碳酰胺輔助SAGD提高超稠油Ⅲ類油藏采收率技術

趙長虹，王 麗，王 攀，王立龍，姜 丹，張寶真

(中國石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000)

0 引 言

新疆油田在中國稠油分類標準的基礎上[1]，對超稠油進一步細化分類：50 ℃地面脫氣原油黏度為2 000～20 000 mPa·s，屬于超稠油Ⅰ類；黏度為20 000～50 000 mPa·s，屬于超稠油Ⅱ類；黏度大于50 000 mPa·s，屬于超稠油Ⅲ類。風城油田Z井區齊古組J3q3層油藏50℃脫氣原油黏度平均為54 000 mPa·s，屬于超稠油Ⅲ類油藏，該油藏受陸相辮狀河流相沉積控制，儲層泥質含量高，滲透率平均為793 mD(SAGD開發油藏普遍在2 000 mD以上)，河道在沉積期次內多次改道，導致滲流屏障多期發育，平均單井組鉆遇2～4個夾層。該油藏采用雙水平井SAGD開發方式，上下水平井垂距5 m平行布于油層底部，雙水平井間距為80 m，平均水平段長度為600 m。受儲層條件影響，汽腔發育緩慢，轉SAGD生產后1 a內日產油只有9～15 t/d，效果不理想。針對超稠油Ⅲ類油藏原油黏度高、儲層非均質性強的特點，國內外學者提出了一些改善開發效果技術對策與思路，其中對于隔夾層多期發育問題采取的直井/多分支水平井輔助SAGD和井間儲層改造技術已成熟[2-4]，但工藝復雜且受井網限制無法規模化應用。前人研究表明，碳酰胺在輔助稠油吞吐和汽驅開發中，能夠提高蒸汽波及體積，改善開發效果[5]，但如何應用于SAGD開發中提高超稠油Ⅲ類油藏開發效果有待進一步研究。因此，從碳酰胺注入蒸汽腔后的熱化學反應機理入手，以風城油田的實際油藏參數為基礎，開展室內物模實驗及數值模擬研究，揭示關鍵技術機理并對其適應性進行評價，分析總結油藏及井組篩選標準，對注入參數進行優化，指導現場開展1井組試驗，證實了碳酰胺輔助技術能夠大幅提高超稠油Ⅲ類油藏SAGD開發效果。

1 碳酰胺輔助SAGD開采機理

碳酰胺輔助SAGD是在注蒸汽之前向地層中注入碳酰胺溶液，在一定溫度下熱裂解生成非凝析氣體CO2和NH3，與蒸汽共同作用開采稠油的一項技術[6-8]。為了揭示碳酰胺注入地層后的作用機理，在室內50 ℃條件下，利用風城油田Z井區的巖心和原油樣品，分別開展了碳酰胺溶液的原油降黏率、巖心驅油效率和巖心水敏性實驗。實驗研究表明，碳酰胺輔助SAGD具有乳化降黏改善流動能力、降低殘余油飽和度提高驅油效率、改善水敏提高滲透率等作用，在提高超稠油Ⅲ類油藏采收率方面具有重要潛力。

1.1 乳化降黏，改善流動能力

碳酰胺溶液在高溫下反應生成CO2和NH3，NH3在高溫高壓下和水繼續反應生成OH-和NH4+。OH-和原油中的有機酸反應生成表面活性劑進一步降低油水界面張力，達到降低原油黏度的作用。CO2溶于油可降低黏度，溶于水可改善相滲，有利于原油克服毛細管阻力和摩擦力，從而大幅度提高原油的流動能力[9-10]。

將碳酰胺溶液分別以一定比例與原油混合均勻，在50 ℃條件下測定其反應前后的黏度(表1)。實驗結果表明，隨著原油混合液中碳酰胺溶液的質量分數增加，降黏率逐漸增大，當溶液的質量分數為20%時，其降黏率可達78.1%，說明碳酰胺分解后將大幅提高低熱油區原油的流動性。

表1 不同質量比的碳酰胺溶液降黏實驗對比

1.2 提高驅油效率，降低殘余油飽和度

NH3和原油可以生成表面活性劑，降低原油流動的啟動壓力，使儲層中的巖石由親油變為親水，提高洗油效果[11-13]。實驗結果表明：熱水驅條件下(模擬蒸汽腔周邊的熱水帶)添加碳酰胺，巖心殘余油飽和度降低8.0～10.0個百分點，驅油效率提高10.2個百分點；蒸汽驅替條件下添加碳酰胺巖心殘余油飽和度降低3.0～4.0個百分點，驅油效率提高5.5個百分點(表2)。

表2 風城油田Z井區原油的驅油效率實驗結果

1.3 改善水敏，提高滲透率

碳酰胺在高溫下發生分解反應，形成的NH4+通過與膨脹黏土中的陽離子進行交換，防止黏土膨脹，有利于控制儲層滲透率不發生明顯變化。

風城油田Z井區的儲層屬于中等偏強水敏性，以該區實際儲層巖心，開展注蒸汽對地層的損害程度以及添加碳酰胺改善水敏效果研究。按照SY/T 5358—2010《儲層敏感性流動實驗評價方法》要求，水敏實驗選擇了2 617、1 310、500、0 mg/L 4種礦化度的鹽水，模擬不同礦化度下水敏對滲透率的影響[14]。研究表明，當注入水礦化度為2 617 mg/L，水敏對滲透率幾乎沒有影響。但隨著注入水礦化度的降低，儲層滲透率逐漸下降，當礦化度降至0 mg/L(即純水)時，滲透率從初始的1.843 D下降到0.892 D，降幅達到了51.6%，表明注純蒸汽過程中，注入蒸汽形成的冷凝水對該區儲層的滲透率具有較強的傷害性[15-18]。為了研究碳酰胺對黏土膨脹的抑制作用，在純水條件下，開展了碳酰胺溶液質量分數分別為45%、30%、20%、15%、10%、5%、0的評價實驗。研究表明，隨著碳酰胺質量分數增加，水敏性對滲透率影響越來越小，當碳酰胺質量分數大于10%時，可以使巖心從中強水敏變為弱水敏(表3、4)。

表3 50℃下Z井區巖心水敏性評價實驗結果

表4 50℃下Z井區巖心注碳酰胺水敏性評價實驗結果

2 碳酰胺注入參數優化

參考Z井區主力儲層地質參數，建立基礎數值模型：50 ℃原油黏度為54 000 mPa·s，平均孔隙度為28%，平均滲透率為800 mD，平均含油飽和度為65%，連續油層厚度為18 m；井間一套夾層位于水平段中前部，夾層閉合度為20%；井上方夾層位于水平段中部，夾層長度為100.0 m，厚度為0.5 m，夾層滲透率為100 mD，距離注汽井水平段5.0 m。水平井水平段長度為600.0 m，井距為80.0 m，上下水平井間垂距為5.0 m，生產水平井距離油藏底界1.0～2.0 m。以上述模型參數為基礎，利用CMG軟件進一步優化設計相應的注入參數。

2.1 注入溫度與注入的質量分數

前人研究表明，碳酰胺溶解度隨著溫度的升高不斷增大[19-25]，為盡量降低注入水對蒸汽腔的影響，需盡量減少伴注水量，增大碳酰胺的溶解度，因此現場需要熱水伴注。通過實驗測定碳酰胺加熱至148 ℃時會分解成CO2和NH3，因此，伴注熱水的溫度控制在148 ℃以下。現場脫油熱污水溫度為60～100 ℃，易獲得，可以作為伴注熱水。理論上60 ℃時，質量為100 g熱水能溶解237g碳酰胺，折算注入碳酰胺的最高臨界質量分數為70.3%。但注入質量分數較高的碳酰胺溶液在施工中有局部降溫結晶的風險。為此，模擬對比了碳酰胺質量分數分別為20%、40%、60%、70%條件下的協同注蒸汽開發效果(表5)。由表5可知，碳酰胺質量分數為60%的日增油最高；低于60%時增油效果隨質量分數增加逐漸提高，超過60%增油效果難以進一步提升，且受到結晶影響容易堵塞管路。為確保安全注入，一般控制碳酰胺的質量分數在60%左右，據此折算碳酰胺與熱水的質量比為1.5∶1.0。

表5 不同質量分數碳酰胺下的作用時間與增油效果

2.2 注入方式

為了使碳酰胺充分進入蒸汽腔，更好地發揮作用，采取從上部注汽水平井注碳酰胺溶液，利用蒸汽將碳酰胺帶入地層深部。碳酰胺與蒸汽混合注入對汽腔壓力影響波動較小，油井產量相對穩定，但是現場操作復雜，蒸汽與碳酰胺溶液從短管和長管分別注入時可能在井筒內造成壓力不穩定。定期段塞式注入碳酰胺，地面采用移動式注入設備，操作相對簡單。研究發現首次采用小段塞注入碳酰胺溶液，28 d即可見到增油效果，連續實施2個段塞后，碳酰胺輔助效果可持續維持300 d左右，階段產油量提高19.9%(圖1)。結合現場實際，1個周期采取連續2次小段塞注入，間隔1 a左右再進行下周期段塞注入，以維持增產效果。

圖1 純蒸汽注入和碳酰胺輔助SAGD生產效果對比

2.3 注入量

設計段塞分別注入9、21、30、42、51 t碳酰胺溶液，研究不同注入量對增油效果影響(圖2)。由圖2可知，在相同燜井時間條件下，隨著碳酰胺注入量增加，日增油逐漸增加，當碳酰胺注入量大于42 t后，增長幅度減緩，且每噸碳酰胺的增油量出現明顯下降，說明段塞注入42 t時總體效果最好。因此，最終確定碳酰胺溶液采用段塞式注入，單次小段塞注入量為42 t。

圖2 碳酰胺不同注入量生產效果對比曲線

2.4 燜井時間

碳酰胺溶液注入地層后需要一定時間才能完成分解，分解是否充分將會影響措施效果的好壞。利用CO(NH2)2+H2O→CO2+2NH3反應原理，實驗過程中監測反應釜內的壓力隨時間的變化，利用狀態方程計算碳酰胺溶液的質量分數隨時間的變化即分解速率。測定結果表明：相同溫度下，碳酰胺溶液的質量分數對其分解速率沒有明顯影響；隨溫度升高，碳酰胺的分解速率增大，說明溫度是碳酰胺溶液快速分解的決定性因素(表6)。

表6 不同溫度、質量分數下碳酰胺溶液分解速率

同時實驗了不同溫度下，不同質量分數的碳酰胺溶液的反應所需時間。實驗結果表明，隨著溫度升高碳酰胺完全反應所需時間縮短，降低單位碳酰胺溶液的質量分數所需時間也相應縮短。150 ℃時，質量比為0.43∶1.00的碳酰胺溶液需要34 min，質量比為1.50∶1.00的溶液完全反應時間為69 min(表7)。

表7 不同溫度、質量分數下碳酰胺燜井時間下限

鑒于注入段塞中熱水與碳酰胺的摻混質量比為1.5∶1.0，風城油田地層中蒸汽腔溫度為200 ℃左右，通過表7得到其反應時間為52 min，為保證充分反應，建議從注汽井注入碳酰胺溶液后燜井時間60 min恢復注蒸汽。利用后續蒸汽段塞將反應后的氣體頂替到汽腔深部，避免直接從下部生產井產出，生產井燜井時間90 min后恢復生產。

2.5 后續蒸汽頂替段塞

注入后續蒸汽段塞的目的是將碳酰胺分解后產物推向地層深處，促進NH3與CO2和井附近原油的充分接觸，充分提高碳酰胺的儲層利用效率。蒸汽段塞以環空體積為設計基礎，風城油田SAGD水平井平均垂直段及造斜段長度為550 m，垂直段直徑為0.245 m，水平井段長度為600 m，水平段直徑為0.177 m，測算環空體積為41 m3。在蒸汽干度為0.4，壓力為5 MPa時，水蒸汽比熱容是液相比熱容的12倍，實際頂替注入量按3倍蒸汽體積考慮，估算井組所需蒸汽對應的冷水約為10 t。

3 現場應用

3.1 試驗井組篩選標準

利用CMG軟件的STARS模塊，對不同油層厚度、滲透率、含油飽和度、原油黏度和采出程度的SAGD井組，開展不同單一變量的油藏篩選條件研究，評價碳酰胺輔助SAGD效果，并形成油藏篩選標準。根據模擬結果并結合SAGD井組生產動態，得到碳酰胺輔助SAGD的油藏篩選標準如下：①生產狀態處于穩定重力泄油階段，水平段動用程度不小于70%，無竄點；②生產井上部連續油層厚度不小于15 m，滲透率不小于700 mD，含油飽和度不小于60%，50 ℃原油黏度不大于40×104mPa·s；③采出程度不小于10%，具有一定蒸汽腔規模；④井況完好，注采系統運行正常。

3.2 現場試驗效果

2020年12月，碳酰胺輔助SAGD在風城油田Z井區實施1個井組。該井組孔隙度為30.2%，滲透率為791 mD，含油飽和度為61.9%，50 ℃原油黏度為11.5×104mPa·s，生產井上方油層厚度為21.2 m，水平段長度為600 m，動用程度為78.0%，采出程度為25.9%，目前處于穩定重力泄油階段。采用小段塞方式從注汽井持續注入碳酰胺溶液段塞42 t，燜井60 min后，繼續注10 t蒸汽頂替，生產井持續燜井90 min后轉SAGD生產28 d，共連續實施了2個段塞。截至2021年12月，與原純蒸汽SAGD相比，日產液上升21.2 t/d，日產油上升3.8 t/d，油汽比提高0.04，含水率下降0.4%，按照1 988 元/t油價測算，一年期投入產出比達到1∶5，措施效果顯著(表8)。

表8 碳酰胺輔助SAGD小段塞伴注試驗井組階段效果統計

在上述先導試驗的基礎上，對該井組碳酰胺輔助后的生產效果進行預測。圖3為碳酰胺輔助SAGD前后預測生產效果對比情況，結果表明，采用長期段塞式注入碳酰胺輔助SAGD開采，油汽比將由0.14提高到0.19，最終采收率預計達到55.7%，提高9.4個百分點。

圖3 碳酰胺輔助SAGD前后預測生產效果對比

4 結 論

(1) 碳酰胺輔助SAGD具有乳化降黏改善流動能力、提高驅油效率、降低殘余油飽和度、改善水敏提高滲透率等關鍵機理。

(2) 根據碳酰胺熱解反應特性，結合數值模擬，優化注入參數：碳酰胺質量分數為60%，注入溫度為60～100 ℃，注入量為42 t，注入井燜井時間為60 min，后續蒸汽頂替段塞10 t，生產井燜井時間90 min后轉正常SAGD操作。

(3) 實例應用表明，碳酰胺輔助SAGD實施后日產油上升3.8 t/d，測算投入產出比1∶5，預計最終采收率提高9.4個百分點，在類似油藏極具推廣潛力。