超稠油溶剂辅助SAGD启动技术油藏适应性研究

2020-09-14杨兆臣吴永彬张家豪张崇刚

特种油气藏 2020年4期

杨兆臣，于兵，吴永彬，王丽，张家豪，佟娟，姜丹，张崇刚

(1.中国石油新疆油田分公司，新疆克拉玛依 834000；2.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；3.中国石油辽河油田分公司，辽宁盘锦 124000)

0 引言

目前，风城浅层超稠油双水平井SAGD年产原油100×104t/a以上，实现了SAGD商业化开发。目前SAGD主要采用常规蒸汽循环预热，但常规蒸汽加热降黏速率慢，循环预热时间长，平均单井组蒸汽消耗量多[1-3]，因此，为改善SAGD预热效果，风城油田开展了快速预热启动试验，但在非均质性较强的储层，扩容的注入流体易沿高渗透段优先扩容，造成高渗透段优先预热连通及生产期间水平段动用不均[4-15]。Cenovus公司和康菲公司均开展过溶剂辅助SAGD预热启动技术(简称溶剂辅助预热，下同)现场试验，显著缩短SAGD预热时间，对SAGD生产效果有明显改善[16-21]。

风城油田储层非均质性更强，原油黏度更高，溶剂预热启动技术的适应性尚不明确，溶剂加速预热的机理有待进一步深化。文中对溶剂辅助SAGD的技术原理进行了研究，明确了溶剂辅助SAGD预热启动的适用油藏条件，为有效降低SAGD预热期间成本、提高SAGD水平段动用程度及原油采收率开辟了新途径。

1 溶剂辅助预热模型的建立

1.1 数值模拟网格设计

以风城油田重18井区油藏特征为基础，采用数值模拟软件CMG的Builder模块建立数值模拟机理模型，该模型基本参数包括：油藏压力为4.26 MPa，油藏温度为22 ℃，油层厚度为20 m，油层中部埋深为450 m，孔隙度为28%，水平渗透率为800 mD，含油饱和度为76%，油藏条件下初始原油黏度为232 000 mPa·s。设计平面网格个数I方向为49个，网格尺寸为10.0 m；J方向为26个，网格尺寸为10×3.0 m、5×1.0 m、11×0.5 m，离井越远，网格精度越低，离井越近，网格精度越高；K方向网格个数为35个，网格尺寸为0.5 m，模型网格总数为44 590个。

1.2 流体性质

在蒸汽循环预热过程中，考虑注入溶剂对超稠油溶解降黏的影响，定义了原油、溶剂、水3种组分，流体的物理性质如表1所示。

表1 注入流体的物理性质Table 1 Physical properties of injected fluid

1.3 溶剂重要参数

溶剂辅助预热数值模拟中，溶剂相平衡常数、溶剂-原油混合物黏度、溶剂在原油中的扩散系数是反映溶剂作用机理的3个重要参数。

(1) 溶剂相平衡常数。溶剂在稠油中的溶解降黏是注溶剂增产的主要机理，CMG软件中的Stars模块应用修正的安托因( Antoine) 方程[22]计算溶剂与原油的相平衡常数，即：

(1)

式中：K为一定温度、压力下溶剂在原油中的相平衡常数；K1、K4、K5为相平衡系数；p为溶剂-原油混合体系压力，kPa；T为溶剂-原油混合体系温度，℃。

(2) 溶剂-稠油混合物黏度。CMG软件的Stars模块中，应用对数、线性混合规则计算混合溶剂中油相黏度[22]，即：

lnu0=∑ixilnui

(2)

式中：u0为混合溶剂中油相黏度，mPa·s；xi为i组分的摩尔分数；ui为i组分的黏度，mPa·s。

(3) 溶剂扩散系数。溶剂辅助预热的应用效果与溶剂在原油中的扩散系数相关，对于一般非凝析溶剂，扩散系数取值为4.32×10-5m2/d。

2 溶剂辅助预热技术原理研究

2.1 溶剂性能评价

目前应用于SAGD技术中的溶剂主要为丁烷、己烷、C6—C8的混合物和二甲苯，主要以轻烃和混合配方为主，耐温为300 ℃左右。注入原油中的轻烃溶剂具有优异的溶油性能，并通过溶剂的分子扩散，分散稠油中的胶质、沥青质等极性大分子，达到溶解降黏的目的。根据风城油田超稠油的特性，对溶剂降黏效果进行评价，筛选最佳的溶剂类型。

采用带密闭测试系统的HAAKE MARS III流变仪开展了不同溶剂对原油的降黏效果测试，测试步骤依据行业准标SY/T 7549—2000《原油黏温曲线的确定旋转黏度计法》进行设计。实验分别测试了标准原油、95%原油+5%正己烷、95%原油+5%二甲苯、95%原油+5%正戊烷、95%原油+5%柴油、95%原油+5%石脑油、95%原油+5%正庚烷的黏度-温度关系(图1)。

由图1可知，溶剂对原油的降黏率按由大到小依次排序为：正己烷、正庚烷、石脑油、二甲苯、柴油、正戊烷。实验结果表明，添加5%的不同溶剂，原油黏度能够下降至90%以上，而原油中添加5%正己烷后，50 ℃条件下原油黏度从89 066 mPa·s下降到3 148 mPa·s，降黏率达到96.5%，具有最佳的降黏效果，优选为溶剂体系的主剂。

图1 不同溶剂与原油比例的黏度-温度曲线

2.2 技术原理研究

(1) 提高水平井段动用均匀程度。溶剂与原油能够以任意比例互溶，因此，溶剂的注入过程实际为混相驱过程。研究表明，混相驱过程发生指进的程度最弱，溶剂与原油的混相驱替过程能够克服蒸汽与原油非混相驱替过程中波及效率低的弊端，提高井间动用均匀程度。

(2) 加速SAGD启动过程，缩短预热时间，节省蒸汽。图2为常规蒸汽预热不同时间的黏度场分布特征。由图2可知，单纯注蒸汽循环预热所需时间长，为207 d，达到连通时井间温度偏高，为150 ℃，循环预热阶段所需蒸汽量大。图3为溶剂辅助预热不同时间黏度场分布特征。由图3可知，溶剂辅助预热时，由于蒸汽热力降黏和溶剂溶解降黏的复合效果，近井地带热力降黏，远井地带溶解降黏，快速在水平井间建立连通，所需时间为112.0 d，达到连通时井间温度为100 ℃，预热所需时间短，在较低温条件下即可实现井间连通，循环预热所需蒸汽量小。

图2 常规蒸汽预热不同时间的黏度场分布特征

图3 溶剂辅助SAGD启动不同时间物理模拟黏度场

3 技术适应性评价

溶剂辅助预热在不同油藏条件下有不同的技术效果与经济效益，受油藏地质条件的影响较多。

表2为风城油田SAGD开发区块油藏参数表。由表2可知，各开发区块孔隙度的差异较小。结合风城油田实际油藏特征，利用CMG进行参数敏感性分析，结果表明：渗透率、含油饱和度以及原油黏度是影响风城油田溶剂辅助预热效果的主要因素。

表2 SAGD开发区油藏参数Table 2 Reservoir parameters of SAGD zone

3.1 渗透率

双水平段井间储层渗透率对蒸汽的扩展速度有较大影响，渗透率越高，热连通时间越短，对SAGD越有利。模拟渗透率分别为300、500、800、1 000、1 200、1 500、2 000、2 500 mD的储层，在相同注采参数和操作条件下，不注溶剂和注溶剂后的连通时间(表3)。模拟结果显示：当油藏渗透率为300 mD时，溶剂辅助预热节省时间仅为27.0 d，当渗透率达到500 mD时，溶剂辅助预热节省时间快速提升至69.0 d；随着油藏渗透率的增加，溶剂预热节省时间逐渐稳定在70.0～80.0 d。因此，为确保溶剂辅助预热节省蒸汽，溶剂辅助预热需要油藏渗透率不低于500 mD。

表3 不同水平段井间储层渗透率的溶剂辅助预热启动效果对比Table 3 Comparison of solvent-assisted startup performances under different reservoir permeabilities between lateral sections

3.2 含油饱和度

模拟对比了含油饱和度分别为50%、60%、70%、80%条件下循环预热阶段溶剂辅助预热和蒸汽循环预热效果。含油饱和度分别为50%、60%、70%、80%条件下溶剂辅助预热连通时间分别提前36、68、73、75 d。研究结果表明，不同含油饱和度溶剂辅助预热后启动时间都有明显改善；含油饱和度越高，溶剂辅助预热后启动时间越快，但溶剂主要作用为原油降黏，含油饱和度越低，则溶剂的有效利用率越低。因此，优选最佳的含油饱和度应不低于60%。

3.3 原油黏度

原油黏度是影响SAGD循环预热阶段流体性质的主要因素。根据风城油田SAGD开发区块原油黏度，模拟50 ℃原油黏度分别为0.2×104、2.0×104、4.0×104、10.0×104、20.0×104mPa·s时，相同注采参数和操作条件下，溶剂辅助预热与蒸汽循环预热的连通时间(表4)。由表4可知，当原油黏度为2.0×104～10.0×104mPa·s时，溶剂辅助预热连通时间提前31～73 d，效果较好；当原油黏度为20.0×104mPa·s时，溶剂辅助预热对连通时间改善效果较小。

表4 不同原油黏度的溶剂辅助预热启动效果对比Table 4 Comparison of solvent-assisted startup performancesunder different crude oil viscosities

因此，溶剂辅助预热在油藏渗透率不小于500 mD、原始含油饱和度不小于60%、原油黏度为2.0×104～10.0×104mPa·s时，均能达到较好的应用效果，可在其他类似油藏推广使用。

4 现场应用实例

2019年，溶剂辅助预热在风城油田作业区实施2个井组。与同区块常规循环预热井组相比，溶剂辅助预热启动井组的循环预热阶段连通时间提前41 d，节约蒸汽19.2%，单井组节约成本为34.2×104元。转抽初期较常规循环预热井组的水平段动用程度提高15%，日产油水平提高4.0 t/d，增油幅度为32.8%，油汽比提高0.11，预测采收率提高9.7个百分点，应用效果显著。