X油田F區塊煙道氣輔助SAGD提高超稠油開發效率研究技術

趙梓平

（中國石化華東油氣分公司泰州采油廠，江蘇泰州 225300）

1 研究區基本概況

X油田F區塊X井區于2009開展了雙水平井SAGD礦場試驗[1-4]，目前，研究區面臨熱損失高、蒸汽腔發育不均衡、部分井組蒸汽腔發育程度低、生產效果差的問題[5]。國內外學者通過室內實驗和礦場試驗發現，SAGD過程中注入一定量的非凝析氣體可以減少蒸汽注入量，改善SAGD開采效果[6-7]。煙道氣作為N2和CO2的混合非凝析氣體，既有一定的溶解降黏作用，也能起到隔熱效果，從而減少蒸汽用量，提高SAGD經濟效益。

研究區位于準噶爾盆地，底部構造為向南緩傾的單斜，具有一定地層傾角（5°～7°）。油藏平均厚度為25 m，油層平均孔隙度31%，平均含油飽和度68%，平均滲透率2 000×10-3μm2，滲透率水垂比0.8，油藏原始地層壓力2.2 MPa，原始地層溫度20 ℃；50 ℃時地面脫氣油黏度為4.6×104mPa·s。

2 煙道氣在超稠油中的溶解性研究

N2和CO2是組成煙道氣的主要成分，煙道氣的性質主要取決于N2和CO2的比例[8-9]。煙道氣在超稠油中的溶解性是影響SAGD開采的主要因素之一。為此，在不同溫度下測試了N2和CO2組成比例分別為80%和20%的煙道氣的表面張力和溶解降黏特性。

2.1 實驗方法與條件

實驗所用原油選自X油田F區塊超稠油，油樣50 ℃時的地面脫氣油黏度為4.6×104mPa·s。實驗所用N2和CO2組成比例分別為80%和20%的煙道氣，CO2和N2純度為99.9%，采用TRACKER界面張力儀測定煙道氣與超稠油的表面張力，以及高壓PVT儀測量煙道氣的溶解降黏特性。

2.2 表面張力測試

分別測試了60 ℃、90 ℃和120 ℃時不同壓力下的煙道氣與超稠油表面張力（表1）。由表1可以看出，隨著壓力的增加，煙道氣在超稠油中的溶解性增強，表面張力降低。由此可見，在一定壓力條件下，隨著溫度的升高，表面張力會降低，因此SAGD過程中較高的注汽溫度可以提高煙道氣輔助SAGD開采效果。

表1 不同溫度壓力下煙道氣與超稠油表面張力 mN/m

2.3 溶解降黏特性

分別在60 ℃、90 ℃和 120 ℃溫度下測定了不同煙道氣溶解度對應的油氣混合物黏度，由降黏率來評價煙道氣在超稠油中的降黏特性，降黏率即加入某物質后原油黏度降低的百分數。由表2可知，一定溫度下，隨著煙道氣在超稠油中溶解度的增加，降黏率則會升高；溶解度一定的情況下，隨著溫度的上升，降黏率會下降。

表2 不同溫度和溶解度下煙道氣的降黏率 %

3 煙道氣輔助SAGD物理模擬

3.1 實驗方法與條件

以X油田F區塊典型雙水平井SAGD井組為原型，根據物理模擬相似準則，對比高溫高壓三維物理模擬裝置與常規SAGD和煙道氣輔助SAGD開采效果。首先對模型注汽井和生產井實施30 min循環預熱，然后對注汽井注汽，注汽溫度260 ℃，生產井開始排液。

3.2 煙道氣輔助SAGD溫度場

溫度場的變化直接影響了蒸汽腔的變化，從而影響SAGD的開采效果[20]。觀察水平注汽井中部正上方5 cm處與注汽井垂直的水平方向的溫度線，對比常規注汽SAGD與煙道氣輔助SAGD不同時刻沿溫度觀察線的溫度場。循環預熱結束，實施SAGD生產后30 min的溫度場，由圖1可以看出，在溫度觀察線兩端向中間靠近的同時，溫度逐漸升高，當到達蒸汽腔后，溫度達到最高峰值，蒸汽腔內溫度基本相同。煙道氣輔助SAGD生產后30 min，溫度觀察線蒸汽腔以外范圍的溫度比常規SAGD高，溫度場橫向擴展較快，范圍較大。實施SAGD生產后80 min，溫度場繼續橫向擴展，擴展速度和范圍也大于常規SAGD。分析認為，煙道氣的密度低于濕蒸汽而分布在蒸汽腔的上部，阻擋了蒸汽垂向熱傳遞，而煙道氣輔助SAGD熱量則更多地橫向傳遞。部分煙道氣會在蒸汽腔邊緣的油相中溶解，促進了泄油速度和蒸汽腔發育，從而使溫度場擴展更快。在注汽水平井中部取與注汽井垂直方向的溫度觀察線，對比常規注汽SAGD與煙道氣輔助SAGD不同時刻沿溫度觀察線的溫度場（圖2）。循環預熱結束，實施SAGD生產后20 min的溫度場，由圖2可見，隨著與模型頂部距離的增加，溫度逐漸升高，到達蒸汽腔頂部時，溫度達到最大值。蒸汽腔范圍之外，與模型頂部距離相同的地方，煙道氣輔助SAGD的溫度低于常規SAGD，煙道氣輔助SAGD蒸汽腔縱向上發育速度也低于常規SAGD。實施SAGD生產后50 min后，常規SAGD的蒸汽腔已經發育到模型頂部，而煙道氣輔助SAGD蒸汽腔發育速度明顯慢于常規SAGD；這是因為大部分煙道氣分布于蒸汽腔上部，形成了隔熱層，阻礙了蒸汽的縱向擴展，也減少了蒸汽向蓋層的熱傳遞。

圖1 SAGD橫向溫度變化

圖2 SAGD垂向溫度變化

3.3 煙道氣輔助SAGD開采特征

圖3為常規SAGD和煙道氣輔助SAGD的累計產油曲線。SAGD生產初期，煙道氣輔助SAGD的累計產油量和產油速率低于常規SAGD，但是煙道氣輔助SAGD的生產時間較長，最終累產油量較高。這是因為煙道氣的注入，相應減少了蒸汽的注入量，減少了蒸汽腔中的汽化潛熱，因此，雖然生產初期煙道氣輔助SAGD的采油速度較低，但是注入煙道氣后，煙道氣會減少蒸汽的熱損失，有助于蒸汽腔的橫向擴展，延長了SAGD生產時間，增加了累計產油量。

常規SAGD與煙道氣輔助SAGD累計油汽比如圖4所示。在生產初期，常規SADG蒸汽腔處于上升和橫向擴展階段，油汽比較高。隨著蒸汽腔的進一步擴展，蒸汽熱損失增加，蒸汽腔擴展速度減慢，油汽比降低，而此時煙道氣可以減少蒸汽的熱損失，促進蒸汽腔的橫向擴展，油汽比增加。

綜合對比常規SAGD和煙道氣輔助SAGD的溫度場和生產指標可以看出，煙道氣輔助SAGD可以延長生產時間，減少蒸汽注入量，提高采出程度和累計油汽比，對于改善X油田F區塊SAGD開發效果具有一定的可行性。

圖3 煙道氣輔助SAGD與常規SAGD累計產油量

圖4 煙道氣輔助SAGD與常規SAGD累計油汽比

4 煙道氣輔助SAGD注采參數優化

操作條件對SAGD開發超稠油具有較大影響[2]，采用數值模擬對煙道氣輔助SAGD的注采參數進行了優化。選取井區內一個典型的SAGD井對為研究對象，從實際地質模型中提取三維地質子模型，采用角點網格，網格系統為90×10×50，I、J方向網格步長為5 m，K方向網格步長為1 m。

4.1 煙道氣注入方式

模擬研究了煙道氣隨蒸汽同時注入與段塞式交替注入兩種方式的煙道氣輔助SAGD。由表3可知，煙道氣與蒸汽交替注入15 d一個段塞情況下，SAGD的累產油量、平均單井產油量和累計油汽比值最高，因此，推薦該注入方式實施煙道氣輔助SAGD。段塞過大，會減少蒸汽注入量，降低累計產油量，延長生產時間；段塞過小，達不到開發的效果。

表3 不同注入方式的煙道氣輔助SAGD開發指標

4.2 煙道氣與蒸汽比

對比煙道氣與蒸汽比分別為0.1，0.2，0.3，0.4，0.5 PV情況下煙道氣輔助SAGD開采效果。由表4看出，隨著煙道氣與蒸汽比值的增加，累計產油量先增加后降低，當煙道氣與蒸汽比為0.4時，煙道氣輔助SAGD可以達到最高累計產油量；煙道氣與蒸汽的比值繼續增加的話，煙道氣會影響蒸汽的加熱降黏效果。同時，隨著煙道氣與蒸汽比值的增加，油汽比隨之降低（圖5）。綜合來看，煙道氣與蒸汽的最佳比值應該為0.4，此時煙道氣既可以在蒸汽腔頂部形成較好的隔熱層，又能夠促進蒸汽腔的橫向擴展，提高SAGD開采效果。

4.3 煙道氣注入量

對比煙道氣注入量分別為0.05，0.08，0.10，0.15，0.20 PV情況下的煙道氣輔助SAGD開發效果。結果表明，當煙道氣注入量為0.08 PV時，SAGD可以得到最高的累計產油量、平均單井產油量和累計油汽比（表4）。

圖5 煙道氣與蒸汽之比與累計產油量和油汽比的關系

煙道氣注入量過大，會影響蒸汽加熱地層原油，降低采出程度；煙道氣注入量過小，則隔熱和降黏效果降低，開發效果變差。

表4 煙道氣注入量對SAGD模擬結果

5 結論

（1）煙道氣在超稠油中的溶解特性表明，隨著壓力和溫度的升高，煙道氣與超稠油的表面張力降低；溫度一定的條件下，隨著煙道氣在超稠油中溶解度的增加，降黏率升高；溶解度一定的條件下，隨著溫度的上升，降黏率下降。

（2）高溫高壓物理模擬實驗表明，煙道氣輔助SAGD可以減少蒸汽的熱損失，促進蒸汽腔的橫向發育，提高累計產油量和累計油汽比。

（3）通過數值模擬優化了煙道氣輔助SAGD的注采參數，煙道氣注入段塞、煙道氣與蒸汽比值、煙道氣注入量存在最優值。優化注采參數條件下，煙道氣既可以在蒸汽腔形成隔熱層，又可以降低原油黏度，提高SAGD開發效果。