田鴻照

(中國(guó)石油長(zhǎng)城鉆探工程有限公司地質(zhì)研究院,遼寧盤錦 124010)

目前，氮?dú)廨o助蒸汽吞吐工藝在遼河、勝利、新疆、大慶等稠油區(qū)塊都有應(yīng)用，并取得了較好的開(kāi)發(fā)效果，是一種改善蒸汽吞吐效果的有效方法[1-6]。礦場(chǎng)試驗(yàn)及室內(nèi)研究表明[7-10]，氮?dú)廨o助蒸汽吞吐的機(jī)理主要有：利用氮?dú)獾母魺嶙饔媒档途仓械臒釗p失，提高井底蒸汽干度；提高局部地層壓力補(bǔ)充能量，延長(zhǎng)吞吐周期；氮?dú)獾母吲蛎浶钥蓴U(kuò)大蒸汽加熱半徑，增加蒸汽的波及體積，附加的彈性氣驅(qū)能量起到助排作用；氮?dú)庠诘貙訔l件下會(huì)產(chǎn)生一定數(shù)量的氣泡，有助于封堵高滲透層，使蒸汽轉(zhuǎn)向低滲層未驅(qū)替帶，起到調(diào)剖作用。

然而，氮?dú)廨o助蒸汽吞吐工藝較多地應(yīng)用于直井，應(yīng)用于水平井的實(shí)例還很少，特別是針對(duì)水平井開(kāi)發(fā)薄層稠油油藏，還有待于進(jìn)一步探討。因此，本文從氮?dú)廨o助蒸汽吞吐改善開(kāi)發(fā)效果的機(jī)理出發(fā)，以哥倫比亞CAP油田B2井區(qū)薄層稠油油藏為研究對(duì)象，應(yīng)用數(shù)值模擬研究水平井氮?dú)廨o助蒸汽吞吐的可行性。

1 油藏概況

CAP油田B2井區(qū)為一受北東-南西向逆斷層控制的斷背斜，內(nèi)部斷層不發(fā)育，主要含油層系為Mirador-A層，儲(chǔ)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(jù)CAP油田B2井區(qū)地質(zhì)模型的粗化結(jié)果，應(yīng)用CMG軟件的前處理模塊Builder建立數(shù)值模擬模型，在歷史擬合的基礎(chǔ)上，選取一個(gè)井組(3口水平井)作為研究對(duì)象，角點(diǎn)網(wǎng)格劃分x×y×z=30×33×7，平面上x(chóng)方向網(wǎng)格步長(zhǎng)為20 m，y方向近井地帶網(wǎng)格步長(zhǎng)為5～10 m，遠(yuǎn)井地帶為20 m，縱向網(wǎng)格步長(zhǎng)為1.0～1.5 m。應(yīng)用STARS熱采模塊進(jìn)行數(shù)值模擬優(yōu)化。水平井位于油層的下部，水平井長(zhǎng)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(shí)間為5 d，定液生產(chǎn)，最大產(chǎn)液量為70 m3/d，吞吐8個(gè)周期，周期生產(chǎn)時(shí)間為180 d。

3 注氮參數(shù)優(yōu)選及效果預(yù)測(cè)

3.1 注氮參數(shù)優(yōu)選

3.1.1 混注比

為了確定注氮量，模擬了不同比例下氮?dú)馀c蒸汽的開(kāi)發(fā)效果，如表1所示。計(jì)算結(jié)果表明，隨著混注比的增加，氮?dú)庾⑷肓吭黾?，使得油藏和地層流體的壓力補(bǔ)充增大，氮?dú)猱a(chǎn)生的抽提和驅(qū)替作用就越大，波及范圍就越廣，原油產(chǎn)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(tǒng)對(duì)吞吐的范圍具有一定的限制，當(dāng)混注比大于40∶1后，增油效果趨緩?？紤]油汽比的增幅及油氮比的降幅，推薦最優(yōu)的混注比為40∶1。

表1 不同混注比下開(kāi)發(fā)效果對(duì)比

3.1.2 注氮時(shí)機(jī)

由于注氮?dú)庥绊懙降貙拥奈芰Γ瑢?duì)于尚未動(dòng)用的新油層，不宜注氮?dú)?，這就需要對(duì)注氮時(shí)機(jī)進(jìn)行研究。對(duì)于不同的油藏，最佳注氣時(shí)機(jī)不同，模擬了在吞吐的初期、中期、后期，即第2、4、6三個(gè)不同周期下注氮開(kāi)發(fā)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(kāi)發(fā)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(fā)揮氮?dú)獾脑鲇妥饔茫瑪U(kuò)大蒸汽的波及體積，此時(shí)注氮可獲得較好的開(kāi)發(fā)效果。推薦最優(yōu)注氮時(shí)機(jī)是在蒸汽吞吐的中后期(第4周期以后)。

表2 不同注氮時(shí)機(jī)下開(kāi)發(fā)效果對(duì)比

3.1.3 注氮方式

在蒸汽加氮?dú)庾鳂I(yè)中，注入方式的不同獲得的開(kāi)發(fā)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(kāi)發(fā)效果好，大段塞注入比小段塞注入獲得的開(kāi)發(fā)效果好。這是由于在生產(chǎn)幾個(gè)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?dú)馀c蒸汽能充分混合，滲入地層深部，從而起到很好的增產(chǎn)作用。推薦最優(yōu)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(kāi)發(fā)效果對(duì)比

在設(shè)備允許的情況下，氮?dú)庾⑷胨俣仍礁?，越容易產(chǎn)生較高的注入壓力，使氮?dú)夂驼羝饺菀咨钊氲接筒氐膬?nèi)部，接觸到更多的原油，周期產(chǎn)油量就越高，但增加的幅度不大，如表4所示。由于氮?dú)獾淖⑷胨俣仁窃谟筒卦试S的注入壓力下實(shí)現(xiàn)的，且受現(xiàn)場(chǎng)制氮設(shè)備的限制，確定最優(yōu)的注氮速度為8 000 m3/d。

3.2 效果預(yù)測(cè)及經(jīng)濟(jì)分析

考慮到該油田水平井的鉆井費(fèi)用、施工環(huán)境、作業(yè)難度以及維持較高的經(jīng)濟(jì)效益等因素，其油汽比應(yīng)在0.3以上，因此在蒸汽吞吐的后期，即第7周期開(kāi)始注氮，以延長(zhǎng)蒸汽吞吐的周期，改善蒸汽吞吐的開(kāi)發(fā)效果。從表5中可以看出，注氮?dú)夂笈c注氮?dú)馇跋啾?，周期生產(chǎn)時(shí)間明顯延長(zhǎng)，周期產(chǎn)油量、油汽比等指標(biāo)明顯好轉(zhuǎn)，效果非常顯著。而且，從不同油價(jià)下計(jì)算的經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量看(表6)，注氮兩個(gè)周期的累產(chǎn)油為13 155 t，遠(yuǎn)高于經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量，若油價(jià)按3900元/ t計(jì)算，則產(chǎn)出投入比為4.54∶1。

表4 不同注氮速度下開(kāi)發(fā)效果對(duì)比

表5 單注蒸汽與混注方式下開(kāi)發(fā)效果對(duì)比

表6 不同油價(jià)下的經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量計(jì)算

4 結(jié)論

(1)數(shù)值模擬研究認(rèn)為，在薄層稠油油藏水平井蒸汽吞吐開(kāi)采后期達(dá)到經(jīng)濟(jì)極限后，注氮?dú)馐歉纳破溟_(kāi)發(fā)效果的有效途徑，具有較好的可行性。

(2)對(duì)于薄層稠油油藏進(jìn)行水平井氮?dú)廨o助蒸汽吞吐時(shí)，其優(yōu)選的參數(shù)為：混注比為40∶1，注氮時(shí)機(jī)在吞吐的中后期，注氮方式為氮?dú)?蒸汽混注，注氮速度為8 000 m3/d。

(3)氮?dú)廨o助蒸汽吞吐增油效果顯著，產(chǎn)出投入比高，經(jīng)濟(jì)效益顯著，具有良好的應(yīng)用前景。

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