碳酰胺輔助SAGD提高超稠油Ⅲ類油藏采收率技術(shù)

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(chǔ)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(qū)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(zhì)含量高，滲透率平均為793 mD(SAGD開發(fā)油藏普遍在2 000 mD以上)，河道在沉積期次內(nèi)多次改道，導(dǎo)致滲流屏障多期發(fā)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(fā)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(fā)育緩慢，轉(zhuǎn)SAGD生產(chǎn)后1 a內(nèi)日產(chǎn)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(zhì)性強的特點，國內(nèi)外學者提出了一些改善開發(fā)效果技術(shù)對策與思路，其中對于隔夾層多期發(fā)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(shù)已成熟[2-4]，但工藝復(fù)雜且受井網(wǎng)限制無法規(guī)?；瘧?yīng)用。前人研究表明，碳酰胺在輔助稠油吞吐和汽驅(qū)開發(fā)中，能夠提高蒸汽波及體積，改善開發(fā)效果[5]，但如何應(yīng)用于SAGD開發(fā)中提高超稠油Ⅲ類油藏開發(fā)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(yīng)機理入手，以風城油田的實際油藏參數(shù)為基礎(chǔ)，開展室內(nèi)物模實驗及數(shù)值模擬研究，揭示關(guān)鍵技術(shù)機理并對其適應(yīng)性進行評價，分析總結(jié)油藏及井組篩選標準，對注入?yún)?shù)進行優(yōu)化，指導(dǎo)現(xiàn)場開展1井組試驗，證實了碳酰胺輔助技術(shù)能夠大幅提高超稠油Ⅲ類油藏SAGD開發(fā)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(shù)[6-8]。為了揭示碳酰胺注入地層后的作用機理，在室內(nèi)50 ℃條件下，利用風城油田Z井區(qū)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(qū)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(qū)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(yīng)生成CO2和NH3，NH3在高溫高壓下和水繼續(xù)反應(yīng)生成OH-和NH4+。OH-和原油中的有機酸反應(yīng)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(yīng)前后的黏度(表1)。實驗結(jié)果表明，隨著原油混合液中碳酰胺溶液的質(zhì)量分數(shù)增加，降黏率逐漸增大，當溶液的質(zhì)量分數(shù)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(qū)原油的流動性。

表1 不同質(zhì)量比的碳酰胺溶液降黏實驗對比

1.2 提高驅(qū)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?yōu)橛H水，提高洗油效果[11-13]。實驗結(jié)果表明：熱水驅(qū)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(qū)油效率提高10.2個百分點；蒸汽驅(qū)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(qū)油效率提高5.5個百分點(表2)。

表2 風城油田Z井區(qū)原油的驅(qū)油效率實驗結(jié)果

1.3 改善水敏，提高滲透率

碳酰胺在高溫下發(fā)生分解反應(yīng)，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(fā)生明顯變化。

風城油田Z井區(qū)的儲層屬于中等偏強水敏性，以該區(qū)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?shù)V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(qū)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(zhì)量分數(shù)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(zhì)量分數(shù)增加，水敏性對滲透率影響越來越小，當碳酰胺質(zhì)量分數(shù)大于10%時，可以使巖心從中強水敏變?yōu)槿跛?表3、4)。

表3 50℃下Z井區(qū)巖心水敏性評價實驗結(jié)果

表4 50℃下Z井區(qū)巖心注碳酰胺水敏性評價實驗結(jié)果

2 碳酰胺注入?yún)?shù)優(yōu)化

參考Z井區(qū)主力儲層地質(zhì)參數(shù)，建立基礎(chǔ)數(shù)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(xù)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(chǎn)水平井距離油藏底界1.0～2.0 m。以上述模型參數(shù)為基礎(chǔ)，利用CMG軟件進一步優(yōu)化設(shè)計相應(yīng)的注入?yún)?shù)。

2.1 注入溫度與注入的質(zhì)量分數(shù)

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(xiàn)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?，F(xiàn)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(zhì)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(zhì)量分數(shù)為70.3%。但注入質(zhì)量分數(shù)較高的碳酰胺溶液在施工中有局部降溫結(jié)晶的風險。為此，模擬對比了碳酰胺質(zhì)量分數(shù)分別為20%、40%、60%、70%條件下的協(xié)同注蒸汽開發(fā)效果(表5)。由表5可知，碳酰胺質(zhì)量分數(shù)為60%的日增油最高；低于60%時增油效果隨質(zhì)量分數(shù)增加逐漸提高，超過60%增油效果難以進一步提升，且受到結(jié)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(zhì)量分數(shù)在60%左右，據(jù)此折算碳酰胺與熱水的質(zhì)量比為1.5∶1.0。

表5 不同質(zhì)量分數(shù)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(fā)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(chǎn)量相對穩(wěn)定，但是現(xiàn)場操作復(fù)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(nèi)造成壓力不穩(wěn)定。定期段塞式注入碳酰胺，地面采用移動式注入設(shè)備，操作相對簡單。研究發(fā)現(xiàn)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(xù)實施2個段塞后，碳酰胺輔助效果可持續(xù)維持300 d左右，階段產(chǎn)油量提高19.9%(圖1)。結(jié)合現(xiàn)場實際，1個周期采取連續(xù)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(chǎn)效果。

圖1 純蒸汽注入和碳酰胺輔助SAGD生產(chǎn)效果對比

2.3 注入量

設(shè)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(xiàn)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(chǎn)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(yīng)原理，實驗過程中監(jiān)測反應(yīng)釜內(nèi)的壓力隨時間的變化，利用狀態(tài)方程計算碳酰胺溶液的質(zhì)量分數(shù)隨時間的變化即分解速率。測定結(jié)果表明：相同溫度下，碳酰胺溶液的質(zhì)量分數(shù)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(zhì)量分數(shù)下碳酰胺溶液分解速率

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

表7 不同溫度、質(zhì)量分數(shù)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(zhì)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(yīng)時間為52 min，為保證充分反應(yīng)，建議從注汽井注入碳酰胺溶液后燜井時間60 min恢復(fù)注蒸汽。利用后續(xù)蒸汽段塞將反應(yīng)后的氣體頂替到汽腔深部，避免直接從下部生產(chǎn)井產(chǎn)出，生產(chǎn)井燜井時間90 min后恢復(fù)生產(chǎn)。

2.5 后續(xù)蒸汽頂替段塞

注入后續(xù)蒸汽段塞的目的是將碳酰胺分解后產(chǎn)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(huán)空體積為設(shè)計基礎(chǔ)，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(huán)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(yīng)的冷水約為10 t。

3 現(xiàn)場應(yīng)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(jù)模擬結(jié)果并結(jié)合SAGD井組生產(chǎn)動態(tài)，得到碳酰胺輔助SAGD的油藏篩選標準如下：①生產(chǎn)狀態(tài)處于穩(wěn)定重力泄油階段，水平段動用程度不小于70%，無竄點；②生產(chǎn)井上部連續(xù)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(guī)模；④井況完好，注采系統(tǒng)運行正常。

3.2 現(xiàn)場試驗效果

2020年12月，碳酰胺輔助SAGD在風城油田Z井區(qū)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(chǎn)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(wěn)定重力泄油階段。采用小段塞方式從注汽井持續(xù)注入碳酰胺溶液段塞42 t，燜井60 min后，繼續(xù)注10 t蒸汽頂替，生產(chǎn)井持續(xù)燜井90 min后轉(zhuǎn)SAGD生產(chǎn)28 d，共連續(xù)實施了2個段塞。截至2021年12月，與原純蒸汽SAGD相比，日產(chǎn)液上升21.2 t/d，日產(chǎn)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(chǎn)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(tǒng)計

在上述先導(dǎo)試驗的基礎(chǔ)上，對該井組碳酰胺輔助后的生產(chǎn)效果進行預(yù)測。圖3為碳酰胺輔助SAGD前后預(yù)測生產(chǎn)效果對比情況，結(jié)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(yù)計達到55.7%，提高9.4個百分點。

圖3 碳酰胺輔助SAGD前后預(yù)測生產(chǎn)效果對比

4 結(jié) 論

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

(2) 根據(jù)碳酰胺熱解反應(yīng)特性，結(jié)合數(shù)值模擬，優(yōu)化注入?yún)?shù)：碳酰胺質(zhì)量分數(shù)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(xù)蒸汽頂替段塞10 t，生產(chǎn)井燜井時間90 min后轉(zhuǎn)正常SAGD操作。

(3) 實例應(yīng)用表明，碳酰胺輔助SAGD實施后日產(chǎn)油上升3.8 t/d，測算投入產(chǎn)出比1∶5，預(yù)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。