于會永，劉慧卿，張傳新，雷旭東，謝壽昌

(1.中油新疆油田公司，新疆 克拉瑪依 834000;2.中國石油大學(xué)，北京 102249)

超稠油油藏注氮氣輔助蒸汽吞吐數(shù)模研究

于會永1，劉慧卿2，張傳新1，雷旭東1，謝壽昌1

(1.中油新疆油田公司，新疆 克拉瑪依 834000;2.中國石油大學(xué)，北京 102249)

超稠油油藏蒸汽吞吐后期，油汽比低，周期含水量高，開采效果差，注氮氣輔助蒸汽吞吐已經(jīng)成為1種提高超稠油開采效果的有效手段。與常規(guī)稠油油藏不同，超稠油對于注氮參數(shù)以及篩選條件有更嚴(yán)格的限制。模擬研究得知，超稠油油藏蒸汽吞吐不同時期宜采用不同的注氮模式。因該類型油藏對原油黏度、油層厚度、采出程度敏感性較強(qiáng)，從而確定超稠油油藏選井標(biāo)準(zhǔn)。該研究對同類油藏注氮輔助蒸汽吞吐開采具有指導(dǎo)意義。

蒸汽吞吐;注氮氣;數(shù)值模擬;超稠油油藏;紅山嘴油田

引 言

目前注氮輔助蒸汽吞吐工藝技術(shù)在遼河、勝利、新疆［1］主要稠油區(qū)塊都有應(yīng)用，已經(jīng)成為提高稠油蒸汽吞吐效果的有效手段［2－3］。但是，對于超稠油油藏來說，注氮模式、注氮比例、注氮時機(jī)、注氮井的篩選對注氮后增產(chǎn)效果起到關(guān)鍵作用，針對新疆油田紅003井區(qū)超稠油油藏的開采現(xiàn)狀，利用數(shù)值模擬方法，優(yōu)化注氮輔助蒸汽吞吐主要參數(shù)，對該區(qū)合理注氮有重要的指導(dǎo)作用。

1 試驗區(qū)概況

紅山嘴油田紅003井區(qū)位于準(zhǔn)噶爾盆地西北緣，開發(fā)目的層為白堊系清水河組，含油面積為15.39 km2，探明石油地質(zhì)儲量為3 237.34×104t。平均沉積厚度為103.5 m，油層主要分布在中下部的、、層，總厚度為5.0～26.3 m，平均為13.3m，主要含油巖性為砂巖和含礫砂巖，物性和含油性較差。油層孔隙度平均為25.9%，空氣滲透率平均為847×10－3μm2，屬中孔、中滲儲層。原油密度平均為0.962 0 g/cm3，50℃時地面脫氣原油黏度平均為6 239 mPa·s，20℃時原油黏度平均為418 437 mPa·s，屬超稠油油藏。平面上原油性質(zhì)差異較大。地層水型為重碳酸鈉型，總礦化度為11 072.10 mg/L，氯離子含量為6 044.74 mg/L。油層中部深度為475 m，原始地層壓力為4.65 MPa，壓力系數(shù)為0.97，地層溫度為23.83℃

2 地質(zhì)模型的建立

該模型采用徑向模型網(wǎng)格系統(tǒng)［4］，徑向上按對數(shù)塊間距劃分為10個網(wǎng)格，縱向分為8個小層其中第2、第5小層為巖性夾層(表1)。

表1 紅003井區(qū)各小層參數(shù)

選取該區(qū)典型井進(jìn)行歷史擬合，根據(jù)擬合結(jié)果修正所選參數(shù)［5］，用于該區(qū)塊氮氣輔助蒸汽吞吐數(shù)值模擬研究。

3 注氮參數(shù)優(yōu)化

模擬運算中注汽參數(shù)為：蒸汽吞吐1～7個周期注汽強(qiáng)度分別為 110、120、120、140、140、150 t/m，后續(xù)不再增加。注氣速度為140 t/d，悶井時間為d，注汽壓力為7.0 ～10.5 MPa。

3.1 注氮比例優(yōu)化

注氮比例按照液氮與水的體積比設(shè)計，然后折算氮氣蒸汽體積比［6］。單井蒸汽吞吐至第3周期開始注氮輔助蒸汽吞吐，按周期產(chǎn)量、油汽比確定最優(yōu)注氮比例。計算結(jié)果表明(圖1)，隨注氮比例的增加，周期采油量提高，注氮比例超過7%時采油量和油汽比上升幅度明顯降低，由折算公式可以確定紅003井區(qū)最優(yōu)氮氣蒸汽體積比為52∶1。

圖1 不同注氮比例輔助蒸汽吞吐周期采油量對比

3.2 注氮方式與時機(jī)優(yōu)化

為給出最佳的注氮方式，設(shè)計5種氮氣輔助吞吐注入方案。方案1：氮氣與蒸汽混合同時注入;方案2：先注蒸汽15 d，再注氮氣7 d;方案3：先注氮氣7 d，再注蒸汽15 d;方案4：先注蒸汽7 d，再注氮氣7 d，再注蒸汽8 d;方案5：先注氮氣3 d，再注蒸汽15 d，再注氮氣4 d。注氮周期選在第2、4、7周期(分別為早期、中期、晚期)［7］。通過模擬運算，得出與蒸汽吞吐時機(jī)相適應(yīng)的注氮方式。

圖2 不同注氮方案增產(chǎn)效果曲線

3.2.1 注入方式選擇

蒸汽吞吐早期最佳注氮方式為先注蒸汽后注氮氣，分析原因為：早期注氮輔助蒸汽吞吐，地層溫度低，原油黏度大，注氮困難，需要前期注入蒸汽提高地層原油流動性;蒸汽吞吐中后期，地層加熱比較充分，對注氮方式適應(yīng)性較強(qiáng)，可采用段塞式注入。

3.2.2 注入時機(jī)選擇

蒸汽吞吐早期，注氮增油量最少，效果最差;蒸汽吞吐中后期，注氮效果最優(yōu)，推薦注氮時機(jī)為蒸汽吞吐中期(第4周期以后)。分析原因為：早期加熱半徑增加幅度大，地層能量較充足，此時氮氣的增油效果不顯著;蒸汽吞吐中后期，加熱半徑增加幅度降低，地層能量不足，可以充分發(fā)揮氮氣的增油作用，有效提高油層動用程度，增大蒸汽波及面積［8］。

4 主要影響因素敏感性分析

4.1 油層有效厚度的影響

為研究油層有效厚度對注氮氣輔助蒸汽吞吐效果的影響，模擬計算油層有效厚度分別為5、10 15、20、30 m時的開發(fā)效果。結(jié)果表明，油層有效厚度越大，增油效果越好(圖3)。當(dāng)油層有效厚度大于15 m時，單位油層厚度增油量以及油汽比趨于穩(wěn)定，即油層大于15 m才能最大限度地發(fā)揮氮氣的增油效果，因此，選擇注氮措施井的油層厚度應(yīng)該大于15 m。

圖3 油層厚度對增油效果的影響

4.2 原油黏度的影響

為研究注氮氣對原油黏度的敏感性，50℃時選擇原油黏度為 1 500、3 000、5 000、7 000、10 00 mPa·s的5條黏溫曲線，蒸汽吞吐7個周期。由表2可以看出，隨著原油黏度的增加，在注入相同的蒸汽、氮氣量時，累計產(chǎn)油量降低。原油黏度小于 5 000 mPa·s(50℃)時［9］，累計油汽比大于0.2說明氮氣輔助吞吐對黏度小于5 000 mPa·s(50℃) 超稠油油藏有較好的作用，能夠起到較好的效果。

表2 不同原油黏度開采效果

4.3 采出程度對注氮的影響

以原有地質(zhì)模型為基礎(chǔ)，分別設(shè)計含油飽和度為 0.500、0.525、0.550、0.575、0.600、0.625、0.650等7種剩余油分布情況，對每種情況進(jìn)行注氮輔助蒸汽吞吐以及蒸汽吞吐模擬運算，得出不同采出程度對于注氮增油效果的影響，從而確定紅003井區(qū)注氮氣輔助蒸汽吞吐的采出程度界限。

計算可知(圖 4)，當(dāng)采出程度為 6.2% ～9.9%時，增油效果最好，采出程度為17.4%，油汽比下降到0.222，由此可以確定合適注氮的采出程度為6.2%～17.4%，最佳注氮采出程度為6.2%～9.9%。結(jié)合蒸汽吞吐數(shù)模結(jié)果，最佳注氮周期為第3、第4周期，合適注氮周期為3～7周期［10］。

圖4 不同采出程度下注氮輔助吞吐增油效果曲線

5 結(jié)論

(1)隨著注氮比例的增加，周期采油量增加，當(dāng)?shù)獨馀c蒸汽比例為52∶1時，氮氣輔助吞吐效果最好。

(2)蒸汽吞吐早期最佳注氮方式為先注蒸汽后注氮氣，中期先注氮氣再注蒸汽，后期為段塞式注入。

(3)蒸汽吞吐早期注氮效果最差，中后期注氮效果較優(yōu)，為推薦注氮時機(jī)。

(4)紅003井區(qū)注氮井優(yōu)先選擇標(biāo)準(zhǔn)為：油層厚度大于 15 m，原油黏度小于 5 000 mPa·(50℃)，采出程度為6.2% ～17.4%，最佳采出程度為6.2% ～9.9%，注氮最佳周期為第3周期。

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Numerical simulation of nitrogen assisted cyclic steam stimulation for super heavy oil reservoirs

YU Hui－yong1，LIU Hui－qing2，ZHANG Chuan－xin1，LEI Xu－dong1，XIE Shou－chang1
(1．Xinjiang Oilfield Company，PetroChina，Karamay，Xinjiang 834000，China;2．China University of Petroleum，Beijing 102249，China)

In the late life of cyclic steam stimulation for super heavy oil reservoirs，oil－steam ratio is low，water cut is high，and recovery effect becomes poor．Nitrogen assisted cyclic steam stimulation has become an effective way to improve super heavy oil recovery．Different from conventional heavy oil reservoirs，super heavy oil reservoirs are more stringent in regards to nitrogen injection parameters and screening conditions．Numerical simulation shows that different nitrogen injection measures should be adopted at different stages of cyclic steam stimulation．Super heavy oil reservoirs are more sensitive to oil viscosity，reservoir thickness and recovery percent，thereby well screening criteria can be determined for super heavy oil reservoirs．This study has guiding significance to nitrogen assisted cyclic steam stimulation in similar reservoirs．

cyclic steam stimulation;nitrogen injection;numerical simulation;super heavy oil reservoir;Hongshanzui oilfield

TE345

A

1006－6535(2012)02－0076－03

20110719;改回日期：20110802

國家科技重大專項“熱力開采后稠油油藏提高采收率技術(shù)”(2009ZX05009－004－05)部分內(nèi)容

于會永(1983－)，男，助理工程師，碩士，2005年畢業(yè)于中國石油大學(xué)(華東)應(yīng)用數(shù)學(xué)專業(yè)，現(xiàn)從事采油研究工作。

編輯姜 嶺