Solvent-Based Enhanced Oil Recovery Processes to Develop West Sak Alaska North Slope Heavy Oil Resources

本研究旨在评估将基于溶剂的提高采收率工艺应用于阿拉斯加北坡（ANS）西萨克和乌努重油资源的可行性。项目目标是开发技术，以生产并销售西萨克和乌努砂中的300-3000厘泊油。在研究的第一阶段，收集了背景信息，并进行了溶剂萃取方式（VAPEX）的实验和数值研究。

实验研究旨在促进对蒸汽腔形成和增长过程的理解，并优化石油开采。使用专门设计的核心保持器和计算机断层扫描（CT）扫描仪测量原位相分布。数值模拟研究在第一年启动，包括建立数值模型和使用模拟数据来模拟实验室的VAPEX过程实验，以理解控制VAPEX过程的机制。建议进一步使用从阿拉斯加北坡获得的实际现场数据扩展VAPEX数值研究。

CMG软件应用情况：

在本研究中，使用了CMG（Computer Modelling Group）公司的STARS模拟器来模拟VAPEX过程。模拟了一个基于加拿大里德明斯特类比数据的VAPEX实验室实验。模型尺寸为66.3×3.45×18.6厘米³，网格为13x1x6。模型的平均孔隙度为39.1%，所有方向的平均渗透率为1135毫达西。岩石呈水湿性，使用斯通第二模型计算三相对渗透率数据。初始水饱和度为0.05。总孔隙体积为1663.5厘米³。在实验中，丙烷用作注入溶剂，以置换岩心中的里德明斯特原油和沥青质。模型中有两个垂直井，生产井位于（1,1,5），注入井位于（13,1,1）。对于生产井，最小井底压力为100千帕，最大气体产量为5厘米³/分钟，最大液体率为10.6厘米³/分钟。对于注入井，最大井底压力设定为848千帕。

结论：

  1. 构建并测试了一种新型的、与CT兼容的实验装置，用于探测溶剂增强型重力泄油过程。该装置经过广泛的压力测试，最高可达约1000 psi。该装置也可在低压下以视觉模式使用，通过将铝端板替换为透明有机玻璃。
  2. 使用代表性多孔介质和流体进行了一系列初步实验。注入气体为二氧化碳。使用恒定压力和恒定速率注入条件。所有实验均实现了显著的油开采。在相当于现场规模15年的时间内，原始油的15%至20%被开采。对蒸汽腔的观察表明，注入气体确实根据重力向岩心的顶部分离；然而，观察到的饱和度模式相当不相关。没有形成一个明确的V形蒸汽腔。相反，腔体上半部分的大部分孔隙空间充满了气体。在一个实验中，由于注入井和生产井之间的压差较大（大约2.5 psi/ft），导致气体过早突破。从实验角度来看，恒定速率注入且生产井保持恒定压力的生产模式最容易控制，并且提供了最大的突破时间。
  3. VAPEX过程目前用于实验室中回收重油。尚未报告商业项目。
  4. 在通过VAPEX生产油的过程中，大约20%的沥青质与里德明斯特原油样本一起生产，并且生产的油被降解。
  5. 模拟运行显示，在气体突破后，油产量逐渐减少，气油比（GOR）随时间增加。
  6. 注入的大部分溶剂将被回收，并且可以循环利用以提取更多的油。在实际应用中，VAPEX过程将需要大量注入溶剂，这将影响项目的经济可行性。
  7. 数值模拟的结果显示，水产量非常小，可以忽略不计。

作者单位：

  • 阿拉斯加费尔班克斯大学石油开发实验室。
  • 斯坦福大学石油工程系。

图示, 示意图 AI 生成的内容可能不正确。

文本, Word AI 生成的内容可能不正确。

图表, 散点图 AI 生成的内容可能不正确。

A one-year research program is conducted to evaluate the feasibility of applying solventbased enhanced oil recovery processes to develop West Sak and Ugnu heavy oil resources found on the Alaska North Slope (ANS). The project objective is to conduct research to develop technology to produce and market the 300 -3000 cp oil in the West Sak and Ugnu sands. During the first phase of the research, background information was collected, and experimental and numerical studies of vapor extraction process (VAPEX) in West Sak and Ugnu are conducted. The experimental study is designed to foster understanding of the processes governing vapor chamber formation and growth, and to optimize oil recovery. A specially designed core-holder and a computed tomography (CT) scanner was used to measure the in-situ distribution of phases. Numerical simulation study of VAPEX was initiated during the first year. The numerical work completed during this period includes setting up a numerical model and using the analog data to simulate lab experiments of the VAPEX process. The goal was to understand the mechanisms governing the VAPEX process. Additional work is recommended to expand the VAPEX numerical study using actual field data obtained from Alaska North Slope.

 

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