薄層稠油油藏水平井氮氣輔助蒸汽吞吐可行性研究
——以哥倫比亞CAP油田B2井區為例

田鴻照

(中國石油長城鉆探工程有限公司地質研究院,遼寧盤錦 124010)

目前，氮氣輔助蒸汽吞吐工藝在遼河、勝利、新疆、大慶等稠油區塊都有應用，并取得了較好的開發效果，是一種改善蒸汽吞吐效果的有效方法[1-6]。礦場試驗及室內研究表明[7-10]，氮氣輔助蒸汽吞吐的機理主要有：利用氮氣的隔熱作用降低井筒中的熱損失，提高井底蒸汽干度；提高局部地層壓力補充能量，延長吞吐周期；氮氣的高膨脹性可擴大蒸汽加熱半徑，增加蒸汽的波及體積，附加的彈性氣驅能量起到助排作用；氮氣在地層條件下會產生一定數量的氣泡，有助于封堵高滲透層，使蒸汽轉向低滲層未驅替帶，起到調剖作用。

然而，氮氣輔助蒸汽吞吐工藝較多地應用于直井，應用于水平井的實例還很少，特別是針對水平井開發薄層稠油油藏，還有待于進一步探討。因此，本文從氮氣輔助蒸汽吞吐改善開發效果的機理出發，以哥倫比亞CAP油田B2井區薄層稠油油藏為研究對象，應用數值模擬研究水平井氮氣輔助蒸汽吞吐的可行性。

1 油藏概況

CAP油田B2井區為一受北東-南西向逆斷層控制的斷背斜，內部斷層不發育，主要含油層系為Mirador-A層，儲層巖性為砂巖，平均孔隙度為21.5%，平均滲透率為3 500×10-3μm2。油層埋深為560～630 m，油層厚度為5～10 m，油藏原始地層壓力為8.6 MPa，油藏溫度為60 ℃，含油飽和度為74.5%，50 ℃地面脫氣原油粘度為8 130 mPa·s，原油密度(20℃)為0.981 g/cm3。

2 模型的建立

根據CAP油田B2井區地質模型的粗化結果，應用CMG軟件的前處理模塊Builder建立數值模擬模型，在歷史擬合的基礎上，選取一個井組(3口水平井)作為研究對象，角點網格劃分x×y×z=30×33×7，平面上x方向網格步長為20 m，y方向近井地帶網格步長為5～10 m，遠井地帶為20 m，縱向網格步長為1.0～1.5 m。應用STARS熱采模塊進行數值模擬優化。水平井位于油層的下部，水平井長度為400 m，排距150 m，最大注汽速度250 t/d，蒸汽溫度為300 ℃，井底蒸汽干度為0.55，燜井時間為5 d，定液生產，最大產液量為70 m3/d，吞吐8個周期，周期生產時間為180 d。

3 注氮參數優選及效果預測

3.1 注氮參數優選

3.1.1 混注比

為了確定注氮量，模擬了不同比例下氮氣與蒸汽的開發效果，如表1所示。計算結果表明，隨著混注比的增加，氮氣注入量增加，使得油藏和地層流體的壓力補充增大，氮氣產生的抽提和驅替作用就越大，波及范圍就越廣，原油產量也就增加，但是增加的程度并不成比例上升。由于油藏邊界和其自身的壓力系統對吞吐的范圍具有一定的限制，當混注比大于40∶1后，增油效果趨緩。考慮油汽比的增幅及油氮比的降幅，推薦最優的混注比為40∶1。

表1 不同混注比下開發效果對比

3.1.2 注氮時機

由于注氮氣影響到地層的吸汽能力，對于尚未動用的新油層，不宜注氮氣，這就需要對注氮時機進行研究。對于不同的油藏，最佳注氣時機不同，模擬了在吞吐的初期、中期、后期，即第2、4、6三個不同周期下注氮開發效果。如表2所示，蒸汽吞吐早期，加熱半徑增加幅度大，地層能量充足，注氮增油量較少，開發效果較差；蒸汽吞吐中后期，加熱半徑增加幅度降低，地層能量不足，可充分發揮氮氣的增油作用，擴大蒸汽的波及體積，此時注氮可獲得較好的開發效果。推薦最優注氮時機是在蒸汽吞吐的中后期(第4周期以后)。

表2 不同注氮時機下開發效果對比

3.1.3 注氮方式

在蒸汽加氮氣作業中，注入方式的不同獲得的開發效果也不同。模擬了5種注入方式，如表3所示。使用混注的方式比段塞注入獲得的開發效果好，大段塞注入比小段塞注入獲得的開發效果好。這是由于在生產幾個周期以后，地層虧空體積變大，吸汽能力變好，且水平井與油層接觸面積大，氮氣與蒸汽能充分混合，滲入地層深部，從而起到很好的增產作用。推薦最優的注氮方式為混注。

3.1.4 注氮速度

表3 不同注氮方式下開發效果對比

在設備允許的情況下，氮氣注入速度越高，越容易產生較高的注入壓力，使氮氣和蒸汽越容易深入到油藏的內部，接觸到更多的原油，周期產油量就越高，但增加的幅度不大，如表4所示。由于氮氣的注入速度是在油藏允許的注入壓力下實現的，且受現場制氮設備的限制，確定最優的注氮速度為8 000 m3/d。

3.2 效果預測及經濟分析

考慮到該油田水平井的鉆井費用、施工環境、作業難度以及維持較高的經濟效益等因素，其油汽比應在0.3以上，因此在蒸汽吞吐的后期，即第7周期開始注氮，以延長蒸汽吞吐的周期，改善蒸汽吞吐的開發效果。從表5中可以看出，注氮氣后與注氮氣前相比，周期生產時間明顯延長，周期產油量、油汽比等指標明顯好轉，效果非常顯著。而且，從不同油價下計算的經濟極限產量看(表6)，注氮兩個周期的累產油為13 155 t，遠高于經濟極限產油量，若油價按3900元/ t計算，則產出投入比為4.54∶1。

表4 不同注氮速度下開發效果對比

表5 單注蒸汽與混注方式下開發效果對比

表6 不同油價下的經濟極限產油量計算

4 結論

(1)數值模擬研究認為，在薄層稠油油藏水平井蒸汽吞吐開采后期達到經濟極限后，注氮氣是改善其開發效果的有效途徑，具有較好的可行性。

(2)對于薄層稠油油藏進行水平井氮氣輔助蒸汽吞吐時，其優選的參數為：混注比為40∶1，注氮時機在吞吐的中后期，注氮方式為氮氣+蒸汽混注，注氮速度為8 000 m3/d。

(3)氮氣輔助蒸汽吞吐增油效果顯著，產出投入比高，經濟效益顯著，具有良好的應用前景。

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