溶劑輔助SAGD開采油砂快速啟動技術

孫君 孫艷萍 周文超 付云川 王磊

中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司

加拿大油砂儲量豐富，儲層物性好，適用于SAGD技術開發。截至2015年底，15個PAD共121個生產井對，已投產井平均單井產量為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，低產低效井占比三分之一左右，導致油砂開發效果不理想［3］。

以加拿大西南長湖油砂為目標區塊，該區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預熱啟動過程中存在產油量少、蒸汽消耗量大、能量利用率低及產出液難處理等一系列問題，開展物理模擬和數值模擬研究。采用溶劑復合蒸汽循環的方式，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 溶劑基礎性能實驗

1.1 原油黏度-溫度關系測試

通過原油黏度-溫度關系曲線(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-溫度關系曲線Fig.1 Oil viscosity-temperature relationship

1.2 溶劑降黏率測試

根據實驗結果(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、產出液計量系統、流體注入系統，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：應用一維物理模擬裝置(圖3)進行體系注入能力實驗、注溶劑轉水驅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效果的影響，為工藝方案提供理論數據。

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)：通過對蒸汽循環與溶劑+蒸汽循環2種預熱方式進行對比，分析加入溶劑后對蒸汽循環預熱的影響。驗證溶劑輔助SAGD快速啟動技術的可行性。

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

根據實驗結果可知，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 注溶劑轉水驅后注入能力變化

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，開始轉注水，分析注入壓力的變化。如圖6所示，溶劑突破后，轉注水，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場的三維比例物理模型。物理模擬的關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。因此，物理模擬實驗必須遵從相似準則理論。SAGD實驗物理模型中，主要考慮重力和熱效應對稠油開采效果的影響。實驗物理模型的設計是基于Pujol and Boberg(1972)所推導的相似準則計算得出SAGD啟動實驗參數，如表1所示。

表1三維模型實驗參數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，內部有351個溫度測試點，實現溫度場實時監測。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生器，實現蒸汽注入和循環。本實驗為SAGD啟動階段，實驗內容為注蒸汽循環加熱水平井間油層，通過溫度場變化計算蒸汽循環啟動時間和周期，根據SAGD現場經驗，以雙井間溫度達到80℃為預熱結束判定依據。通過對比單獨蒸汽循環和溶劑+蒸汽循環兩種方式的溫度場變化，驗證前置注入溶劑對蒸汽循環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注蒸汽循環時間的影響較明顯，注采井中間位置達到80℃所需蒸汽循環時間大幅度降低，水平井注入端的循環周期降幅為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。通過計算循環時間變化，得出蒸汽注入量可減少21.4%，實現節約注汽成本目的。

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時注采井升溫速率變化。蒸汽循環1 h，溶劑+蒸汽循環注采井間溫度可達70℃，單獨采用蒸汽循環，注采井間溫度為40℃；蒸汽循環3 h，溶劑+蒸汽循環注采井間溫度可達80℃，單獨采用蒸汽循環，注采井間溫度為70℃；蒸汽循環7 h，溶劑+蒸汽循環注采井間溫度可達95℃，單獨采用蒸汽循環，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 數值模擬研究

通過前期實驗研究，設計溶劑輔助SAGD快速啟動工藝方案。建立數值模型，應用數值模擬研究，分析溶劑輔助SAGD啟動技術的效果。

3.1 工藝方案

根據溶劑輔助SAGD啟動實驗研究結果，設計工藝程序和工藝方案如下。

(1)蒸汽循環洗井。注入蒸汽進行循環，驅替出井內殘余的鉆井液和洗井液，循環時間1 d。

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

(3)溶劑浸泡燜井。關井12 d，讓溶劑在地層中浸泡混合。

(4)蒸汽循環階段。帶出被溶劑浸泡后可流動的流體，蒸汽在高注入量下循環進一步升溫直到可以注入SAGD生產。

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

3.2 數值模擬

利用CMG數值模擬軟件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、氣體密度、氣體黏度、化學溶劑密度、溶劑黏度等與油層溫度、壓力有關的參數，模擬化學溶劑輔助SAGD預熱過程。

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

4 結論

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

(2)根據三維模型實驗結果，前置段塞注入溶劑+蒸汽循環方式比單獨蒸汽循環啟動周期縮短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，增強蒸汽與地層間熱傳導和熱對流效應，實現縮短循環周期目的。

(3)根據數值模擬結果，未加入化學溶劑井間達到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%；生產階段，采油速度和采收率有一定的提高。數模結果與物模結果一致，說明溶劑能有效降低蒸汽循環周期，提高蒸汽效率。