非烴類氣體采油技術在互層狀超稠油開發實踐與應用

劉如杰.

(中國石油遼河油田分公司，遼寧盤錦 124010)

曙光油田曙一區超稠油主體區域(杜84興隆臺)井網在2005年左右已基本部署完畢，2006年開始逐步向杜813塊、杜212塊、杜80塊等興隆臺等邊部互層狀超稠油試驗區塊延展，2012年邊部井網基本部署完善。受油藏發育影響，互層狀超稠油開發過程中存在注汽壓力高、縱向動用不均、地層壓降快等諸多矛盾，影響整體開發效果。通過實施氮氣+蒸汽、二氧化碳+蒸汽、空氣+蒸汽氣體采油技術，發揮非烴類氣體彈性能量大、導熱系數低特性，達到降低原油黏度、增加驅動能、減少熱損失作用，取得了顯著增油效果。通過對2010—2017年超稠油306口非烴類輔助吞吐油井效果分析，對不同氣體介質適用的油藏類型、施工工藝及措施效果進行分析，得出蒸汽+二氧化碳輔助吞吐對降低原油黏度，提高采注比效果明顯；蒸汽+氮氣、蒸汽+空氣輔助吞吐對增加地層能量、改善縱向動用效果明顯。

1 油藏基本特點

曙一區互層狀超稠油構造上位于遼河盆地西部凹陷西斜坡中段，發育在S1+2時期，構造為平緩的單斜，儲層分布受古構造、古地理條件及河道擺動、水動力強弱等因素影響，平面及縱向分布差異較大，平均單層厚度4.1 m，平均單層厚度大于5 m占51%，砂巖系數0.53，儲層平均孔隙度30.5%，平均滲透率1 325×10-3μm2，油藏埋深600～930 m，地面原油黏度(50℃)為50 000～199 000 MPa·s，探明含油面積7.8 km2，石油地質儲量5 960×104t[1]。

2 開發矛盾分析

圖1 杜212-25-287井吸汽剖面示意圖Fig.1 Schematic diagram of suction section of Du 212-25-287 well

曙一區互層狀超稠油油層埋藏深度淺，地層溫度低，原油黏度高，流動能力差，在原始地層溫度下，原油難以流動，導致開發初期注汽壓力高，采注比低；開發中期受油藏非均質性及蒸汽超覆作用影響[2]，降低蒸汽波及體積造成油層吸汽不均，進而引發油層縱向動用不均(圖1)；開發末期地層壓力下降，井底附近含油飽和度降低，地下存水增加，蒸汽加熱范圍有限，造成排水期延長，周期產油下降[3]。

2.1 注汽壓力高、采注比低

互層狀超稠油投產初期，原油黏度[4]高，地層溫場未形成，大部分蒸汽在井筒附近聚集，很難擴散到遠處，造成地層憋壓，注汽壓力普遍偏高，注汽困難，蒸汽干度低，井筒附近油層加熱范圍小，周期生產時間短，周期產油量、油汽比、回采水率、采注比低，吞吐效果差。統計資料顯示，第1周期注汽壓力大于16 MPa油井43口，周期產油量和油汽比僅相當于注汽壓力小于14 MPa油井40%～60%，主要是注汽壓力高導致蒸汽中汽化潛熱低，同條件下，注汽壓力16 MPa時所含汽化潛熱為931 J/g，10 MPa時所含汽化潛熱為1316 J/g，兩者相差29.3%。

2.2 井間干擾、縱向動用差異大

互層狀超稠油油層層間非均質性嚴重，屬于不均勻型。非均質系數平均為2.27，變異系數0.73，極差164.8。儲層層間非均質性影響分層吸汽，高滲層吸汽多，動用半徑大，與鄰井同層連通后，形成高滲通道, 使油藏動用不均的矛盾加劇，不利于擴大蒸汽波及體積及提高縱向油層動用程度。同時，在蒸汽吞吐條件下，蒸汽超覆使得射孔井段上部吸汽強度高，下部油層吸汽差、動用差，加劇縱向動用不均。

2.3 高周期遞減、吞吐效果差

互層狀超稠油平均吞吐周期達14.8個，地層虧空加大，地層壓力降至原始油藏壓力20%～35%，油藏有效驅動能量變小，剩余油飽和度降低至35%～45%，吞吐油汽比降至0.3左右。地層存水量逐漸增加，吸收大量熱量，井底附近油層加熱范圍不在擴大，油層升溫幅度越來越小，原油流動能力下降，周期采油量降低，吞吐效果變差。同時，油層壓力降低后，油層大面積脫氣，油井油稠、乳化現象嚴重，洗井、作業等維護性工作增加，而地層壓力系數低，又造成洗井、作業、摻油等入井流體返排困難，對油層污染加重，兩者相互制約矛盾突出，生產管理難度大。

3 采油機理及適應性分析

針對互層狀超稠油蒸汽吞吐開發過程中原油黏度高、油層動用不均、低壓低產矛盾，2010年開始在互層狀超稠油注汽中加入氮氣、二氧化碳和空氣非烴類氣體，利用氣體降黏、增能、調剖、膨脹、隔熱等綜合作用，改善互層狀超稠油開發效果[5]。

3.1 采油機理

氮氣+蒸汽采油機理：在注蒸汽過程中，將一定量氮氣伴隨蒸汽注入油層，利用氮氣壓縮系數大(壓縮系數0.291)、導熱系數低、驅替能量足等優勢，擴大蒸汽波及體積、提高回采水率、降低井筒熱損失。氮氣壓縮系數大，膨脹體積大，在生產階段能加速地層原油及冷凝水返排，減少地層存水，提高回采水率；氮氣導熱系數低，是惰性氣體，無毒無腐蝕性和爆炸性，注入過程相當于井筒連續氮氣隔熱，減少蒸汽向地層擴散，提高井底蒸汽干度[6]；氮氣在重力分異作用下形成氣頂，并能與原油中蒸發出輕組分形成混相，起到綜合驅替作用。

二氧化碳+蒸汽采油機理：在注蒸汽前，將一定量液態二氧化碳注入油層，氣體優先進入地層虧空區域，有利于蒸汽向剩余油富集區擴散，提高剩余油高富集區采出；此外，氣體溶于原油形成泡沫油，降低原油黏度，增加原油流動性；同時，利用氣體低導熱性，減少蒸汽向地層隔夾層散失，使更多蒸汽加熱原油。[7-10]

空氣+蒸汽采油機理：在注蒸汽前，將一定量的空氣及催化劑注入地層，空氣在催化劑作用下與原油發生氧化裂解反應，在消耗氧氣保證安全條件下，同時生成芳香基多元酸、一氧化碳、二氧化碳等化合物，剩余主要成分為氮氣，故空氣催化氧化采油其實是氮氣+二氧化碳+蒸汽的復合采油，具有降低原油黏度、增加地層驅動能量復合作用。[11]

3.2 油藏適應性分析

利用礦場306口非烴類采油數據，采用數理化統計方法總結不同油層厚度、孔隙度、滲透率、凈總比、原油黏度條件下油井增產效果。

3.2.1 油層厚度

按照油層厚度分為四個區間，分別是小于20 m(區間1)、厚度20～30 m(區間2)、厚度30～50 m(區間3)、厚度大于50 m(區間4)，統計數據表明，不同油層厚度對非烴類措施增油量影響較大，隨著油層厚度增加，三類非烴類輔助采油措施增油量增加，四個區間平均單井增油量分別為155 t、210 t、245 t、259 t。(表1)

3.2.2 油藏孔隙度、滲透率

將油層孔隙度分為三個區間，分別是小于25%(區間1)、25%～30%(區間2)、30%～35%(區間3)，統計數據表明，隨著孔隙度增加，三類非烴類產油量增加，其中氮氣+蒸汽采油量在區間1、2、3的采油量分別為678 t、991 t、1 210 t；區間2、3平均單井增油量為195 t、222 t明顯高于區間1的110 t。(表2)

表1 非烴采油增油量(周期對比)與油層厚度關系表Table 1 Relationship between oil increment (periodic comparison) and reservoir thickness in non hydrocarbon production

表2 非烴采油采油量與孔隙度關系表Table 2 Relationship between oil production and porosity in non hydrocarbon recovery

將油層滲透率分為四個區間，分別是0～1 000×10-3μm2(區間1)、1 000～2 000×10-3μm2(區間2)、2 000～3 000×10-3μm2(區間3)、大于3 000×10-3μm2(區間4)，統計數據表明，滲透率對非烴類采油增油效果影響較大，區間1滲透率范圍內增油量低，其中氮氣+蒸汽在此區間無增油量，故非烴類采油滲透率下限為1 000×10-3μm2。區間2、3、4增油量平均在200 t左右，其中氮氣+蒸汽采油井在區間3增油量最高達到254 t。(圖2)

圖2 油層滲透率對非烴類采油效果影響圖Fig.2 Influence of reservoir permeability on non hydrocarbon oil recovery

3.2.3 油藏凈總比

將油層凈總厚度比分為五個區間，分別是小于0.4(區間1)、0.4～0.5(區間2)、0.5～0.6(區間3)、0.6～0.7(區間4)、大于0.7(區間5)，統計數據表明，氮氣+蒸汽采油最優凈總比為區間2和區間3；二氧化碳+蒸汽最優凈總比為區間3和區間4；空氣+蒸汽最優凈總比為區間2、3、4、5。(表3)

表3 非烴采油采油量與油層凈總厚度比關系表Table 3 Relationship between oil production and net gross thickness of non oil recovery

3.2.4 原油黏度

將原油黏度劃分為50 000～900 00 MPa·s(區間1)、90 000～130 000 MPa·s(區間2)、130 000～170 000 MPa·s(區間3)、大于170 000 MPa·s(區間4)。統計數據表明，氮氣+蒸汽在區間2、3范圍內原油黏度時增油量大于200 t；二氧化碳+蒸汽在區間3、4原油黏度范圍內增油量較高，但在區間4黏度范圍內產油量較低，僅為461 t；空氣+蒸汽采油增油量和產油量對原油黏度變化不敏感。(表4)

表4 非烴采油采油量與原油黏度關系表Table 4 Relationship between oil production and viscosity of non hydrocarbon extraction

3.3 施工工藝分析

3.3.1 氮氣+蒸汽復合施工工藝

施工工藝：現場實踐中，根據氮氣注入方式的不同，可分為連續注氮和間斷注氮兩種。方式一：連續注氮，即先向地層注入2 000 m3氮氣，然后起爐注蒸汽，在注蒸汽過程中連續向油套環空注入氮氣(注氮氣排量為800 m3/h)，完注后燜井、放噴后開井生產。方式二，即先向地層注入2 000 m3氮氣，然后起爐注蒸汽，在注蒸汽過程中每隔24 h向地層注入氮氣2 000 m3，完注后燜井、放噴后開井生產。現場實踐表明，方式一油井生產效果優于方式二，因為方式一連續注氮過程中井筒熱損失小，且連續注氮氮氣量大，能發揮更大驅動能量。杜212-31-285第23輪實施間斷注氮，排水期21 d，生產天數110 d，產油量451 t，油汽比0.28，在第25輪實施連續注氮，排水期僅為5 d，生產天數延長至120 d，產油量增加到890 t，油汽比達到0.42，生產效果明顯改善。(表5)

表5 杜212-31-285不同注氮方式下生產效果統計表Table 5 production statistics of Du 212-31-285 under different nitrogen injection methods

注：氮氣強度=氮氣量/油層厚度。

用量設計：統計杜813興隆臺62口氮氣+蒸汽采油效果與氮氣強度關系發現，增油量與氮氣強度呈正比，氮氣強度為0～1 000 m3/m時增油量最低僅15 t，3 000～4 000 m3/m時增油量為223 t，大于4 000 m3/m時增油幅度減少。油層平均厚度29.3 m，氮氣強度3 500 m3/m，按注氮成本0.88元/m3和油價1 021元/t計算，不同氮氣強度區間投入產出比分別為1∶1.19、1∶1.18∶1∶1.69、1∶2.52、1∶1.95，所以氮氣強度最優區間為3 000～4 000 m3/m。(圖3)

圖3 杜813興隆臺氮氣+蒸汽 復合采油增油量與氮氣強度關系圖Fig.3 Relationship between oil production and nitrogen strength of nitrogen and steam combined production in Du 813 Xinglongtai

3.3.2 二氧化碳+蒸汽復合施工工藝

施工工序：現場實踐中，為更好發揮二氧化碳+蒸汽復合吞吐增油效果，在注入二氧化碳前向地層注入一定量表面活性劑，再注入一定量二氧化碳沒最后注入蒸汽。表面活性劑與二氧化碳和蒸汽發生反應，生成大量泡沫封堵高滲層，提高蒸汽波及體積和油層動用[12]。

用量設計：二氧化碳用量根據地層虧空程度設計，累采注比小于0.8時，用量為2 t/m；累采注比介于0.8～1.2時，用量為3～4 t/m。表面活性劑用量為8～15 t，具體用量根據油層厚度及各層吸汽情況定。

（1）管道布置形式的選擇。管道布置形式可分為環狀管網和枝狀管網。本項目室外消防給水管網采用環狀管網，供水可靠，滿足消防給水系統設計要求；其他生活及生產給水管網均采用枝狀管網，管網構造簡潔，層次清晰，節省管材，有利于節省投資。

設備要求：注氣設備主要由液態二氧化碳罐車、Ⅰ級離心加壓泵、氣液分離裝置、Ⅱ級柱塞增壓泵等組成，鍋爐最高注汽壓力25 MPa，注汽速度7～9 t/h。考慮液態二氧化碳溫度低，在井筒內氣化，使井筒溫度降低，為保護套管和注汽管柱，注汽管柱采用油管+伸縮管+水力錨+封隔器組合管柱。注二氧化碳后燜井24 h后再注蒸汽，避免熱流體進入低溫環境影響熱效率，同時防止套管忽冷忽熱出現變形。

3.3.3 空氣+蒸汽復合施工工藝

施工工序：先注入復合催化劑，之后注入空氣，最后注入蒸汽。

用量設計：空氣注入量按照地層孔隙體積進行設計，處理半徑根據不同油井的虧空程度確定為15～20 m，空氣量10×104～20×104Nm3；催化劑的注入量，結合室內實驗及現場試驗情況控制在10 000 Nm3空氣對應0.2～0.3 t。

圖4 空氣+蒸汽采油管柱圖Fig.4 air + steam production string diagram

施工管柱設計：對于油層厚度不大，各層動用較均衡的油井采用籠統注入管柱進行設計，實現全井段補充地層能量，提高油井產能；對于油層厚度較大，動用不均油井采用多功能管柱進行設計，實現動用差井段的針對性的補充地層能量，挖掘油藏難動用儲量(圖4)。

4 現場應用

2018年，結合非烴類采油機理及適應性分析，針對性優選滿足油藏條件油井(表6)，按照最優施工工藝組織實施(表7)，取得顯著增油效果。

表6 非烴類最優采油效果油藏適宜條件Table 6 suitable conditions for non hydrocarbon optimal oil recovery efficiency

表7 非烴類最優采油效果施工適宜條件Table 7 suitable conditions for non hydrocarbon optimal oil recovery

4.1 氮氣+蒸汽采油

(1)方案設計。油井選擇條件：①有效厚度20～50 m；②孔隙度25%～35%，滲透率大于2 000×10-3μm2；③原油黏度90 000～170 000 MPa·s；④凈總厚度比0.4～0.6；⑤油層數4-9層，無大厚層。施工工藝條件：①連續注氮；②氮氣強度3 500 m3/m。(表6-表7)

(2)現場實施。2018年1-6月優選19口互層狀超稠油井實施氮氣+蒸汽采油技術，平均吞吐周期17.3輪，油層平均厚度27.8 m，平均層數6.7層；平均孔隙度30.3%；平均滲透率2307×10-3μm2；平均原油黏度121 817 MPa·s；平均凈總比0.52；平均單井注氮90 000 m3(氮氣強度3 237 m3/m)。

(3)效果評價。截至6月底，周期結束5口井，與措施前對比平均單井注汽壓力增加0.5 MPa，生產天數增加21 d，產油量增加276 t，排水期縮短9 d，采注比增加0.13；未結束14口井同期對比產油量增加178 t，排水期縮短11.5 d，注汽壓力增加0.6 MPa。杜212-29-K291油層厚度23.4 m，油層9層，滲透率2 349×10-3μm2，孔隙度27.3%，第14周期實施氮氣+蒸汽采油，實施后注汽壓力增加1.25 MPa達13.36 MPa，生產天數增加23 d至190 d，產油量為1 201 t增加307 t，采注比為1.62提高0.27，效果明顯。

4.2 二氧化碳+蒸汽采油

(1)方案設計。油井選擇條件：①有效厚度大于30 m；②孔隙度25%～35%，滲透率2 000～3 000×10-3μm2；③原油黏度大于130 000 MPa·s；④凈總厚度比0.5～0.7；⑤油層數4-6層，有大厚層或高滲層。施工工藝條件：①先注表面活性劑，之后注二氧化碳燜井30 h，最后注蒸汽；②表面活性劑：8～15 t；③二氧化碳：2～4 t/m。(表6-表7)

(2)現場實施。2018年1-6月優選5口井實施二氧化碳+蒸汽采油技術，吞吐周期7.3輪，平均油層厚度32.7 m，滲透率2 707×10-3μm2，凈總比0.66，油層數4.7層，最大單層厚度平均7.9 m，原油黏度173 000 MPa·s，表面活性劑用量11.2 t，單井注二氧化碳量80 t(2.45 t/m)，注完二氧化碳后平均燜井31 h。

(3)效果評價。截至6月底，同期對比平均單井產油量增加177 t，注汽壓力增加0.12 MPa，汽竄干擾方向由2.1個降低到0.9個。

4.3 空氣+蒸汽采油

(1)方案設計。油井選擇條件：①有效厚度大于30 m；②孔隙度15%～35%，滲透率1 000～3 000×10-3μm2；③原油黏度大于50 000 MPa·s；④凈總厚度比0.4～0.7；施工工藝條件：①先注復合催化劑，之后注空氣，最后注蒸汽；②催化劑0.3～0.45 t，空氣量10×104～20×104Nm3。(表6-表7)

(2)現場實施。實施8口井，平均油層厚度37.7 m，滲透率2 211×10-3μm2，凈總比0.63，催化劑用量0.33 t，注空氣量14.5×104Nm3。

(3)效果評價。注汽壓力由上周期的11.1 MPa上升到13.0 MPa，周期產油平均單井增加295.5 t；油汽比由上周期的0.49上升到本周期的0.57，上升了0.08。

5 結論

(1)非烴類采油可有效解決互層狀超稠油開發矛盾。氮氣+蒸汽采油適用于高周期低壓油井；二氧化碳+蒸汽采油適合于中低周期層間動用差異大油井。

(2)氮氣+蒸汽采油最優油藏適宜條件為凈總比0.4～0.6，層數4-9層，原油黏度介于90 000～170 000 MPa·s；二氧化碳+蒸汽采油最優油藏適宜條件為凈總比0.5～0.7，存在大厚層，原油黏度大于130 000 MPa·s；空氣+蒸汽采油最優油藏適宜條件油層厚度大于30 m，凈總比0.4～0.7。

(3)氮氣+蒸汽采油最優施工工藝為連續注氮，氮氣強度3 000～4 000 m3/m；二氧化碳+蒸汽采油最優施工工藝是先注表面活性劑在再注二氧化碳，之后燜井24 h后注蒸汽。