栾健 陈军 韩冰 郭宣铭 刘晓蒙

(1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610500；2.中国石油辽河油田勘探开发研究院稠油所，辽宁 盘锦 124010)

0 引言

辽河油田曙一区杜84 块构造上位于辽河盆地西部凹陷西部斜坡带中段，为一轴向为北东南西的单斜鼻状构造，地层原油粘度达23.191×104mPa·s，属少见的超稠油。含油面积6.2km2，探明地质储量为8273×104t，埋深550～1150m，属中深层超稠油油藏，地层温度为38～45℃，原油在地层条件下不能流动。其纵向上发育了三套层系，如图1 所示，其油层相对集中，储层物性好，为中～高孔、高渗～特高渗储层，但兴I 组油层存在着较活跃的边、顶水，这对开发后期针对超稠油开展增产措施有着潜在的威胁，具体参数见表1。[1]

表1 杜84块储层岩石及流体参数表

现场上采取蒸汽吞吐后转SAGD 的开发方式，其能提高采收率超过40%，但随着SAGD 的持续进行，蒸汽超覆现象严重，蒸汽上升速度较快，顶水下泄及边水侵入的情况越来越严重等问题也日益凸现出来，故迫切需要开发出接替SAGD 的新技术。针对上述问题，目前广泛认为应在SAGD 过程中加入非凝析气，即SAGP(Steam and Gas Push)技术。[2]

1 SAGP国内外现状及技术原理

SAGP 技术最早由加拿大卡尔加里大学的R·M·Butler博士提出，目的是为了解决SAGD 过程中蒸汽腔上窜过快、蒸汽向上覆岩层的热损失过大和蒸汽热效率低等问题。SAGP 通过注入非凝析气(如N2、CO2、CH4、烟道气等)来提高SAGD 的蒸汽热效率、控制蒸汽腔的形状。目前，SAGP 被广泛认为是SAGD 后期的有效接替方案。但对于目前的研究主要局限于实验室内的小规模模拟，在世界范围内没有在矿场的大规模应用的实例。此次结合辽河油田杜84 块兴I 组的研究可为今后的SAGP 的深入研究及技术推广提供理论依据。

在SAGP 相似性模拟实验实验中，分析SAGD 汽腔所有的部分都达到蒸汽的饱和温度，而SAGP 只有注采井间的部分达到蒸汽的饱和温度，即从注汽井向上温度逐渐降低，如图2 所示。故沿SAGP 汽腔向上原油黏度增大，这导致SAGP 的汽腔横截面的两侧会比SAGD 的汽腔横截面更陡，甚至会近于垂直，如图3 所示，图中阴影部分的面积相等，这就减缓了汽腔向横向扩展的速度。[3-6]

图1 曙一区杜84 块油层剖面图

图2 SAGP技术机理示意图图

图3 相同注汽速率下SAGD与SAGP汽腔横截面的对比图

目前认为SAGP 提高超稠油采收率的机理有以下几点。

(1)非凝析气分布在汽腔上部，降低蒸汽向上覆岩层的传热速度，提高热效率。

由于密度差异，N2、CO2、CH4与烟道气等能够分布在汽腔的顶部，这是重力分异原理与蒸汽冷凝作用的共同结果。由于注入气的导热系数小于固体和液体的，故针对目的层，利用非凝析气的隔热作用能减缓蒸汽腔向上突进的速度、延缓边水及顶水泄入的时间。

(2)气体的膨胀系数大，可维持系统压力、向下推动原油、提高泄油能力。

SAGD 注入的蒸汽经传热后温度降低，当温度降至露点以下，蒸汽会凝结成水滴，此时不仅蒸汽的体积会明显缩小，降低蒸汽腔的压力，而且此时驱油机理就会从蒸汽驱转化为热水驱，这大大降低了油层的温度、影响驱油效率。而注入非凝析气后，利用其膨胀系数大的性质，可以有效保持蒸汽腔的压力，维持蒸汽驱的继续进行。

(3)降低蒸汽腔上部温度，而注入井附近区域仍为饱和蒸汽温度。

由实验结果，SAGP 由于非凝析气的加入，使整个驱油过程中蒸汽腔的温度有所降低，而注入井周围的温度变化不大，仍为饱和蒸汽温度，从而整体提升了蒸汽的热利用率，如图4 所示。

图4 纯蒸汽SAGD与气体辅助SAGD实验温度分布对比图

从中可以看出：SAGD 蒸汽腔的所有的覆盖区域几乎都达到了蒸汽饱和温度。而SAGP 只有在注入井附近的区域达到了饱和蒸汽温度，蒸汽腔的上部保持低温。

(4)减少蒸汽需求量，提高油汽比和经济效益。

实验表明，非凝析气体需求量小于蒸汽体积的1%，减少1/4 的蒸汽注入速率，同时对比累积产油量和汽油比可以看出SAGP 产出的原油比SAGD 少10%，但是油汽比提高40～50%。

(5)控制蒸汽的粘性指进，防止汽蹿。

气体粘度大于蒸汽粘度，温度越高，差异越大，减小蒸汽的粘性指进有利于驱油。注入的非凝析气能够控制蒸汽的流动性，使汽腔均匀扩展，原理类似于聚合物驱。

(6)非凝析气能有效调控蒸汽腔的延伸方向，扩大蒸汽波及范围。

添加非凝析气能减缓蒸汽超覆速度，增加油藏动用储量；此外还能提高SAGD 开采的泄油速度。但添加非凝析气有一个合理的范围，在此范围内才能有效调整蒸汽腔扩展形态和扩大波及体积、提高SAGD 过程热效率。[7—12]

2 建立模型与SAGP注采参数优化

本次数值模拟研究采用CMG 软件，选择了多组分热采模型对区块进行模拟。

2.1 三维模型的建立

选取层内1 个双水平井组作为研究对象，根据实际，采用均匀网格建立三维地质模型，网格系统为90×14×50，I、J 方向网格步长5m，K 方向网格步长2m，顶层埋深560m。孔隙度为36.6%，Ki=Kj=5.5D，Kv/Kh=0.8，Pi=6MPa。下水平井在48层；上水平井在45 层，井长均为300 米，如图5 所示。

水平井组在进入SAGD 前要进行四个周期、共两年的蒸汽吞吐：上水平井注汽15 天，注汽温度320℃，干度0.4，之后停注、生产6 个月，之后重复以上操作；下水平井在上水平井的前三个周期内关井，在上水平井第四次注蒸汽时开井与其一同注蒸汽15 天，随后一同生产6 个月，期间注采速度300t/d，之后转SAGD。

根据SAGD 研究结果，采用的SAGD 注采参数为：注蒸汽温度250℃、蒸汽干度0.7、注汽速度250m3/d、采注比1.3。

图5 模型示意图

2.2 双水平井SAGP注采参数优化

2.2.1 注入非凝析气种类的优选

在研究过程中，以相同的注气方式分别连续注入N2、CO2、CH4以及烟道气，与不注入非凝析气相比，其相对于SAGD 提高的采收率结果如图6 所示。

图6 注入不同非凝析气提高的采收率

可以看出，相同条件下CO2提高的采收率最高，分析其原因除一般非凝析气共有的隔热、提高波及范围以及控制汽腔形状等因素外，还因为CO2微溶于稠油，当稠油中溶有CO2时，其可以显著降低稠油黏度，提高超稠油的流动性，进而提高采收率。

2.2.2 注气连续性优选

现场存在两种注入CO2的方式：连续注入CO2和注入CO2段塞，故需对这两种方式进行优选。

此次研究模拟了注入CO2速率相同时，连续注入CO2和注入CO2段塞的两种情况，与转SAGP 前仅蒸汽吞吐相比虽然都能大幅提高采收率，但由结果看，注CO2段塞的效果更好，如图7 所示。

分析其原因是由于CO2与超稠油的黏度相差巨大，导致CO2与超稠油的流度比>>1，进而在连续注入CO2时会出现严重的指进以及窜流现象，这大大降低了CO2的利用率，同时连续注入CO2还会因为CO2的持续流动而降低其隔热性。

2.2.3 注气段塞大小优选

针对矿场上较为常见的几种段塞大小：0.1PV、0.15PV、0.2PV、0.25PV 和0.3PV 展开工作。计算结果如图8 所示。

图7 连续注CO2与注CO2段塞提高的采收率对比图

图8 段塞大小与SAGP提高的采收率的关系

从结果可以看出，随着注入段塞的增大，两种采收率都随之提高，尤其是从0.1PV 到0.25PV 时，SAGP 提高采收率近8个百分点，总采收率也提高约5 个百分点，但段塞大于0.25PV时，两种采收率的提高幅度明显下降，其原因为当注入的非凝析气段塞尺寸超过一定规模时，注入的非凝析气会窜入生产井，未能发挥隔热降黏作用，且注入段塞过大会增加投资成本，降低开发效果。故最终优选出的最佳注气段塞大小为0.25PV。

2.2.4 注气速率大小优选

对几种常见的注气速率模拟结果如图9 所示，其表明随着注气速率的增加，两种采收率均有增加，其中速率从10000m3/d 增加到15000m3/d 时，SAGP 提高的采收率增幅明显，约3%；总采收率也增长显著，约3%；而注气速率超过20000m3/d 时，SAGP 提高的采收率与总体采收率增长幅度明显下降。其原因是当注气速率超过一定界限时，注入气会产生窜流现象，不能发挥应有的作用。而且随着注气速率的增加，操作成本也会攀升，故综合考虑开发效果及经济因素后，优选的注CO2速率为20000m3/d。

图10 转SAGP时机与SAGP提高的采收率的关系

图11 注气速率与SAGP提高的采收率的关系

2.2.5 转SAGP时机优选

SAGP 时机也会影响开发效果，过早注入非凝析气会使加热效果变差，超稠油黏度得不到有效的降低，降低采收率；而注入时间过晚会导致热量损失严重，蒸汽冷凝，采出油的含水率升高，且存在边、顶水侵入的危险。

此次研究了SAGD 开始后1、2、3、4、5 年后转SAGP 的五种方案，结果如图10 所示。

从中可以看出，两种采收率随着转SAGP 时机的推迟呈现出先上升，后下降，再上升的趋势，其最大值为SAGD 开始后两年转SAGP，SAGP 提高采收率为47.76%，总采收率达到52.39%。其原因为开始时随着SAGD 进行时间的延长，蒸汽腔不断扩大，波及范围不断增加，在SAGD 进行两年后注入非凝析气可大幅提高蒸汽的热利用率，取得较好的增产效果。而随着转SAGP 时间的延后，注入蒸汽的热损失与日俱增，而且会有边、顶水侵入，加剧了热损失的程度，大幅降低了采收率与开发效果。

2.2.6 注气方式优选

本次结合现场应用实际提出三大类、共六小类共三十六种注气方式，包括：设计二/三/四个注气的大周期，每个大周期持续五/四/三/年，期间包括一年或两年的间隔。分别对每种注气方式进行运算，并通过SAGP 提高的采收率、总采收率、累计注入CO2量进行比较筛选，最终优选出一种开发效果最好、CO2用量合理的注气方式，其最终结果如表2—表3、图11—图12 所示。

表2 按SAGP提高的采收率为指标优选的注气方式表

图11 表2中各自最优注气方式SAGP提高采收率比较

在综合考虑SAGP 提高的采收率、总体采收率与累计注入CO2量几个因素后得出的最佳注气方式为：在开发阶段共分三个大周期注入CO2，每个大周期持续三年，大周期之间间隔两年；注气时连续注入CO2三个月、之后停注一个月，之后重复注气。以此方式进行，直至达到经济极限。分析结果可知，注入CO2三年后，留出两年的缓冲期为其充分发挥蒸汽热量，且在注入CO2时选择注三个月、停一个月的方式，也能留出合理的时间间隙使CO2充分发挥隔热与调整蒸汽腔形状的作用。

2.3 优选方案模拟计算

将各参数进行汇总，如表3 所示，按照此参数进行动态预测，按优选参数模拟出的蒸汽腔形态如图13—图14 所示。

图12 各注气方式的累计注入CO2量

表3 SAGP优选参数

图13 SAGP达经济极限时的汽腔形态

图14 SAGD达经济极限时的汽腔形态

SAGP 由于在SAGD 过程中加入了CO2，利用CO2的隔热、降黏等作用使得最终的的蒸汽腔形态比SAGD 蒸汽腔的形状更为圆滑，其推进与扩展更为均匀，类似活塞式推进；而SAGD最终的蒸汽腔边界则更为不规则，相比之下采收率不及SAGP的采收率。

3 结语

通过以上分析及计算，可得出以下结论。

(1)相关研究表明SAGD 中后期主要采用加入N2、CO2、CH4和烟道气的方式来改善生产效果，这为辽河油田杜84 块兴I 组油层实施SAGP 先导试验研究提供了思路。

(2)创新地提出了SAGP 的优选注入参数：注入非凝析气时采用段塞式注入，最佳段塞大小为0.25PV，最佳注入时机为实施SAGD 后两年，最佳注气速率为20000m3/d，最佳气汽比为80。

(3)优选出的注入非凝析气方式为：整个开发阶段分为三个大的注气周期，每个周期间隔两年，而在注气时注气三个月，停注一个月。

(4)本次研究为现场应用提供了依据，为SAGP 的现场应用建议进行室内物理模拟实验研究工作，为进一步搞清气体辅助SAGP 的生产机理，为更深层次的研究提供基础。

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