淺薄層稠油水平井混合氣與助排劑輔助蒸汽吞吐研究

盧 川 劉慧卿 盧克勤 孟 威 佟 琳 郭 睿

（1.中國石油大學石油工程教育部重點實驗室，北京 102249；2.中國石油華北油田分公司，河北任丘 062552；3.中國石油大慶油田分公司，黑龍江大慶 163712）

近年來，水平井蒸汽吞吐技術逐漸成為淺薄層稠油油藏熱力開采的重要方式［1-3］。但在應用過程中，由于淺薄層稠油油藏埋藏淺，地層壓力低，水平井蒸汽吞吐過程中排液能力受限；加之受到儲層及流體物性差異的影響，蒸汽超覆以及蒸汽沿高滲層的竄流現象頻發，并成為水平井蒸汽吞吐有效開發的重要制約因素［4-5］。混合氣（CO2與N2的混合氣體）與助排劑輔助水平井蒸汽吞吐技術是一項改善稠油油藏注蒸汽開發效果的新技術。通過蒸汽與混合氣以及助排劑的復合協同作用，從封堵調剖、提高排采能力等多方面改善水平井蒸汽吞吐效果。筆者以實際淺薄層稠油區塊為例，基于物理模擬實驗和數值模擬方法，在論證水平井混合氣與助排劑輔助吞吐開采效果的基礎上，考慮實際油藏的地質約束條件，確定了該技術應用的地質界限并優化了注氣參數，為現場應用提供理論依據。

1 混合氣與助排劑輔助吞吐實驗研究

在現有實驗條件下較難利用相似模型模擬水平井混合氣與助排劑輔助蒸汽吞吐的開采過程，因此利用一維填砂管模擬實驗評價混合氣與助排劑的驅油效率和封堵能力。所用混合氣為煙道氣，由88%N2和12%CO2組成。實驗所用原油在油藏溫度下脫氣黏度659 mPa·s；填砂管長30 cm，直徑2.5 cm，基本物性參數如表1 和表2 所示。

表1 驅替實驗所用填砂管物性參數

表2 封堵實驗所用填砂管物性參數

單管驅油效率對比實驗設計方案及注入參數如表3 所示。驅替過程中，輔劑與蒸汽保持連續注入狀態，當含水率達98%時停止實驗。進行雙管封堵對比實驗時，蒸汽驅至高滲管高含水（含水率達90%）后，注入0.2 PV 輔劑段塞，隨后繼續進行蒸汽驅，直至高滲管含水98%，停止實驗。在實驗過程中，蒸汽注入溫度為250 ℃，注入速率為2 mL/min。

表3 單管驅替實驗不同注入方式注入參數設計 mL/min

由單管驅油效率實驗結果（圖1）可知，在相同注入PV 條件下，蒸汽混合氣助排劑驅比純蒸汽驅、蒸汽助排劑驅、蒸汽氮氣助排劑驅的驅油效率分別高出16.2%、11.0%和8.0%。此外，由雙管封堵驅替實驗（圖2）可以看出，混合氣與助排劑協同作用所產生的泡沫具有較強的封堵能力，有效封堵高滲管的蒸汽竄流，調整產液剖面。與此同時，助排劑可以降低油水界面張力，增強洗油效果。

圖1 單管不同注入流體驅油效率對比

圖2 雙管不同注入流體封堵驅替能力對比

2 數值模擬研究

吉林油田某淺薄層稠油區塊油藏埋深400～500 m，平均有效厚度7.5 m，孔隙度20%～25%，滲透率20～1 000 mD。考慮水平井混合氣助排劑輔助蒸汽吞吐技術的應用受研究區塊地質因素的影響，利用CMG-STARTS 模塊，在統計分析目標區塊油藏地質及流體參數的基礎上建立數值模型，明確混合氣助排劑輔助水平井蒸汽吞吐在目標區塊的地質界限，并以此為基礎，對注入參數進行優化設計。

2.1 地質界限的確定

選取原油黏度、儲層有效厚度、孔隙度、滲透率、非均質性為參評因素，以采出程度為目標值，利用正交設計［7］進行敏感性分析，最終確定影響目標區水平井混合氣助排劑輔助蒸汽吞吐效果的主要參數是儲層有效厚度和滲透率。

參考混合氣助排劑的注入成本，結合實時油價，定義彌補混合氣助排劑成本所需要的最低增油量為臨界增油量，小于該增油量的地質條件就不適用水平井混合氣助排劑輔助蒸汽吞吐技術。以臨界增油量為評判標準，通過定有效厚度計算臨界滲透率和定滲透率計算臨界有效厚度2 種方式來進行地質界限的標定。定有效厚度時，其取值分別為2、4、6、8、10 m；定滲透率時，其取值分別為100、150、200、300、500、700、1 000 mD。以上模擬過程中，設定水平井水平段長200 m，第1 輪次蒸汽吞吐1 a，注汽15 d，燜井3 d，注汽強度為8 t/m，注汽溫度250 ℃，蒸汽干度0.54。第2 輪次蒸汽吞吐注汽強度遞增12%，混合氣注入量4 000 m3/d，發泡劑質量分數0.5%。計算得到目標區塊的臨界地質參數如圖3 所示。可以看出，有效厚度越大，對臨界滲透率的要求越低；同理，滲透率越低，所對應的臨界有效厚度應越大。

圖3 目標區塊地質界限圖

2.2 混注比優化

在明確地質界限的基礎上，以極限油汽比0.12條件下的采出程度為評價依據，計算得到不同滲透率和有效厚度組合下的最佳混注比（混合氣與蒸汽之比）。模擬過程中選取上述7 個不同滲透率值以及5 個有效厚度值，構成35 組不同滲透率與有效厚度組合。針對各個組合，試算不同混合氣注入量條件下達極限油氣比時的采出程度，最終得到不同組合條件下的最優混注比，并繪制圖版（圖4）。模擬中注汽速度為150 t/d，發泡劑質量分數為0.5%。經過多次試算，混合氣注入量變化取值范圍為900～5 900 m3/d。

圖4 不同滲透率與有效厚度組合下的最優混注比

從圖4 可以看出，在相同有效厚度下，隨滲透率增加，最優混注比呈對數式增加，即在注汽速度一定的條件下，滲透率越大，獲得最大采出程度的混注比越大，但增大趨勢逐漸變緩。在滲透率一定時，最優混注比隨有效厚度的增加而增大。適合目標區塊有效厚度范圍在2～10 m 的最優混注比為7～40。

2.3 注汽強度優化

水平井注汽強度越大，周期采出程度越高［6］。在最佳混注比優化基礎上，設計注汽強度范圍6～13 t/m，滲透率和有效厚度的取值和組合方式與混注比優化時相同。模擬過程中，注汽溫度250 ℃，發泡劑質量分數0.5%。模擬結果如圖5。

圖5 不同滲透率與有效厚度組合下的最優注汽強度

同一有效厚度下，最優注汽強度隨滲透率的增大呈現出先增加后減小的趨勢。當滲透率小于300 mD 時，由于流體的滲流能力受限，注入蒸汽的熱損失隨有效厚度的增大而增加，此時應選取較高的注汽強度以降低熱損失，擴大蒸汽的有效波及范圍。但當滲透率大于500 mD 后，隨有效厚度增加，蒸汽的超覆作用愈加明顯，且在較高滲透率下，蒸汽在儲層中的運移能力增強，由流度差異造成的蒸汽竄流進一步加劇，此時最優注汽強度逐漸降低。

2.4 混合氣助排劑注入量優化

混合氣中的氮氣壓縮系數大，導熱能力低，而CO2溶于稠油后可降低原油黏度，使原油體積膨脹。二者與助排劑綜合作用可形成穩定泡沫，封堵高滲透地層［7-9］。因此，混合氣助排劑的注入量大小直接影響水平井蒸汽吞吐的增產效果。

滲透率和有效厚度的取值依然與混注比優化時的相同。模擬過程中，注汽溫度250 ℃，發泡劑質量分數0.5%。計算結果如圖6 所示。

圖6 不同滲透率與有效厚度組合下 最優混合氣助排劑注入量

有效厚度一定的條件下，滲透率越大，吞吐階段蒸汽的竄流越明顯，形成的竄通體積越大［10］，混合氣助排劑的注入量必須滿足一定值以形成穩定的泡沫來對竄流通道實施有效封堵。因此，最優混合氣助排劑注入量隨滲透率的增大而增加。同一滲透率條件下，最優混合氣助排劑注入量隨有效厚度的增大而增加。但2 種條件下注入量的增加幅度均逐漸趨緩。適合目標區塊有效厚度范圍在2～10 m，滲透率范圍在100～1 000 mD 的油藏其最優混合氣助排劑注入量變化范圍為（0.16～11.22）×104t。

3 礦場應用

目標區塊在水平井蒸汽吞吐生產過程中暴露出注汽分配不均、熱利用率低等問題。其中2口水平井，FP107 井蒸汽吞吐基本無效，FP124 井平均日產油僅0.4 t，蒸汽吞吐效果較差。因此，選取這2 口水平井進行混合氣助排劑輔助水平井蒸汽吞吐礦場試驗。2 口井砂巖厚度6～8 m，有效厚度2.7～6.7 m，滲透率125～500 mD，實鉆水平段長度分別為196 m 和173 m。在第2 周期采用蒸汽、混合氣與助排劑段塞注入方式輔助蒸汽吞吐。根據研究結果及現場實際，試驗設計第2 周期FP107 井注汽強度7.7 t/m，累注汽1 500 t，混合氣與助排劑注入量3 t；FP124 井注汽強度11.4 t/m，累注汽1 970 t，混合氣與助排劑注入量6 t。從試驗結果看，第2 周期FP107 井累產液3 982.7 t，累產油973.2 t，平均日產油1.4 t，有效天數685 d。FP124井累產液1 959.4 t，累產油651.8 t，平均日產油7.1 t，有效天數達92 d。混合氣助排劑輔助蒸汽吞吐技術獲得了比較好的增油效果。

4 結論

（1）物理模擬試驗研究結果表明，混合氣助排劑輔助蒸汽驅的驅油效率和封堵分流能力均優于純蒸汽驅、蒸汽助排劑驅和蒸汽氮氣助排劑驅。

（2）利用數值模擬方法，以臨界增油量為判別標準，對研究區塊適用于水平井混合氣助排劑輔助蒸汽吞吐技術的地質條件進行限定，并在考慮地質界限的基礎上，通過設置不同的滲透率和有效厚度組合，得到適合于研究區塊的混注比、注汽強度和混注劑注入量優化圖版。

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