輔助溶劑對SAGD開采效率影響的數值研究

賈江濤，施安峰，王曉宏

(中國科學技術大學，安徽 合肥 230026)

引 言

在SAGD過程中，通常采用輔助注入非凝析氣(SAGP)和輔助注入輕質油溶劑(ES-SAGD)等方式對SAGD工藝進行改進。Butler[1]提出了SAGP開采方式并進行了理論研究和物理相似模擬實驗，對比傳統的SAGD，SAGP的優勢為保持壓力、減少頂部熱損和降低汽油比等[2-9];Nasr等[10]發展了ES-SAGD，并通過實驗研究ES-SAGD在提高采油效率和降低汽油比等方面作用;北美冷湖地區的多個ES-SAGD現場試驗[11]證實ES-SAGD在加速開采和減少蒸汽注入量方面的作用，但上述研究并沒有對2種注采方式的不同作用機理作出詳細的分析。鑒于此，利用稠油熱采模型，研究SAGP和ES-SAGD2種輔助開采方式的作用機理，并分析其經濟效益和開采效率。

1 數學模型

采用經典的稠油熱采模型，為了使模型簡化，對于油藏中的碳氫化合物，只考慮輔助注入的可揮發輕質組分和油藏自身的不揮發重質組分[12]，模型簡化為非等溫的三相三組分模型:

式中:Ys為氣相中水蒸氣的物質的量分數;Y1為氣相中可揮發輕質組分的物質的量分數;p為壓力，Pa;T為溫度，℃;X1為油相中可揮發輕質組分的物質的量分數;pssat為氣相中水蒸氣飽和蒸汽壓，Pa;K1為可揮發輕質組分的相平衡常數;ξ1、ξ4和ξ5分別為輕質組分平衡比系數，Pa、℃、℃。

采用強非線性偏微分方程組作為模型的控制方程，利用有限體積法構造全隱式差分格式，通過Newton-Raphson迭代對有限差分非線性方程組求解。

2 數值算例

某均質稠油油藏埋深為300 m，油層厚度為32 m;孔隙度為0.35，水平和垂直方向上的滲透率分別為 0.197 μm2和 0.0987 μm2;油藏初始溫度為70℃，油藏初始壓力為2.0 MPa;稠油初始黏度為5 800 mPa·s，初始油和水飽和度分別為0.7和0.3。注汽井和生產井均為水平段長200 m的水平井，注汽井位于油藏底部上方9 m處，生產井在注汽井正下方5 m處;注汽流量為976 m3/d，注入蒸汽的溫度和壓力分別為250℃和4.0 MPa，干度為98%，生產井井底壓力固定為2.0 MPa;輕質溶劑的注入量為1.6 t/d，油藏模擬計算區域為80 m×32 m，計算邊界選取絕流、絕熱邊界條件，計算網格劃分為80×32。分別對直接注入蒸汽，注蒸汽輔助注入C2H6和注蒸汽輔助注入C9H203種情況進行計算。

3 算例結果及分析

3.1 算例結果

圖1為3種注采條件下計算所得的累計稠油產量對比。由圖1可知，輔助注入C9H20可以有效地提高稠油產量，而輔助注入C2H6則會降低稠油產量。

對于SAGD過程而言，注入易揮發的C2H6并不利于稠油的開采;而注入相對不易揮發的C9H20，能夠大幅度增加稠油的累計產量。由此可見，對于超黏的稠油油藏SAGD開采過程而言，摻輕質油開采是一個經濟有效的開發方案。

圖1 累計稠油產量對比

3.2 輕質組分分布分析

開采3 000 d后油藏中輕質組分的分布如圖2和圖3所示。

由圖2b可知，分子質量較小的C2H6在溫度相對較低的蒸汽腔壁處仍然維持氣相。C2H6以氣相聚集于蒸汽腔頂部形成“氣墊”，因此它的作用主要為增加蒸汽腔的壓力，并在一定程度上降低蒸汽與油藏頂部巖石的接觸，減少蒸汽熱損。

由圖3a可知，分子質量較大的C9H20，在相對于蒸汽腔內部溫度較低的蒸汽鋒面處幾乎全部以液相存在。C9H20以液相聚集在蒸汽鋒面處，充分溶解到稠油中，能夠大幅度降低稠油黏度，增加蒸汽鋒面處油相流動能力，從而加快稠油開采速度并提高采收率。

圖2 輔助注入C2H6輕質組分分布

圖3 輔助注入C9H20輕質組分分布

3.3 輕質組分具體作用分析

為了具體分析各因素對產油量的影響，分析比較3種注采方式生產井口的油相黏度、油相相對滲透率和生產壓差。

由式(1)可知，K1是輕質組分的相平衡常數，與輕質組分本身的揮發性有關，越容易揮發的組分K1越大。由于C2H6的相平衡常數遠大于C9H20，因此C9H20揮發性差，主要以液相存在油相中，顯著降低油相黏度;而C2H6揮發性強，油相中含量少，降黏作用不明顯，并且注入C2H6后蒸汽腔的溫度略有降低，反而造成生產井附近的油相黏度略有增加(圖4)。

油相相對滲透率的大小與其飽和度有關。輔助注入C2H6的開采過程由于生產井見氣早，使得生產井附近氣相飽和度增加，堵塞了油相的流動通道，導致油相飽和度降低，從而使得油相相對滲透率降低;而輔助注入C9H20后油相相對滲透率與直接注采相比基本沒有變化(圖5)。

氣相壓力是水蒸氣和氣態輕質組分的壓力之和，C2H6易揮發致使氣相壓力增加，生產壓差增大。公式為:

即輕質組分氣相物質的量分數越大，總壓力越高。生產初期，輔助注入C2H6的生產井附近Y1為0.10，輔助注入C9H20的生產井附近Y1為0.06，因此輔助注入C2H6的生產壓差大于輔助注入C9H20的生產壓差。隨著開采過程的進行，氣相的C2H6開始向蒸汽腔頂部聚集，生產井口附近的Y1下降，生產壓差與輔助注入C9H20基本一致(圖6)。

圖6 生產井生產壓差變化趨勢

綜上所述，與蒸汽直接注采相比，輔助注入C2H6后油相黏度變化不大，油相相對滲透率降低，生產壓差初期增大，后期與蒸汽直接注采相當，因此總體而言不利于稠油開采;輔助注入C9H20后油相黏度顯著降低，油相相對滲透率和生產壓差基本不變，有利于稠油的開采。

4 經濟效益和開采效率分析

為了簡單起見，只計算注入的蒸汽和輕質油的成本。蒸汽的價值以生產蒸汽所用的煤的價值來代替，輕質油C9H20以石腦油的價格來計算。

蒸汽價值=蒸汽價格×蒸汽注入量=蒸汽的比焓/(煤的熱值×鍋爐效率)×煤價×蒸汽注入量，當煤的價格為560元/t、生產蒸汽的鍋爐熱效率為80%時，注入蒸汽價值約為6 681元/d;成品石腦油價格為7 000元/t，注入的輕質油價值為11 200元/d，其中56.54%被采出，折算實際成本為4 868元/d，為注入蒸汽價值的72.8%，稠油產出增加72%，投入產出基本相當。在實際生產中注入的是比成品石腦油更便宜的煉廠粗汽油、氣井凝析油等，所以投入小于產出。以蒸汽價值作為基準來衡量注入輕質油后成本增加的比率，蒸汽價格越高，注入的輕質油占總成本的比例就越低。因此，煤價高的地區或者使用高成本燃油鍋爐生產蒸汽的油田，輔助注入輕質油開采方式經濟效益更高。輔助注入輕質油C9H20相比傳統SAGD，單位時間內采出的稠油更多。開采3 000 d時，平均開采速度提高了大約71.5%，大幅度提高了開采效率。

綜上所述，輔助注入輕質油開采的單位材料成本不變，但由于開采效率的大幅提高，單位人工成本和設備成本大幅降低，總體經濟效益增加。

對更少量的C9H20進行數值實驗，輕質油的注入量為0.8 t/d，那么其價值為5 600元。其中52%被采出，折算增加成本2 688元，為注入蒸汽價值的40.2%，稠油采出率為34.0%，稠油產出增加46.2%，經濟上更為劃算。

5 結論

(1)SAGD過程中注入C2H6的主要作用是保持蒸汽腔壓力，但能夠造成油相黏度增加和生產井附近油相飽和度降低，反而不利于稠油開采。

(2)SAGD過程中注入C9H20的主要作用是降黏，輕質油能夠充分溶解于蒸汽腔邊緣的稠油中，降低蒸汽鋒面的稠油黏度，大幅度增加油相流動性，從而有效地提高稠油開采速度。

(3)SAGD過程中注入輕質溶劑C9H20開采稠油可以降低汽油比，減少蒸汽用量，有利于節能減排，并且能夠增加利潤，提高經濟效益，適合于稠油快采。

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