引用本文
高永荣, 郭二鹏, 沈德煌, 王伯军. 超稠油油藏蒸汽辅助重力泄油后期注空气开采技术[J]. 石油勘探与开发, 2019,46(1): 109-115.
GAO Yongrong, GUO Erpeng, SHEN Dehuang, WANG Bojun. Air-SAGD technology for super-heavy oil reservoirs[J]. Petroleum Exploration & Development, 2019,46(1): 109-115.  
Doi: 10.11698/PED.2019.01.10
Permissions
Copyright©2019, 《石油勘探与开发》编辑部
《石油勘探与开发》编辑部 所有
超稠油油藏蒸汽辅助重力泄油后期注空气开采技术
高永荣, 郭二鹏, 沈德煌, 王伯军
中国石油勘探开发研究院,北京100083

第一作者简介：高永荣（1965-）,女,河北唐山人,博士,中国石油勘探开发研究院高级工程师,主要从事提高稠油、超稠油油藏采收率技术研究工作。地址：北京市海淀区学院路20号,中国石油勘探开发研究院热力采油研究所,邮政编码：100083。E-mail：yrgao@petrochina.com.cn

收稿日期: 2018-05-30
基金项目: 国家油气重大专项“改善SAGD开发效果技术研究与应用”（2016ZX05012-002）
摘要

利用室内实验方法研究注空气低温氧化对超稠油黏度、组分的影响程度以及低温氧化前后驱油效率的变化特点,以此为基础,利用数值模拟方法探讨蒸汽辅助重力泄油（SAGD）后期注空气开发的可行性、实施方式与实施效果。实验研究表明,对于辽河油田杜84块兴Ⅵ组直井水平井组合SAGD试验区,汽腔温度150~250 ℃,注空气发生低温氧化,低温氧化后原油黏度大幅升高,驱油效率急剧下降。模拟了SAGD后期3种开发方式,即蒸汽+空气低温氧化、单纯空气低温氧化和单纯空气高温燃烧,通过对比生产动态曲线、剩余油分布等发现,在SAGD后期采用注空气高温燃烧方法能够有效避免蒸汽热损失,最大程度采出剩余油,延长油藏开发时间。图14表7参23

关键词: 超稠油; 蒸汽辅助重力泄油; 注空气; 低温氧化; 高温燃烧
中图分类号:TE345 文献标志码:A 文章编号:1000-0747(2019)01-0109-07
Air-SAGD technology for super-heavy oil reservoirs
GAO Yongrong, GUO Erpeng, SHEN Dehuang, WANG Bojun
Research Institute of Petroleum Exploration & Development, PetroChina, Beijing 100083, China
Abstract

The air oxidation of super-heavy oil at low temperature was studied in laboratory and its influences on oil viscosity, component and steam sweep efficiency before and after air-injection were analyzed. The feasibility, operation mode and air flooding effect at the late stage of steam assisted gravity drainage (SAGD) were investigated by numerical simulation. The experimental results show for vertical-horizontal well pair SAGD test area of Xing VI Formation in Block Du 84 of Liaohe Oilfield, the low temperature oxidation occurred between 150-250 ℃(steam chamber temperature), the oil viscosity increased greatly after low temperature oxidation, consequently, the oil displacement efficiency dropped sharply. Three development methods in the late stage of SAGD were simulated, i.e., steam + air low temperature oxidation, only air low temperature oxidation and only air high temperature oxidation. By comparing production dynamic curves and residual oil distribution etc., high temperature oxidation reduced the heat loss in late stage of SAGD, recovered the residual oil effectively, and prolonged reservoir development time.

Keyword: super heavy oil; SAGD; air injection; low temperature oxidation; high temperature oxidation
0 引言

蒸汽辅助重力泄油（SAGD）已成为超稠油油藏开发的主要技术, 在国内外已获得大规模工业化应用[1]。要成功实现SAGD, 不仅需要保证井底蒸汽干度大于70%, 还要保证能够实现最大的蒸汽波及体积, 同时在工艺上生产井排液速度与蒸汽腔的自然泄油速度相匹配, 保证蒸汽洗油效率和热效率都最高[2]。在SAGD操作方式下, 一方面, 高干度蒸汽的超覆作用使蒸汽腔向上部发展迅速, 到达油层顶部后会加热上覆岩层, 造成注入油层热量的无效浪费[3]; 另一方面, 由于油藏的非均质性, 蒸汽腔扩展极不均匀, 减小了蒸汽的波及体积, 从而降低采油量[4]。针对以上问题, 笔者于2006年就开始研究气体辅助SAGD开采超稠油技术, 包括氮气[5, 6]、二氧化碳[7]、烟道气及空气。

2011年, Oskouei等[8]应用二维物理模型开展了SAGD后期蒸汽腔内注入空气的适应性研究, 结果表明SAGD之后注空气采收率能够继续提高10%。2011年, Rahnema等[9]进行了火驱辅助重力泄油（CAGD）实验, 结果表明由于双水平井部署距离过近, 注空气操作会引起水平井筒内结焦, 从而引起井筒堵塞等各种问题, 影响注空气过程的稳定性。Rahnema等[10]继续开展了SAGD后期注空气的三维物理模拟实验, 最终监测到617℃的稳定高温前缘, 并且证明SAGD之后注空气采收率可以继续提高12%。2013年, Oskouei等[11]开展了双水平井SAGD之后注空气的三维物理模拟实验, 证明245℃条件下可以实现稠油的高温燃烧, 最终采收率提高10%。国内多名学者也对注空气提高原油采收率技术进行了研究。2014年, Ma D S等[12]开展了双水平井组合SAGD中后期注空气的研究, 研究结果认为注空气可以继续采出50%的储量。蒋有伟、李松林、王正茂等验证了注空气低温氧化可以改善低渗透油藏[13]、轻质油油藏[14, 15]、冷采后的稠油油藏[15]等的开发效果。除了常规驱替操作之外, 梁金中等[16]、Wang Y等[17]探索了注空气在吞吐中的应用。本文以辽河油田杜84块兴Ⅵ 组直井水平井组合SAGD试验区为例, 研究直井水平井组合SAGD后期注空气低温氧化或高温燃烧的可行性。

1 室内实验
1.1 杜84块兴Ⅵ 组超稠油氧化特征

根据空气中含有氧气的特殊性, 利用TGA/DSC同步热分析仪, 研究在不同升温速度及注气速度条件下超稠油的氧化特征, 同时根据氧化过程中释放的热量和原油损失的质量, 计算出原油与空气反应过程中的动力学参数[18]。实验参数为：①实验升温速度为2℃/min和5℃/min; ②空气注入速度为30 mL/min和50mL/min; ③加热温度区间为25~600℃和25~350℃, 该温度区间可以满足原油低温氧化特性研究的需要; ④坩埚中放入的原油样品质量控制在20mg左右。启动测试程序, 实验结束后就可以得到设定温度区间的热失重曲线（TG）、热失重速率曲线（DTG）和热流曲线（DSC）, 这些曲线统称为TGA/DSC曲线。

1.1.1 不同温度区间超稠油的氧化反应特征

图1为不同升温速度下超稠油样品的TGA/DSC曲线。可以看出, 不同升温速度下的失重及热流曲线趋势相似。该油样200℃以下热流比较平稳, 说明该温度区间低温氧化反应速度非常缓慢, 热流曲线无放热显示; 在200~350℃, 热流曲线出现1个放热峰, 说明低温氧化反应速度加快[19]; 在350~480℃, 热流曲线和失重曲线同时出现台阶和波动, 表明该温度区间内超稠油主要发生了裂解反应, 该区间一般也叫作负温度梯度区间[20]; 在480~540℃, 热流曲线出现明显的放热峰, 且峰值很高, 表明在该区间发生剧烈的氧化反应并放出大量的热量, 随着升温速度的提高, 放热值增大, 该区间对应着原油的燃烧过程[21]。

图1 不同升温速度下的TGA/DSC曲线

1.1.2 不同注气速度下超稠油低温氧化特征

图2为不同注气速度下超稠油样品的TGA/DSC曲线。在实验选择的两种注气速度下超稠油的失重曲线趋势相似, 失重台阶基本相同, 说明在350℃以下注气速度对超稠油低温氧化特征的影响很小。该实验确定了表征原油氧化特性的反应活化能与指前因子参数, 用于后续的数值模拟研究。从实验仪器可以读出反应活化能为23.11~27.71 kJ/mol, 指前因子为0.092~0.280[22]。

图2 不同注气速度下的TGA/DSC曲线

1.2 超稠油低温氧化后物性变化

1.2.1 黏度变化

实验目的是确定在油藏压力（4.0MPa）下, 不同温度、不同空气油比（AOR）时空气与超稠油样品发生氧化反应后样品黏度的变化规律。利用StessTech流变仪测试了3种氧化温度（150, 200, 250 ℃）、3种空气油比（2.5, 6.0, 12.0 cm3/g）条件下的超稠油黏度（见表1）。可以看出, 相同空气油比下, 氧化温度升高, 超稠油氧化程度加剧, 超稠油黏度增加幅度变大; 相同氧化温度下, 空气油比增加, 超稠油氧化程度加剧, 超稠油氧化程度和空气油比也有关。

表1 超稠油样品注空气氧化前后黏度测试数据

1.2.2 族组分变化

对不同氧化温度条件下的超稠油样品进行组分测试（见表2）, 可以看出：超稠油样品在低温下（150~250℃）能够发生氧化反应, 物性发生较大变化, 表现在族组分上为饱和烃、芳烃减少, 沥青质增加。超稠油发生氧化反应后沉积在岩石上, 黏性差, 沥青质含量高。图3为实验用油低温氧化前后外观形态对比, 其中氧化后样品形态为250℃、空气油比12.0 cm3/g时的实验结果。

表2 不同氧化温度条件下超稠油样品组分测定结果

图3 超稠油样品低温氧化前后外观形态变化

1.2.3 岩心渗透率变化

针对实际岩心样品, 进行了不同温度下氧化实验。制片方法：取洗油前后样品, 选取靠近外部的部位, 磨制岩石薄片, 以观察孔隙结构特征。部位选择原则：考虑氧化实验、洗油抽提中样品内外的差异性, 选择靠近样品外部的部位。实验温度分别为150℃和250℃, 压力为10MPa。

注空气会改变充填物的性质, 但不改变孔隙结构。注空气容易使超稠油样品老化, 导致不容易抽提的沥青质和非烃组分增多, 薄片中的残留物颜色更明显, 且沥青质易堵塞原来连通的孔隙喉道（见图4）。

图4 含油岩心氧化前后变化

岩心渗透率测试结果（见表3）表明, 注蒸汽反应后岩心渗透率基本没有变化, 注蒸汽+空气反应后岩心渗透率降低了5%~8%。

表3 岩心渗透率测试结果
1.3 超稠油低温氧化对蒸汽驱驱油效率影响

针对目的层的岩心和超稠油, 利用一维长岩心驱替装置, 在恒温条件下开展了超稠油在不同温度下氧化后的蒸汽驱驱油效率实验。岩心长30.0cm, 直径3.0cm, 孔隙度36.8%, 水相渗透率1.91μ m2。首先在空气油比12.0 cm3/g条件下对超稠油进行氧化, 得到不同氧化温度条件下的实验用油, 然后开展250℃下蒸汽驱实验, 实验结果如表4所示。可以发现不同氧化温度对超稠油蒸汽驱驱油效率影响显著, 在实验温度范围内, 超稠油氧化后250℃下蒸汽驱驱油效率下降了16.54%~23.89%, 残余油饱和度增加了12.50%~18.17%。原因主要是超稠油发生氧化反应后族组分发生较大变化（见表2）, 一方面引起超稠油黏度增加（见表1）, 另一方面使超稠油中沥青质含量大幅度增加, 导致超稠油在岩石上的附着力增强, 使蒸汽驱驱替残余油需要更大的驱动力; 同时, 超稠油中饱和烃（轻组分）明显减少, 蒸汽驱过程中蒸汽蒸馏作用减弱。

表4 250 ℃下蒸汽驱实验结果
2 数值模拟
2.1 地质模型与数值模型建立

基于测井数据与地震解释数据, 应用Petrel软件建立了三维非均质地质模型（见图5）, 模型内4口水平井, 28口直井, 主要油藏参数如表5所示。

图5 三维非均质地质模型渗透率分布

表5 数值模拟油藏参数

根据实验得出的该油品的氧化反应动力学参数（反应活化能、指前因子等）, 结合燃烧模拟中常用的低温氧化和高温燃烧模型[21, 22], 建立了适合该油藏特点的注空气氧化反应模型, 如下所示。

①热裂解反应：

$1\text{ Oil}\to \text{1 Light oil+42}\text{.99 Coke}$ （1）

②低温氧化反应：

$1\text{ Oil+3}\text{.43 }{{\text{O}}_{\text{2}}}\to \text{0}\text{.74 Heavy oil}$ （2）

$1.85\text{ Oil}\to \text{1}\text{.015 Heavy oil+1}\text{.84 C}{{\text{O}}_{\text{2}}}\text{+8 Coke}$ （3）

③高温氧化反应：

$\text{Coke}+1.28\text{ }{{\text{O}}_{2}}\to 0.557\text{ }{{\text{H}}_{\text{2}}}\text{O+1 C}{{\text{O}}_{\text{2}}}$ （4）

2.2 开发方式模拟

利用加拿大STARS多组分热采数值模拟软件, 针对SAGD后期温度场分布特点（见图6）, 考虑到剩余油主要分布在油藏上部, 设计了在注汽直井上段补孔进行注空气操作的方案, 利用直井连续注空气, 通过点火器加热空气实现高温燃烧, 注空气阶段井网如图7所示。模拟了3种开发方式, 即蒸汽+空气低温氧化、单纯空气低温氧化、单纯空气高温燃烧。模型I和J方向网格尺寸均为5m, K方向网格尺寸为2~3m, 网格总数为17952个。

图6 S1-35-744井排预测的SAGD后期温度场分布

图7 SAGD后期注空气阶段井网示意图

2.2.1 蒸汽+空气与单纯空气低温氧化对比

模拟参数为：蒸汽注入速度为单井100m3/d, 井底干度70%, 空气注入速度10000m3/d, 水平井排量420m3/d, 保证采注比1.2。模拟出的蒸汽+空气与单纯空气低温氧化生产动态曲线如图8所示, 表6是生产效果统计。可以看出, 虽然蒸汽+空气方式生产效果好于单纯空气, 产量较高, 但是油汽比低, 经济效益差。

图8 蒸汽+空气与单纯空气低温氧化生产动态曲线

表6 蒸汽+空气与单纯空气低温氧化生产效果统计

对比两种开发方式生产结束后的剩余油分布（见图9）可以发现, 蒸汽+空气方式下模型下方的驱油效率更高, 因为蒸汽冷凝后变成热水流动到水平井附近, 保持了该区域的温度, 从而提高了原油流动性。而单纯空气方式下该区域仍然保存了大量的剩余油。

图9 蒸汽+空气与单纯空气的剩余油分布

对比两种开发方式同一剖面的气体流线（见图10）可以发现, 蒸汽+空气方式下由于蒸汽在油藏的中下部注入, 保持了该区域较高的压力, 因而空气被强制从上方穿过剩余油带流入到水平井井筒中, 提高了空气的波及体积。而单纯空气方式下空气完全绕流剩余油较多区域, 造成无效循环, 影响了整个过程的驱油效率。

图10 蒸汽+空气与单纯空气的油藏压力和气体流线分布

2.2.2 低温氧化与高温燃烧对比

模拟注空气速度为单井20000m3/d。模拟出的低温氧化与高温燃烧生产动态曲线如图11所示, 表7是生产效果统计。可以看出, 高温燃烧的效果远好于低温氧化, 不仅空气油比低, 采油速度快, 最终采出程度也高。

图11 高温燃烧与低温氧化生产动态曲线

表7 高温燃烧与低温氧化生产效果统计

对比低温氧化与高温燃烧生产结束后的剩余油分布（见图12）可以发现, 高温燃烧方式下燃烧前缘驱替过的区域含油饱和度极低, 剩余油主要分布在油藏的顶部和空气未波及到的井间区域[23]。而低温氧化方式下注入井附近由于注入空气充足, 氧化充分, 含油饱和度较低, 而距离注入井20 m左右的区域虽然也被空气驱替过, 但由于驱油效率低, 含油饱和度较高。

图12 低温氧化与高温燃烧生产结束剩余油分布

对比低温氧化与高温燃烧生产结束后的温度分布（见图13）可以发现, 高温燃烧方式下能够将油藏内波及过的区域加热到400℃以上, 燃烧前缘可以达到550℃, 整体油藏温度很高。而低温氧化方式下的高温区主要分布在注入井附近, 波及到的大部分油藏都处于100~150℃。

图13 低温氧化与高温燃烧生产结束温度分布

从低温氧化与高温燃烧生产结束后的结焦带分布（见图14）来看, 低温氧化方式下的结焦带范围较大, 主要分布在氧化前缘附近; 而高温燃烧的结焦带很少, 且主要分布在油藏底部, 说明燃烧前缘已经推进到了生产井附近。

图14 低温氧化与高温燃烧生产结束结焦带分布

3 结论

辽河油田杜84块兴Ⅵ 组超稠油在SAGD开采过程中, 形成的蒸汽腔温度为150~250℃, 实验研究表明, 在该温度范围内注空气能够发生低温氧化, 且有结焦现象发生; 焦化的原油沉积在岩石上, 引起渗透率下降; 低温氧化后的原油物性急剧变差, 黏度大幅度升高, 饱和烃、芳烃含量减少, 沥青质含量增大; 驱油效率降低16.5%~23.9%。数值模拟研究表明, 注蒸汽过程中同时注空气, 由于低温氧化使蒸汽腔周围生成结焦带, 阻止了蒸汽腔扩展, 导致产量降低, 且油汽比低, 经济效益差; SAGD后期采用高温燃烧技术, 产油量较高, 空气油比低, 经济效益好。建议杜84块兴Ⅵ 组SAGD开发后期采用高温燃烧方式进一步提高原油采收率。

The authors have declared that no competing interests exist.

参考文献
[1] ALI S M F. Life after SAGD: 20 years later[R]. SPE 180394-MS, 2016. [本文引用:1]
[2] DENNEY D. Real-time optimization of SAGD operations[J]. Journal of Petroleum Technology, 2013, 65(6): 126-127. [本文引用:1]
[3] 刘文章. 稠油注蒸汽热采工程[M]. 北京: 石油工业出版社, 1997.
LIU Wenzhang. Thermal recovery engineering of heavy oil steam injection[M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 1997. [本文引用:1]
[4] 张锐. 稠油热采技术[M]. 北京: 石油工业出版社, 1999.
ZHANG Rui. Thermal recovery technology of heavy oil[M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 1999. [本文引用:1]
[5] GAO Y, GUO E, ZHANG Y, et al. Research on the selection of NCG in improving SAGD recovery for super-heavy oil reservoir with top-water[R]. SPE 187674-MS, 2017. [本文引用:1]
[6] 高永荣, 刘尚奇, 沈德煌, 等. 氮气辅助SAGD开采技术优化研究[J]. 石油学报, 2009, 30(5): 717-721.
GAO Yongrong, LIUShangqi, SHENDehuang, et al. N2 assisted SAGD technology optimization[J]. ActaPetroleiSinica, 2009, 30(5): 717-721. [本文引用:1]
[7] 张运军, 沈德煌, 高永荣, 等. 二氧化碳气体辅助SAGD物理模拟实验[J]. 石油学报, 2014, 35(6): 1147-1152.
ZHANG Yunjun, SHEN Dehuang, GAO Yongrong, et al. CO2-SAGD physical modelling[J]. ActaPetroleiSinica, 2014, 35(6): 1147-1152. [本文引用:1]
[8] OSKOUEI S J P, MOORE R G, MAINI B B, et al. Feasibility of in-situ combustion in the mature SAGD chamber[R]. SPE 137832-PA, 2011. [本文引用:1]
[9] RAHNEMA H, BARRUFET M, MAMORA D. Experimental study of air injection in SAGD chamber[R]. SPE 149195-MS, 2011. [本文引用:1]
[10] RAHNEMA H, BARRUFET M, MARTINEZ J, et al. Dual horizontal well air injection process[R]. SPE 153907-MS, 2012. [本文引用:1]
[11] OSKOUEI S J P, MAINI B B, MOORE R G, et al. Experimental evaluation of SAGD/ISC hybrid recovery method[R]. SPE 137836, 2013. [本文引用:1]
[12] MA D S, SHI L X, XI C F, et al. In situ combustion technology in the later SAGD process in extra heavy oil reservoir[R]. SPE 169999-MS, 2014. [本文引用:1]
[13] 蒋有伟, 张义堂, 刘尚奇, 等. 低渗透油藏注空气开发驱油机理[J]. 石油勘探与开发, 2010, 37(4): 471-476.
JIANG Youwei, ZHANG Yitang, LIU Shangqi, et al. Mechanism of air injection to low permeability reservoir[J]. Petroleum Exploration and Development, 2010, 37(4): 471-476. [本文引用:1]
[14] 李松林, 陈亚平, 王东辉. 轻质油油藏注空气实验研究[J]. 西安石油大学学报(自然科学版), 2004(2): 27-28, 90-91.
LI Songlin, CHEN Yaping, WANG Donghui, et al. Experimental study on air injection to light oil reservoir[J]. Journal of Xi’an Shiyou University (Natural Science Edition), 2004(2): 27-28, 90-91. [本文引用:1]
[15] 王正茂, 廖广志, 蒲万芬, 等. 注空气开发中地层原油氧化反应特征[J]. 石油学报, 2018, 39(3): 314-319.
WANG Zhengmao, LIAO Guangzhi, PU Wanfen, et al. Oxidation characteristics of reservoir crude during air injection process[J]. ActaPetroleiSinica, 2018, 39(3): 314-319. [本文引用:2]
[16] 梁金中, 王伯军, 关文龙, 等. 稠油油藏火烧油层吞吐技术与矿场试验[J]. 石油学报, 2017, 38(3): 324-332.
LIANG Jinzhong, WANG Bojun, GUAN Wenlong, et al. Technology and field test of cyclic in situ combustion in heavy oil reservoir[J]. ActaPetroleiSinica, 2017, 38(3): 324-332. [本文引用:1]
[17] WANG Y, ZHANG L, DENG J, et al. An innovative air assisted cyclic steam stimulation technique for enhanced heavy oil recovery[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2017, 151: 254-263. [本文引用:1]
[18] HUANG S, SHENG J J. A practical method to obtain kinetic data from TGA (thermogravimetric analysis) experiments to build an air injection model for enhanced oil recovery[J]. Fuel, 2017, 206: 199-209. [本文引用:1]
[19] 侯胜明, 刘印华, 于洪敏, 等. 注空气过程轻质原油低温氧化动力学[J]. 中国石油大学学报(自然科学版), 2011, 35(1): 169-173.
HOU Shengming, LIU Yinhua, YU Hongmin, et al. Kinetics of low temperature oxidation during light oil air injection process[J]. Journal of China University of Petroleum(Edition of Natural Science), 2011, 35(1): 169-173. [本文引用:1]
[20] WANG Y, REN S, ZHANG L, et al. New insights into the oxidation behaviors of crude oils and their exothermic characteristics: Experimental study via simultaneous TGA/DSC[J]. Fuel, 2018, 219: 141-150. [本文引用:1]
[21] LI J, MEHTA S, MOORE R, et al. Oxidation and ignition behaviour of saturated hydrocarbon samples with crude oils using TG/DTG and DTA thermal analysis techniques[J]. Journal of Canadian Petroleum Technology, 2004, 43(7): 45-51. [本文引用:2]
[22] 唐君实, 关文龙, 王伯军, 等. 热重分析仪求取稠油高温氧化动力学参数[J]. 石油学报, 2013, 34(4): 775-779.
TANG Junshi, GUAN Wenlong, WANG Bojun, et al. Determination on high-temperature oxidation kinetic parameters of heavy oils with thermogravimetric analyzer[J]. ActaPetroleiSinica, 2013, 34(4): 775-779. [本文引用:2]
[23] 关文龙, 席长丰, 陈龙, 等. 火烧辅助重力泄油矿场调控技术[J]. 石油勘探与开发, 2017, 44(5): 753-760.
GUAN Wenlong, XI Changfeng, CHEN Long, et al. Field control technology of combustion assisted gravity drainage (CAGD)[J]. Petroleum Exploration and Development, 2017, 44(5): 753-760. [本文引用:1]