辅助溶剂对SAGD开采效率影响的数值研究

2014-02-17贾江涛施安峰王晓宏

特种油气藏 2014年5期

贾江涛，施安峰，王晓宏

(中国科学技术大学，安徽合肥 230026)

引言

在SAGD过程中，通常采用辅助注入非凝析气(SAGP)和辅助注入轻质油溶剂(ES-SAGD)等方式对SAGD工艺进行改进。Butler[1]提出了SAGP开采方式并进行了理论研究和物理相似模拟实验，对比传统的SAGD，SAGP的优势为保持压力、减少顶部热损和降低汽油比等[2-9];Nasr等[10]发展了ES-SAGD，并通过实验研究ES-SAGD在提高采油效率和降低汽油比等方面作用;北美冷湖地区的多个ES-SAGD现场试验[11]证实ES-SAGD在加速开采和减少蒸汽注入量方面的作用，但上述研究并没有对2种注采方式的不同作用机理作出详细的分析。鉴于此，利用稠油热采模型，研究SAGP和ES-SAGD2种辅助开采方式的作用机理，并分析其经济效益和开采效率。

1 数学模型

采用经典的稠油热采模型，为了使模型简化，对于油藏中的碳氢化合物，只考虑辅助注入的可挥发轻质组分和油藏自身的不挥发重质组分[12]，模型简化为非等温的三相三组分模型:

式中:Ys为气相中水蒸气的物质的量分数;Y1为气相中可挥发轻质组分的物质的量分数;p为压力，Pa;T为温度，℃;X1为油相中可挥发轻质组分的物质的量分数;pssat为气相中水蒸气饱和蒸汽压，Pa;K1为可挥发轻质组分的相平衡常数;ξ1、ξ4和ξ5分别为轻质组分平衡比系数，Pa、℃、℃。

采用强非线性偏微分方程组作为模型的控制方程，利用有限体积法构造全隐式差分格式，通过Newton-Raphson迭代对有限差分非线性方程组求解。

2 数值算例

某均质稠油油藏埋深为300 m，油层厚度为32 m;孔隙度为0.35，水平和垂直方向上的渗透率分别为 0.197 μm2和 0.0987 μm2;油藏初始温度为70℃，油藏初始压力为2.0 MPa;稠油初始黏度为5 800 mPa·s，初始油和水饱和度分别为0.7和0.3。注汽井和生产井均为水平段长200 m的水平井，注汽井位于油藏底部上方9 m处，生产井在注汽井正下方5 m处;注汽流量为976 m3/d，注入蒸汽的温度和压力分别为250℃和4.0 MPa，干度为98%，生产井井底压力固定为2.0 MPa;轻质溶剂的注入量为1.6 t/d，油藏模拟计算区域为80 m×32 m，计算边界选取绝流、绝热边界条件，计算网格划分为80×32。分别对直接注入蒸汽，注蒸汽辅助注入C2H6和注蒸汽辅助注入C9H203种情况进行计算。

3 算例结果及分析

3.1 算例结果

图1为3种注采条件下计算所得的累计稠油产量对比。由图1可知，辅助注入C9H20可以有效地提高稠油产量，而辅助注入C2H6则会降低稠油产量。

对于SAGD过程而言，注入易挥发的C2H6并不利于稠油的开采;而注入相对不易挥发的C9H20，能够大幅度增加稠油的累计产量。由此可见，对于超黏的稠油油藏SAGD开采过程而言，掺轻质油开采是一个经济有效的开发方案。

图1 累计稠油产量对比

3.2 轻质组分分布分析

开采3 000 d后油藏中轻质组分的分布如图2和图3所示。

由图2b可知，分子质量较小的C2H6在温度相对较低的蒸汽腔壁处仍然维持气相。C2H6以气相聚集于蒸汽腔顶部形成“气垫”，因此它的作用主要为增加蒸汽腔的压力，并在一定程度上降低蒸汽与油藏顶部岩石的接触，减少蒸汽热损。

由图3a可知，分子质量较大的C9H20，在相对于蒸汽腔内部温度较低的蒸汽锋面处几乎全部以液相存在。C9H20以液相聚集在蒸汽锋面处，充分溶解到稠油中，能够大幅度降低稠油黏度，增加蒸汽锋面处油相流动能力，从而加快稠油开采速度并提高采收率。

图2 辅助注入C2H6轻质组分分布

图3 辅助注入C9H20轻质组分分布

3.3 轻质组分具体作用分析

为了具体分析各因素对产油量的影响，分析比较3种注采方式生产井口的油相黏度、油相相对渗透率和生产压差。

由式(1)可知，K1是轻质组分的相平衡常数，与轻质组分本身的挥发性有关，越容易挥发的组分K1越大。由于C2H6的相平衡常数远大于C9H20，因此C9H20挥发性差，主要以液相存在油相中，显著降低油相黏度;而C2H6挥发性强，油相中含量少，降黏作用不明显，并且注入C2H6后蒸汽腔的温度略有降低，反而造成生产井附近的油相黏度略有增加(图4)。

油相相对渗透率的大小与其饱和度有关。辅助注入C2H6的开采过程由于生产井见气早，使得生产井附近气相饱和度增加，堵塞了油相的流动通道，导致油相饱和度降低，从而使得油相相对渗透率降低;而辅助注入C9H20后油相相对渗透率与直接注采相比基本没有变化(图5)。

气相压力是水蒸气和气态轻质组分的压力之和，C2H6易挥发致使气相压力增加，生产压差增大。公式为:

即轻质组分气相物质的量分数越大，总压力越高。生产初期，辅助注入C2H6的生产井附近Y1为0.10，辅助注入C9H20的生产井附近Y1为0.06，因此辅助注入C2H6的生产压差大于辅助注入C9H20的生产压差。随着开采过程的进行，气相的C2H6开始向蒸汽腔顶部聚集，生产井口附近的Y1下降，生产压差与辅助注入C9H20基本一致(图6)。

图6 生产井生产压差变化趋势

综上所述，与蒸汽直接注采相比，辅助注入C2H6后油相黏度变化不大，油相相对渗透率降低，生产压差初期增大，后期与蒸汽直接注采相当，因此总体而言不利于稠油开采;辅助注入C9H20后油相黏度显著降低，油相相对渗透率和生产压差基本不变，有利于稠油的开采。

4 经济效益和开采效率分析

为了简单起见，只计算注入的蒸汽和轻质油的成本。蒸汽的价值以生产蒸汽所用的煤的价值来代替，轻质油C9H20以石脑油的价格来计算。

蒸汽价值=蒸汽价格×蒸汽注入量=蒸汽的比焓/(煤的热值×锅炉效率)×煤价×蒸汽注入量，当煤的价格为560元/t、生产蒸汽的锅炉热效率为80%时，注入蒸汽价值约为6 681元/d;成品石脑油价格为7 000元/t，注入的轻质油价值为11 200元/d，其中56.54%被采出，折算实际成本为4 868元/d，为注入蒸汽价值的72.8%，稠油产出增加72%，投入产出基本相当。在实际生产中注入的是比成品石脑油更便宜的炼厂粗汽油、气井凝析油等，所以投入小于产出。以蒸汽价值作为基准来衡量注入轻质油后成本增加的比率，蒸汽价格越高，注入的轻质油占总成本的比例就越低。因此，煤价高的地区或者使用高成本燃油锅炉生产蒸汽的油田，辅助注入轻质油开采方式经济效益更高。辅助注入轻质油C9H20相比传统SAGD，单位时间内采出的稠油更多。开采3 000 d时，平均开采速度提高了大约71.5%，大幅度提高了开采效率。

综上所述，辅助注入轻质油开采的单位材料成本不变，但由于开采效率的大幅提高，单位人工成本和设备成本大幅降低，总体经济效益增加。

对更少量的C9H20进行数值实验，轻质油的注入量为0.8 t/d，那么其价值为5 600元。其中52%被采出，折算增加成本2 688元，为注入蒸汽价值的40.2%，稠油采出率为34.0%，稠油产出增加46.2%，经济上更为划算。