伴注烟道气改善蒸汽辅助重力泄油开发效果的实验研究

赵庆辉

赵庆辉. 伴注烟道气改善蒸汽辅助重力泄油开发效果的实验研究[J]. 石油钻采工艺,2021,43(3):385-389
引用本文: 赵庆辉. 伴注烟道气改善蒸汽辅助重力泄油开发效果的实验研究[J]. 石油钻采工艺,2021,43(3):385-389
ZHAO Qinghui. Experimental study on the development effect of flue gas-associated SAGD[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2021, 43(3): 385-389
Citation: ZHAO Qinghui. Experimental study on the development effect of flue gas-associated SAGD[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2021, 43(3): 385-389

伴注烟道气改善蒸汽辅助重力泄油开发效果的实验研究

基金项目: 国家科技重大专项“辽河、新彊稠油/超稠油开发技术示范工程”(编号:2016ZX05055)
详细信息
    作者简介:

    赵庆辉(1973-),1998年毕业于东北石油大学油气田开发工程专业,硕士,现从事提高采收率研究工作。通讯地址:(124010)辽宁省盘锦市辽河油田勘探开发研究院稠(重)油研发试验中心。电话:0427-7832709。E-mail:Zhaoqh008@sina.com

  • 中图分类号: TE345

Experimental study on the development effect of flue gas-associated SAGD

图(8) / 表 (1)
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出版历程
  • 修回日期:  2021-01-20
  • 网络出版日期:  2021-08-26

伴注烟道气改善蒸汽辅助重力泄油开发效果的实验研究

    基金项目:  国家科技重大专项“辽河、新彊稠油/超稠油开发技术示范工程”(编号:2016ZX05055)
    作者简介:

    赵庆辉(1973-),1998年毕业于东北石油大学油气田开发工程专业,硕士,现从事提高采收率研究工作。通讯地址:(124010)辽宁省盘锦市辽河油田勘探开发研究院稠(重)油研发试验中心。电话:0427-7832709。E-mail:Zhaoqh008@sina.com

  • 中图分类号: TE345

摘要: 蒸汽辅助重力泄油(即SAGD)是开发厚层超稠油油藏的有效技术,但在开发中后期存在注入蒸汽超覆严重、热损失大、油汽比低等问题,影响了开发效果。为此,在室内利用高压物性分析仪、比例物理模拟系统等装置,开展了烟道气对地层原油性质的影响,以及伴注烟道气后蒸汽向上覆地层热损失、蒸汽腔变化规律和生产特征等实验研究。结果表明,注入的烟道气可以有效降低地层原油黏度,提高原油渗流能力,增大体积系数,增加弹性能量;与常规SAGD方式相比,烟道气辅助SAGD方式蒸汽腔横向扩展速度加快,纵向扩展速度减缓,蒸汽超覆现象得到有效抑制;伴注的烟道气在蒸汽腔上方聚集,形成隔热层,减少了蒸汽向上覆盖层的热损失,提高了热量利用效率;在常规SAGD过程中伴注烟道气,可以一定程度减少蒸汽注入量,提高油汽比,改善开发效果。综合分析认为,伴注烟道气方式是改善SAGD开发中后期开发效果的可行途径。

English Abstract

赵庆辉. 伴注烟道气改善蒸汽辅助重力泄油开发效果的实验研究[J]. 石油钻采工艺,2021,43(3):385-389
引用本文: 赵庆辉. 伴注烟道气改善蒸汽辅助重力泄油开发效果的实验研究[J]. 石油钻采工艺,2021,43(3):385-389
ZHAO Qinghui. Experimental study on the development effect of flue gas-associated SAGD[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2021, 43(3): 385-389
Citation: ZHAO Qinghui. Experimental study on the development effect of flue gas-associated SAGD[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2021, 43(3): 385-389
    • 蒸汽辅助重力泄油(SAGD)是利用流体热对流与热传导原理,以蒸汽为加热介质,依靠沥青及凝析液的重力作用开采稠油,其机理研究及矿场试验日臻成熟[1-6]。SAGD开发过程中,蒸汽腔的发育形态及扩展趋势、水平井水平段动用程度等对生产效果具有极为重要的影响[7-8]。在辽河油田曙一区Du84块厚层块状超稠油油藏实施了SAGD,取得了较好的效果,但受油藏埋深、储层物性等条件影响,目前仍存在着汽腔扩展不均衡、油藏顶部热损失大、部分注采井间汽窜及周边井组蒸汽外溢等问题。

      针对以上问题,近年来,辽河油田探索采用氮气辅助SAGD方式来改善开发效果,每年向SAGD井组中注入200多万m3氮气,虽然取得了较好效果,但投入成本较大。根据相关文献,在SAGD开发中注蒸汽时伴注一定量非凝析气体,可以减少井间剩余油和盖层热损失、维持蒸汽腔压力、扩大蒸汽波及体积、提高油汽比[9-11]。辽河油田稠油开发主要以热采为主,通过燃气锅炉提供蒸汽热源开采原油,热采锅炉每天会产生大量的烟道气,其主要成分为氮气和二氧化碳,其中近80%成分为氮气。热采锅炉产生的烟道气能够为辅助SAGD提供稳定的气源。烟道气的伴注既能有效减少蒸汽注入量,降低超稠油开采成本,同时还可以减少温室气体的排放,改善环境污染状况,具有较高的经济和社会效益。开展了烟道气对地层原油性质的影响,以及伴注烟道气后蒸汽向上覆地层热损失、蒸汽腔变化规律和生产特征等室内实验研究,所得实验结果与认识可为方案设计和矿场试验提供必要的理论依据。

    • (1)实验用油。选用辽河油田Du84块脱气原油,50 ℃下原油黏度为82 904 mPa · s。(2)实验用砂。按一定比例复配能够反映地下储层特征的不同粒径石英砂。(3)烟道气。室内配置,其组成为:80%N2+10%CO2+10%O2

    • 实验采用地层原油高压物性分析仪和比例物理模拟实验系统。地层原油高压物性分析仪主要用来研究烟道气溶解能力及溶气原油膨胀性能。比例物理模拟实验系统用来对比不同SAGD开发方式效果,该系统由注入模块、模型本体、覆压模块、监测系统、产出液分离与计量、数据采集与数据处理6部分构成。注入模块包括高压恒速泵、蒸汽发生器、气体增压泵、气体流量计等;模型本体为填砂模型,用于模拟实际油藏;覆压模块用于给模型本体升温和加压,创建油藏初始条件;监控系统采用先进的测控技术,对系统不同位置进行温度、压力监测;产出液体分离与计量模块由回压控制器、油水分离等装置组成,用于产出液油、气、水分离与计量;数据采集与数据处理系统通过建立计算机网格模型,对实验过程中模型内不同位置的温度、压力数据进行实时采集与处理。图1是比例物理模拟实验流程示意图。

      图  1  比例物理模拟实验流程示意图

      Figure 1.  Schematic process of proportional physical simulation experiment

    • 根据SAGD物理模拟相似准则并结合目标区块实际情况,将油藏厚度、井距、射孔厚度、水平井位置等油藏原型参数转化为模型参数,参数比例模化结果见表1图2是Du84块Ⅴ-Ⅵ组油藏直-平组合SAGD布井方式示意图,在距离油层底2 m位置设计一口水平生产井,水平生产井侧上方设计2口垂直注汽井,其距离水平生产井平面距离35 m。垂直注汽井射孔井段5 m,其下部到水平生产井垂向距离5 m。

      表 1  油藏参数与模型参数比例模化结果

      Table 1.  Proportional simulation results of oil reservoir parameters and model parameters

      类别井距/
      m
      渗透率/
      μm2
      孔隙度/
      %
      油层厚度/
      m
      注汽速度/
      (t · d−1)
      垂直井射
      孔井段/m
      水平井距油层
      底部距离/m
      垂直井射孔底界距
      水平井垂向距离/m
      原型值701.0623033.670525
      模型值0.520736.50.240.0430.03570.01430.0357

      图  2  比例模型布井方式示意图

      Figure 2.  Schematic well spacing pattern of proportional model

    • 为了研究烟道气的伴注对SAGD生产效果的影响,设计了两种比例物理模拟实验方案(方案1、方案2)。

      方案1:只注入蒸汽进行SAGD生产。

      方案2:注入蒸汽和烟道气的混合(汽/气)体进行SAGD生产,混合(汽/气)体中烟道气占20%。

      实验过程分2个阶段,第1个阶段直井与水平井同时吞吐生产,对油层进行预热降压,直到垂直井与水平井之间地层温度达到70 ℃以上,建立了良好的热连通,为进行SAGD生产做好准备;第2个阶段为蒸汽辅助重力泄油阶段。蒸汽吞吐预热结束后,就进入侧上方垂直井连续注汽(或混合汽/气体)、下方水平井生产的SAGD模式。

    • 利用地层原油高压物性分析仪对溶入烟道气后原油黏度和体积系数进行了测定,结果如图3所示。从图3中可以看出,随着压力增加,溶气原油黏度有较大幅度下降,当压力由0 MPa增加至10 MPa时,原油黏度由151 mPa · s降到88 mPa · s。分析认为当原油中溶解烟道气以后,原体系中的液液分子间作用力变为液气分子间作用力。体系压力越高,溶入原油中的烟道气质量浓度就越大,液气分子间作用力占据的比例也越大,原油黏度也越低,所以原油溶解烟道气后,黏度降低,有利于提高原油在多孔介质中的渗流能力。

      图  3  溶气原油黏度和体积系数随压力变化曲线

      Figure 3.  Variation of viscosity and volume coefficient of live oil with pressure

      体积系数是表征膨胀作用的一项重要指标,它反映了单位体积原油因溶解气体增加的体积倍数。从图3实验结果可以看出,随着压力的增加,溶气原油体积系数增大,当压力由0 MPa升至10 MPa时,体积系数由1.07增至1.09。原油体积系数的增加,有助于增加油层的弹性能量,增大流动压差,有利于膨胀后的剩余油脱离岩石表面的束缚,降低残余油饱和度,提高原油采出程度。

    • 热量是注蒸汽热采过程中最重要的、唯一的能量来源,能否充分利用将在一定程度上决定热采方式的经济有效性。在方案1和方案2两种SAGD方式实施过程中分别计算了上覆盖层热量损失,热损失随时间变化关系如图4所示。在SAGD生产初期,2个方案向上覆盖层热损失相差不大,但到了开发中后期,差距逐渐加大,到生产结束时,方案2的热损失比方案1低12%。分析认为这是由于方案1在实施过程中,注入的蒸汽在超覆作用下,向蒸汽腔上方拓展,最终聚集在油层顶部,蒸汽直接与盖层接触,导致热损失较大。方案2中,由于注入的烟道气不冷凝,气液密度差的作用促使烟道气富集在油层顶部,烟道气中氮气占了80%,作为惰性气体,氮气导热系数很低,具备良好隔热性能,其聚集在油层顶部能够发挥很好的隔热作用,有效地降低了热损失。

      图  4  不同SAGD方式热损失随时间变化曲线

      Figure 4.  Variation of heat loss over time in different SAGD modes

    • 为了对比2个方案蒸汽腔的变化特征,在油层中心位置沿着水平和垂直方向分别设置系列测温点,记录了SAGD过程中蒸汽腔在形成、扩展和下降阶段的横、纵向温度场变化规律,图5给出了不同阶段沿着x方向穿过中心位置的温度变化曲线,图6是起始位置在油层顶部,沿着z方向穿过中心位置的温度变化曲线。

      图  5  油层水平方向上温度变化曲线

      Figure 5.  Variation of oil reservoir temperature in the horizontal direction

      图  6  油层垂直方向上温度变化曲线

      Figure 6.  Variation of oil reservoir temperature in the vertical direction

      图5可见,生产过程中,随着蒸汽连续注入,蒸汽腔不断扩大,同一时刻方案2蒸汽腔温度高于方案1。根据临近测温点距离和温度变化时间分别计算了不同方案蒸汽腔扩展速度,方案1的蒸汽腔横向扩展速度为0.247 cm/min,方案2为0.285 cm/min,提高了15.4%。同时,随着时间的延续,温度差逐级加大。这说明烟道气的注入提高了气体驱动作用,加快了蒸汽腔横向扩展速度。

      图6可见,随着生产时间延长,油层加热范围不断扩大,同一时刻方案2油层温度低于方案1。根据监测数据计算,方案1的蒸汽腔纵向扩展速度为2.58 cm/min,方案2为2.05 cm/min,相对减缓了21%。分析认为方案2实施过程中,伴注的烟道气经过重力分异作用,逐级聚集到蒸汽腔顶部,减缓了蒸汽向上的超覆作用,并且随着时间的延长,作用效果越发明显。

      综合以上分析,烟道气辅助SAGD方式比常规SAGD方式蒸汽腔横向扩展速度快,纵向扩展速度减缓,蒸汽向上超覆现象能够得到有效抑制。

    • 图7是2个方案的累积油汽比和含水率生产曲线。实验过程中,方案2的累积油汽比始终大于方案1的,生产结束时方案1的累积油汽比为0.16,方案2为0.21,提高了0.05。分析认为烟道气注入后充填了汽腔体积,发挥了分压作用,维持了汽腔压力,减少了蒸汽用量;稳产阶段方案2的含水率较方案1低,分析认为这是由于方案2中加入了烟道气,降低了蒸汽注入量,这样产出液中的水蒸汽量就少,相对油量增加,所以含水率降低,进入衰竭开采阶段以后,2个方案相似,水平井大量产水,含水率快速增加,最后蒸汽突破到水平井,生产结束。

      图  7  不同SAGD方式累积油汽比和含水率变化曲线

      Figure 7.  Cumulative oil/steam ratio and water cut of two schemes

      图8为方案1和方案2采出程度随时间的变化曲线。可以看出,在上产阶段方案2的采出程度始终高于方案1,说明方案2的采油速度大于方案1,方案2更早达到产油高峰期。2个方案的最终采出程度相差不大,方案1的最终采出程度为69.7%,方案2为70.8%,方案2采出程度略高,但与方案1相比,由于烟道气的注入,在确保相同效果的情况下方案2节省了部分蒸汽注入量,提高了SAGD经济效益。

      图  8  不同SAGD方式采出程度生产曲线

      Figure 8.  Degree of reserve recovery in different SAGD modes

    • (1)烟道气对地层原油性质有较大影响,溶气后原油黏度有较大幅度降低,体积系数增大,注入烟道气有利于改善原油流动性,增加地层弹性能量。

      (2)由于重力分异作用,SAGD过程中注入的烟道气聚集在油藏顶部,避免蒸汽直接加热盖层,减少了热损失,提高了热效率。

      (3) SAGD过程中伴注烟道气能够有效调整蒸汽腔发育形态,减缓汽腔纵向超覆趋势,加快汽腔横向扩展速度。

      (4)伴注烟道气是改善超稠油油藏SAGD开发效果的有效技术手段,与常规SAGD方式相比,烟道气辅助SAGD方式能有效减少蒸汽注入量,提高蒸汽热利用率,累积油汽比提高0.05,采出程度提高1.1%。

参考文献 (11)

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