海上深層特稠油多元熱流體輔助重力泄油可行性室內(nèi)研究

鐘立國，姜　瑜，2，林　輝，王彥超，張成君

（1.中國石油大學(xué)（北京）提高采收率研究院，北京102249；2.中國石油新疆油田公司陸梁油田作業(yè)區(qū)，新疆克拉瑪依834000；3.東北石油大學(xué)石油工程學(xué)院，黑龍江大慶163318）

海上深層特稠油多元熱流體輔助重力泄油可行性室內(nèi)研究

鐘立國1，姜瑜1，2，林輝3，王彥超3，張成君3

（1.中國石油大學(xué)（北京）提高采收率研究院，北京102249；2.中國石油新疆油田公司陸梁油田作業(yè)區(qū)，新疆克拉瑪依834000；3.東北石油大學(xué)石油工程學(xué)院，黑龍江大慶163318）

為了尋求適應(yīng)海上深層特稠油提高采收率的方法，針對渤海LD16-1油田地質(zhì)特點，根據(jù)相似準(zhǔn)則組建大型室內(nèi)高溫高壓填砂模型，進行了蒸汽輔助重力泄油（SAGD）與多元熱流體輔助重力泄油（MAGD）的物理模擬實驗。結(jié)果表明：相比于SAGD，MAGD具有初期產(chǎn)能高、后期遞減快的特點，最終采出程度與累積原油蒸汽比分別提高了4.7%和0.445；通過注入大量的非凝析氣（包括二氧化碳和氮氣），發(fā)揮了非凝析氣補充地層能量、溶解降粘、增加彈性能及降低界面張力的作用；對于MAGD技術(shù)，注汽溫度是開采效果的主控因素；氣水比過大時，開采效果變差，存在一個合理氣水比；增加非凝析氣注入量與非凝析氣中二氧化碳的比例有利于強化MAGD的開采效果；比例實驗數(shù)值模型模擬結(jié)果與物理模擬結(jié)果的擬合精度達93.19%。

多元熱流體輔助重力泄油蒸汽輔助重力泄油特稠油非凝析氣熱力采油

Key words：multi-component thermal fluid-assisted gravity drainage；steam-assisted gravity drainage；extra-heavy oil；non-condensate gas；thermal recovery

渤海LD16-1油田屬于特稠油油藏，在油層條件下其粘度為20 000～50 000 mPa·s，油藏埋深大于1 000 m，油藏原始地層壓力高達10 MPa。油藏條件下流動性很差，采用常規(guī)冷采基本沒有產(chǎn)能；采用蒸汽吞吐或多元流體吞吐開采，由于周期短，油田開發(fā)面臨著多輪次吞吐開發(fā)后的開發(fā)方式轉(zhuǎn)換問題；而常規(guī)的蒸汽輔助重力泄油（SAGD）技術(shù)，由于在高原始地層壓力條件下難以形成穩(wěn)定蒸汽腔，導(dǎo)致開發(fā)效果變差［1-2］。筆者在綜合考慮渤海LD16-1油田注蒸汽工藝不成熟而注多元流體熱采技術(shù)相對完善的基礎(chǔ)上，針對該油田的地質(zhì)特點，提出了應(yīng)用多元熱流體輔助重力泄油（MAGD）進行深層特稠油開采的建議。

MAGD是指在SAGD基礎(chǔ)上，注入大量非凝析氣，形成多元熱流體（蒸汽、二氧化碳與氮氣），以對SAGD開采效果進行改進。中外已有諸多學(xué)者對注入蒸汽中添加少量非凝析氣，控制蒸汽腔的擴展及改進SAGD開采效果進行了研究［3-8］，而對于在SAGD階段添加大量非凝析氣形成多元熱流體輔助重力泄油則未見相關(guān)的研究報道。受非凝析氣組成、井網(wǎng)形態(tài)、地質(zhì)因素等綜合影響，MAGD技術(shù)作用機理非常復(fù)雜，因此，有必要通過室內(nèi)模擬實驗，對高壓油藏下MAGD開采可行性進行研究。

1MAGD室內(nèi)物理模擬

1.1MAGD物理模型的建立

物理模擬的關(guān)鍵在于實驗物理模型與油藏原型的相似問題，在MAGD實驗過程中，應(yīng)著重考慮重力和熱效應(yīng)對稠油開采效果的影響，模擬儲層流體和巖石的性質(zhì)隨溫度的變化［9-10］。因此，研究中的相似性設(shè)計采用Butler所提出的相似準(zhǔn)則［11-12］。

通過物理模型與原型中滲透率、孔隙度、有效厚度等參數(shù)的轉(zhuǎn)化，滿足相似準(zhǔn)則數(shù)，以保證實驗過程中蒸汽腔的擴展規(guī)律相似。相似準(zhǔn)則數(shù)的表達式為

式中：B3為相似準(zhǔn)則數(shù)；K為油層絕對滲透率，μm2；g為重力加速度，m/s2；L為水平井段有效長度，m；?為油藏孔隙度；ΔSo為蒸汽溫度下的可動油飽和度；α為油層熱擴散系數(shù)，m2/d；m為稠油無因次粘溫系數(shù)；vs為蒸汽溫度下稠油運動粘度，m2/d。

通過滿足無量綱生產(chǎn)時間t*來實現(xiàn)原型和模型生產(chǎn)時間的相似，其表達式為

式中：t*為無量綱生產(chǎn)時間；t為模型生產(chǎn)時間，d。

結(jié)合達西公式，確定模型的注汽速率為

式中：q為注汽速率，m3/d；μ為流體粘度，mPa·s；Δp為注采壓差，MPa；A為橫截面積，m2；h為有效厚度，m；model和field分別為實驗物理模型和油藏原型。

實驗填砂模型直徑為50 cm，長為75 cm，代表一個厚度為25 m、長和寬均為75 m的油藏單元。儲層流體是由水、稠油和天然氣組成的，而在實驗?zāi)M中沒有可替代水的低粘度流體，為了使用和實際油藏相同的稠油樣品，在實驗過程中需要采用滲透率較高的砂巖。此外，蒸汽高溫作用下油水界面張力趨于很低，在這種情況下，特別是對比粘度、壓力和重力后，毛管壓力可設(shè)為0。實驗還需考慮稠油、油藏壓力和油藏溫度。因此，實驗物理模型和實際油藏的參數(shù)m相同或非常接近，同時，對孔隙度、飽和度和熱擴散率也作了相同的假設(shè)。根據(jù)相似準(zhǔn)則得到實驗物理模型與油藏原型參數(shù)（表1）。

表1　實驗物理模型與油藏原型參數(shù)對比Table1　Comparison of parameters of physical model and field prototype

1.2實驗裝置及流程

按照相似準(zhǔn)則建立的大型室內(nèi)高溫高壓填砂物理模擬實驗系統(tǒng)包括模型主體、多元熱流體注入系統(tǒng)、數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)及計量系統(tǒng)。其實驗裝置主要包括：恒溫箱、大型填砂模型、溫度和壓力采集系統(tǒng)、蒸汽發(fā)生器、氮氣瓶、二氧化碳氣瓶、柱塞泵、活塞容器等壓力設(shè)備。

實驗流程如下：①準(zhǔn)備階段，包括模型填砂、飽和地層水、飽和地層油及模型老化。②預(yù)熱啟動階段，實驗采用蒸汽/多元熱流體吞吐預(yù)熱方式，通過采出井吞吐3輪次，從模型下部采出井按照設(shè)計速度注入蒸汽，模型中部連接的中間容器打開排水保持模型壓力穩(wěn)定，待達到注入量后關(guān)井，燜井30 min，控制回壓采出直到采液速度低于5～10 mL/ min，記錄注入壓力、溫度、采出油和水的變化。③SAGD/MAGD開采階段，由上端注入井按照設(shè)計注入速度注入蒸汽/多元熱流體，下端采出井控制回壓采出，記錄注入壓力、溫度以及采出油、氣、水的變化，并收集氣體進行測定分析。

1.3實驗方案設(shè)計

為了對比SAGD與MAGD開采效果，設(shè)計了SAGD與MAGD-1實驗進行對比研究；同時，為了考察注汽溫度、氣水比及多元熱流體組成對MAGD生產(chǎn)效果的影響，以MAGD-1方案為基準(zhǔn)，設(shè)計了方案MAGD-2—MAGD-4，分別改變注汽溫度（200℃）、氣水比（50）和多元熱流體組成（二氧化碳與氮氣體積比為1.0）。具體實驗方案設(shè)計如表2所示。

表2　MAGD實驗方案設(shè)計Table2　Design of MAGD experiment

1.4實驗結(jié)果及分析

1.4.1SAGD與MAGD對比

分析SAGD實驗動態(tài)（圖1）可見，SAGD開采在初期蒸汽吞吐預(yù)熱啟動階段采油速度較低，平均值為8.1 mL/min，采出程度為8.2%；進入生產(chǎn)階段后，采油速度增加，產(chǎn)能遞減較為緩慢，采出程度迅速提高并最終達到48.4%。相比之下，在MAGD-1實驗過程中（圖2），在初期多元熱流體吞吐預(yù)熱啟動階段就達到了較高的采油速度，平均值為22.7 mL/ min，采出程度達26.0%；在生產(chǎn)階段，初期繼續(xù)維持高采油速度，但到中后期則出現(xiàn)了產(chǎn)能大幅衰減，最終采出程度為53.1%，比SAGD實驗提高了4.7%。

對比SAGD與MAGD實驗的含水率變化特征可見，SAGD實驗在預(yù)熱啟動階段就達到高含水率，隨著吞吐輪次的增加，含水率略微下降；在進入生產(chǎn)階段后，含水率大幅降低，并隨著生產(chǎn)時間的延長緩慢上升。在MAGD實驗中，含水率變化趨勢與SAGD實驗類似，在預(yù)熱啟動階段即維持高含水率生產(chǎn)，在進入生產(chǎn)階段后，含水率先大幅下降后又迅速上升，表現(xiàn)為產(chǎn)能迅速遞減。

圖1　SAGD實驗動態(tài)Fig.1　Dynamic graph of SAGD experiment

圖2　MAGD-1實驗動態(tài)Fig.2　Dynamic graph of MAGD-1 experiment

對比SAGD與MAGD實驗過程中累積原油蒸汽比的動態(tài)可見，在生產(chǎn)階段，2組實驗均在初期低含水率階段表現(xiàn)出升高的趨勢；隨著生產(chǎn)時間的延長，含水率上升，累積原油蒸汽比逐漸下降；此外，與SAGD實驗相比，MAGD實驗的最終累積原油蒸汽比高0.445。

1.4.2MAGD開采機理

綜合分析SAGD與MAGD實驗可以看出，相比于SAGD方法，MAGD通過添加大量非凝析氣（二氧化碳和氮氣），形成多元熱流體（蒸汽、二氧化碳及氮氣），不僅降低了蒸汽注入量，還提高了采油速度及最終采出程度。因此，分析認為MAGD在生產(chǎn)過程中具有以下作用機理：①非凝析氣的添加可以控制蒸汽腔的擴展，減少熱損失，降低蒸汽需求量；②非凝析氣具有很好的壓縮性與膨脹性，注入后能迅速補充地層能量，保持蒸汽腔壓力，繼而提高采油速度；③非凝析氣可以起到在原油中溶解降粘的作用，同時溶解氣能夠增加原油的彈性膨脹能，隨著壓力下降形成溶解氣驅(qū)作用，增加泄油速度；④非凝析氣與密度大的流體產(chǎn)生重力分異作用，強化了重力泄油作用；⑤非凝析氣中的二氧化碳能夠萃取、抽提原油輕質(zhì)及中間組分，降低原油界面張力，繼而降低殘余油飽和度，提高最終采出程度。但是，添加大量非凝析氣同樣存在氣竄的風(fēng)險。在MAGD實驗中，隨著蒸汽腔的擴展，非凝析氣不斷累積并發(fā)生氣竄，開采效果迅速變差，使MAGD表現(xiàn)為初期產(chǎn)量高、后期遞減快的特點。

1.4.3MAGD影響因素

由不同MAGD實驗條件下的采出程度及累積原油蒸汽比動態(tài)（圖3，圖4）可以看出，盡管實驗條件不同，但采出程度與累積原油蒸汽比的動態(tài)變化趨勢基本相同。

圖3　 不同MAGD開采方案下的采出程度動態(tài)對比Fig.3　Dynamic comparison of recovery degree of reserves for different MAGD projects

圖4　不同MAGD實驗方案下的累積原油蒸汽比動態(tài)對比Fig.4　Dynamic comparison of cumulative oil/steam ratio for different MAGD projects

MAGD-2實驗結(jié)果表明，降低注汽溫度，對采出程度影響較大。分析其原因是：在MAGD過程中，注熱流體降粘仍是主要的開采機理，注汽溫度降低直接導(dǎo)致了原油粘度增加，使開采效果最差，最終采出程度為42.6%。因此，注汽溫度應(yīng)為MAGD開采效果的主控因素。MAGD-3實驗結(jié)果表明，降低氣水比，即降低注入流體中非凝析氣所占比例，最終采出程度與累積原油蒸汽比發(fā)生下降，相比基準(zhǔn)方案分別下降了3.4%和0.04。分析其原因是：在蒸汽中添加非凝析氣，能降低蒸汽熱損失，強化開采效果，但當(dāng)氣水比過高時，非凝析氣量增加，占據(jù)大量孔隙體積并形成可流動連續(xù)相，容易導(dǎo)致泄油后期注采井間氣竄，影響最終采收率。因此，對于給定的油藏條件，存在一個最佳氣水比。MAGD-4實驗結(jié)果表明，增加注入非凝析氣中二氧化碳的含量，得到的最終累積原油蒸汽比和最終采出程度最高，分別為0.873和58.7%。分析其原因是：與氮氣相比，二氧化碳在原油中的溶解性更強，強化了非凝析氣溶解降粘、增加原油膨脹能的作用，提高了采油速度；二氧化碳含量的增加，加強了其萃取原油、降低界面張力的作用，進一步降低殘余油飽和度，提高最終采出程度。因此，非凝析氣中二氧化碳含量對MAGD開采效果應(yīng)有較大影響。

2　MAGD室內(nèi)實驗可行性驗證

為了對MAGD室內(nèi)物理模擬實驗進行驗證，基于室內(nèi)研究獲得的巖石和流體參數(shù)，建立與室內(nèi)填砂模型相應(yīng)的比例實驗數(shù)值模型，通過Eclipse E300模擬器，進行MAGD數(shù)值模擬，將數(shù)值模擬動態(tài)與實驗?zāi)M動態(tài)進行比較。

建立的油藏模型與大型填砂模型相當(dāng)，并假設(shè)孔隙度、束縛水飽和度、原始含油飽和度分布均勻。水平井長度為0.75 m，直徑為0.01 m，稠油粘度相同，注采參數(shù)與實驗設(shè)計相同。比例實驗數(shù)值模型的尺寸為200 cm×200 cm×200 cm，模型中垂向上分布20個產(chǎn)層，網(wǎng)格劃分為10×20×20共4 000個網(wǎng)格塊。

如圖5所示，MAGD數(shù)值模擬平均采油速度為22.89 mL/min，與MAGD物理模擬平均采油速度21.43 mL/min的擬合精度為93.19%，達到了較好的擬合效果，驗證了物理模擬實驗結(jié)果的有效性，同時也為進行油藏規(guī)模的數(shù)值模擬研究提供了必要的巖石、流體參數(shù)。

圖5　比例實驗數(shù)值模型MAGD數(shù)值模擬的開采動態(tài)Fig.5　Dynamic graph of MAGD scaled numerical simulation

3　結(jié)論

建立了MAGD室內(nèi)物理模擬實驗系統(tǒng)，進行SAGD與MAGD對比實驗，結(jié)果表明：MAGD表現(xiàn)出初期產(chǎn)量高、后期遞減快的特點，其最終采出程度與累積原油蒸汽比均高于SAGD實驗結(jié)果。MAGD實驗中通過添加大量非凝析氣，強化了非凝析氣增加地層能量、溶解降粘、重力泄油及降低界面張力的作用，其與SAGD實驗相比，不僅減少了蒸汽注入量，還加快了采油速度，提高了最終采出程度。注汽溫度是MAGD開采效果的主控因素；氣水比過大時，開采效果變差，存在一個合理氣水比；增加非凝析氣注入量與非凝析氣中二氧化碳含量有助于強化MAGD的開采效果。

比例實驗數(shù)值模擬結(jié)果與物理模擬實驗結(jié)果的擬合精度達到了93.19%，驗證了物理模擬實驗結(jié)果的有效性，同時也為進行油藏規(guī)模的數(shù)值模擬研究提供了必要的巖石、流體參數(shù)。

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編輯劉北羿

Laboratory feasibility study of multi-component thermal fluid-assisted gravity drainage in
o
ffshore deep extra-heavy oil reservoir

Zhong Liguo1，Jiang Yu1，2，Lin Hui3，Wang Yanchao3，Zhang Chengjun3

（1.Research Institute of Enhanced Oil Recovery，China University of Petroleum（Beijing），Beijing City，102249，China；2.Luliang Operation District，PetroChina Xinjiang Oilfield Company，Karamy，Xinjiang，834000，China；3.School of Petroleum Engineering，Northeast Petroleum University，Daqing City，Heilongjiang Province，163318，China）

To seek appropriate technical methods for EOR in offshore deep extra-heavy oil reservoirs，a large-scale model of high temperature and high pressure sand packing was constructed according to the similarity theory and the geological characteristics of LD16-1 oilfield in the Bohai Sea.The physical simulation experiments of steam-assisted gravity drainage （SAGD）and multi-component thermal fluid-assisted gravity drainage（MAGD）were conducted in this sand packed model. Research results show that：MAGD has characters of high production capacity in early stages and fast decline in later production compared with SAGD.The ultimate recovery degree of reserves and cumulative oil-steam ratio has increased by 4.7%and 0.445 respectively.Amounts of injected non-condensate gas（CO2and N2）may play the role of energy supplement，viscosity reduction，elastic energy increase and interfacial tension reduction.For MAGD technique，the injection temperature is the main controlling factor of the production performance.There is a reasonable gas water ratio since too much gas water ratio brings poorer recovery effect.Increasing injection rate and the proportions of CO2in the non-condensate gas can improve the recovery effect.In addition，numerical simulation results have 93.19%fitting precision of the physical simulation results in a scaled numerical model.

中圖分類號：TE357.41A

1009-9603（2015）05-0079-05

2015-07-09。

鐘立國（1976—），男，內(nèi)蒙古科右前旗人，副研究員，博士，從事稠油油藏開發(fā)與提高采收率等研究。聯(lián)系電話：13911764677，E-mail：zhlg1976@yahoo.com.cn。

國家自然科學(xué)基金項目“蒸汽-氣體協(xié)同驅(qū)替與重力泄油開采方法研究”（51474227）和“二氧化碳驅(qū)油藏流體混合傳質(zhì)理論與局部混相效應(yīng)研究”（51174041）。