+蒸汽循環(huán)注采井間溫度可達(dá)80℃，單獨采用蒸汽循環(huán)，注采井間溫度為70℃；蒸汽循環(huán)7 h，溶劑+蒸汽循環(huán)注采井間溫度可達(dá)95℃，單獨采用蒸汽循環(huán)，注采井間溫度為80℃。溶劑輔助SAGD啟動方式可提高啟動速率，提高蒸汽利用效率。

圖8垂直于注采井剖面溫度場隨時間變化(蒸汽)Fig.8 Variation of the temperature field vertical to the injection/production well profile over the time(steam)

圖9垂直于注采井剖面溫度場隨時間變化(溶劑+蒸汽)Fig.9 Variation of the temperature field vertical to the injection/production well profile over the time(solvent + steam)

3 數(shù)值模擬研究

通過前期實驗研究，設(shè)計溶劑輔助SAGD快速啟動工藝方案。建立數(shù)值模型，應(yīng)用數(shù)值模擬研究，分析溶劑輔助SAGD啟動技術(shù)的效果。

3.1 工藝方案

根據(jù)溶劑輔助SAGD啟動實驗研究結(jié)果，設(shè)計工藝程序和工藝方案如下。

(1)蒸汽循環(huán)洗井。注入蒸汽進(jìn)行循環(huán)，驅(qū)替出井內(nèi)殘余的鉆井液和洗井液，循環(huán)時間1 d。

(2)前置段塞注溶劑。在最大的允許井底壓力下，注入井和生產(chǎn)井同時注入35 m3溶劑。

(3)溶劑浸泡燜井。關(guān)井12 d，讓溶劑在地層中浸泡混合。

(4)蒸汽循環(huán)階段。帶出被溶劑浸泡后可流動的流體，蒸汽在高注入量下循環(huán)進(jìn)一步升溫直到可以注入SAGD生產(chǎn)。

(5) 半SAGD階段和流體連通測試。注入井注汽，生產(chǎn)井采出，監(jiān)控生產(chǎn)井井底溫度和回流條件，決定雙井間流體是否已經(jīng)連通。

3.2 數(shù)值模擬

利用CMG數(shù)值模擬軟件STARS模塊將油、水蒸汽、溶劑分別作為獨立的組分，輸入氣液平衡常數(shù)、氣體密度、氣體黏度、化學(xué)溶劑密度、溶劑黏度等與油層溫度、壓力有關(guān)的參數(shù)，模擬化學(xué)溶劑輔助SAGD預(yù)熱過程。

模擬注蒸汽循環(huán)預(yù)熱啟動參數(shù)：蒸汽循環(huán)速度150 m3/d，預(yù)熱干度95%，蒸汽循環(huán)溫度220℃，溶劑注入量35 m3；燜井12 d。預(yù)熱效果判斷標(biāo)準(zhǔn)：水平井間平均溫度達(dá)80℃，連通率達(dá)75%。模擬從2018年1月1日開始，對比雙井蒸汽循環(huán)預(yù)熱與雙井蒸汽循環(huán)預(yù)熱過程中加入化學(xué)溶劑2種方案預(yù)熱效果。未加入化學(xué)溶劑井間達(dá)到80℃需要180 d，而加入化學(xué)溶劑井間達(dá)到80℃需要90 d，加入化學(xué)溶劑后SAGD過程中熱損失相對未加化學(xué)溶劑少。應(yīng)用數(shù)值模型預(yù)測5年采出程度，加入化學(xué)溶劑相對未加入化學(xué)溶劑預(yù)熱方式采收率有一定提高。

4 結(jié)論

(1)加入溶劑后，可有效降低原油黏度，提高原油流動性；根據(jù)注入性能研究結(jié)果，溶劑的注入能力高于水驅(qū)，注溶劑轉(zhuǎn)水驅(qū)后，溶劑形成的滲流通道可以提高水相滲流能力。

(2)根據(jù)三維模型實驗結(jié)果，前置段塞注入溶劑+蒸汽循環(huán)方式比單獨蒸汽循環(huán)啟動周期縮短15%，蒸汽注入量可減少21.4%。溶劑注入到地層，溶解油砂降低黏度，增強(qiáng)蒸汽與地層間熱傳導(dǎo)和熱對流效應(yīng)，實現(xiàn)縮短循環(huán)周期目的。

(3)根據(jù)數(shù)值模擬結(jié)果，未加入化學(xué)溶劑井間達(dá)到80℃需要180 d，加入溶劑需要90 d；加入溶劑后，啟動時間縮短50%；生產(chǎn)階段，采油速度和采收率有一定的提高。數(shù)模結(jié)果與物模結(jié)果一致，說明溶劑能有效降低蒸汽循環(huán)周期，提高蒸汽效率。