林 濤，孫永濤，孫玉豹，宋宏志，劉海濤，李田靚

（中海油田服務(wù)股份有限公司油田生產(chǎn)研究院，天津塘沽 300459）

中國(guó)渤海油田原油黏度大于350 mPa·s的稠油儲(chǔ)量豐富，常規(guī)開(kāi)發(fā)方式油井產(chǎn)能低、采油速度慢、采收率低。熱采作為目前非常規(guī)稠油開(kāi)發(fā)的主要技術(shù)工藝，已在國(guó)內(nèi)外稠油開(kāi)發(fā)中廣泛應(yīng)用，形成了蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)、蒸汽輔助重力泄油（SAGD）、火燒油層等一系列技術(shù)[1]。注氣在熱采工藝中被廣泛應(yīng)用，向稠油油藏中注入蒸汽的同時(shí)，注入N2、CO2或煙道氣等氣體，可以提高蒸汽的波及體積，補(bǔ)充地層能量，改善稠油蒸汽吞吐后期的開(kāi)發(fā)效果。其機(jī)理是注入的氣體可進(jìn)一步降低稠油黏度和產(chǎn)生溶解氣驅(qū)而提高稠油采收率，附加的氣驅(qū)能使原油產(chǎn)量增加，但在氣體或蒸汽突破后，氣體對(duì)原油增產(chǎn)將不再起作用[2]。

自2008年以來(lái)，稠油熱采技術(shù)逐步在海上油田開(kāi)展試驗(yàn)應(yīng)用，目前主要以多元熱流體吞吐熱采為主。多元熱流體熱采技術(shù)是一種新型熱采技術(shù)，符合當(dāng)前熱采技術(shù)的發(fā)展趨勢(shì)，通過(guò)燃燒產(chǎn)生高溫高壓的水蒸汽、CO2及 N2等混合氣體，具氣體混相驅(qū)（N2驅(qū)、CO2驅(qū)）和熱力采油（蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)）的特點(diǎn)[3–8]。經(jīng)過(guò)多年的熱采試驗(yàn)，目前大部分熱采井已經(jīng)進(jìn)入多輪次吞吐熱采階段。海上稠油油田多具有儲(chǔ)層高孔高滲、隔層不發(fā)育、層間滲透率差異大等特點(diǎn)，注入熱流體時(shí)受蒸汽/氣體超覆的影響，氣體容易沿高滲透條帶突進(jìn)。當(dāng)井間高滲透條帶被氣體連通后，就會(huì)出現(xiàn)井間氣竄干擾現(xiàn)象，影響鄰井的正常生產(chǎn)，也降低本井的吞吐效果。本文通過(guò)實(shí)驗(yàn)研究探索了適度注氣在熱采工藝中的應(yīng)用，即優(yōu)化氣體注入量，使得氣體對(duì)于稠油油藏增產(chǎn)的作用最大，同時(shí)又不突破限值導(dǎo)致氣竄。

1 氣體在稠油油藏的存在方式

在稠油油藏?zé)崃﹂_(kāi)采中，采用注熱工藝同時(shí)輔助注入氣體的做法在各油田被廣泛應(yīng)用，氣體輔助熱采的有益作用主要包括氣體的溶解降黏、提高波及體積、增能保壓、重力驅(qū)和提高熱效率等。稠油油藏中氣體的存量受溶解、吸附和擴(kuò)散三方面的影響，由于其作用不同，氣體在稠油油藏中的存在方式也不同，主要有以下三種方式：

（1）氣體溶解在稠油中。由于受不同壓力、溫度的影響，不同氣體組分在原油中的溶解度不同。

（2）氣體在多孔介質(zhì)中吸附。烴類氣體的吸附與儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)、表面粗糙度、氣體的性質(zhì)以及溫度、壓力等因素相關(guān)[9–11]。

（3）氣體的擴(kuò)散在孔道內(nèi)的傳輸形式主要有努森擴(kuò)散、主體擴(kuò)散、表面擴(kuò)散和黏性流 4類[12]。由于氣體具有壓縮性、膨脹性、小熱容、低黏度等特點(diǎn)，氣體在稠油油藏中的擴(kuò)散作用主要表現(xiàn)在兩個(gè)方面：一是可以擴(kuò)大波及半徑，提高熱利用率；二是氣體在高孔高滲油藏中擴(kuò)散很快，會(huì)導(dǎo)致氣竄從而影響生產(chǎn)。

2 氣體在稠油油藏的存量研究

2.1 管式模型物理模擬實(shí)驗(yàn)

為了探索熱采過(guò)程中氣體在稠油油藏中的運(yùn)移變化方式，以及在不同氣水比的條件下，注入氣體量與氣體竄流的關(guān)系，同時(shí)探索氣體竄流對(duì)稠油開(kāi)采效果的影響，開(kāi)展了管式模型物理模擬實(shí)驗(yàn)研究。

2.1.1 實(shí)驗(yàn)條件

實(shí)驗(yàn)用水按渤海油田A油藏地層水離子組成配制（表1），水型為NaHCO3型。

表1 實(shí)驗(yàn)用模擬地層水離子組成

實(shí)驗(yàn)用油為渤海油田 A油藏原油，實(shí)驗(yàn)溫度56 ℃。

例題 硝酸工業(yè)尾氣中氮的氧化物(NO、NO2)是主要的大氣污染物之一?？捎靡韵路椒ㄟM(jìn)行治理,其主要原理可表示如下:

實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ筒捎萌斯ぬ钌澳Ｐ?，模型尺寸?25 mm×150 mm。

實(shí)驗(yàn)用氣體為CO2和N2，氣體樣品為鋼瓶裝壓縮氣體，CO2純度99.9%，N2純度99.5%。

實(shí)驗(yàn)設(shè)備采用熱采多功能驅(qū)替模擬設(shè)備，由恒溫箱、蒸汽注入系統(tǒng)、氣體注入系統(tǒng)、液體注入系統(tǒng)（注入泵、儲(chǔ)液中間容器等）、填砂模型、回壓控制系統(tǒng)、溫度計(jì)量、流量計(jì)量系統(tǒng)（包括氣體流量計(jì)量、液體流量計(jì)量等）、數(shù)據(jù)采集控制系統(tǒng)等組成。

2.1.2 實(shí)驗(yàn)步驟

首先按照渤海油田A油藏特性填制巖心模型，然后模型出口連接真空泵，進(jìn)行抽真空，直至模型內(nèi)壓力降至1 kPa以下；之后在恒溫箱內(nèi)升溫至油藏模擬溫度 56 ℃，進(jìn)行飽和水，記錄相關(guān)數(shù)據(jù)并計(jì)算孔隙度；恒溫箱內(nèi)放置12 h以上，再以恒定的速率用實(shí)驗(yàn)原油驅(qū)替巖心中的飽和水，直到巖心兩端的壓差平穩(wěn)，建立束縛水飽和度（原始含油飽和度）[13]，記錄相關(guān)數(shù)據(jù)；最后按照實(shí)驗(yàn)方案，采用恒速法注入氣體和水，并記錄時(shí)間、氣體量、油水量、壓力等相關(guān)數(shù)據(jù)。

2.1.3 實(shí)驗(yàn)方案

通過(guò)注入不同的氣水比（9︰24、1︰0、4︰1），研究注入不同氣體量條件下模型采出端見(jiàn)氣時(shí)間及最終驅(qū)油效率的差異。

在基本物性相同的條件下，通過(guò)對(duì)見(jiàn)氣時(shí)間和注入氣體的總量進(jìn)行分析，當(dāng)氣水比為1︰0時(shí)，即只有氣體注入，沒(méi)有其他流體注入時(shí)，在注入氣體量為 0.12 PV時(shí)，采出端見(jiàn)氣；當(dāng)氣水比為 9︰24和 4︰1時(shí)，采出端見(jiàn)氣時(shí)的注入氣體量分別為0.15PV和0.17 PV（表2）。當(dāng)有氣體與液體共同存在于多孔介質(zhì)時(shí)，氣體的溶解、擴(kuò)散受到影響，其復(fù)合作用對(duì)于原油的驅(qū)動(dòng)明顯增加，表現(xiàn)為見(jiàn)氣階段 的驅(qū)油效率大幅度增加，最終驅(qū)油效率也明顯提升。

表2 注入不同氣體量驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)果

2.2 大型物理模擬實(shí)驗(yàn)

為了進(jìn)一步驗(yàn)證管式模型實(shí)驗(yàn)得到的結(jié)果，利用自主研發(fā)設(shè)計(jì)的大型三維高溫高壓物理模擬實(shí)驗(yàn)裝置系統(tǒng)進(jìn)行模擬研究。

模擬實(shí)驗(yàn)的整套系統(tǒng)包括模型系統(tǒng)、高壓艙系統(tǒng)、數(shù)據(jù)采集處理系統(tǒng)、自動(dòng)控制系統(tǒng)、采出計(jì)量系統(tǒng)及輔助系統(tǒng)等。物理模型為人工填制模型，以行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《注蒸汽采油高溫高壓三維比例物理模擬實(shí)驗(yàn)技術(shù)要求》為基礎(chǔ)，并考慮溫度損失進(jìn)行了相應(yīng)修訂，模型模擬的是渤海油田A油藏的實(shí)際井網(wǎng)，采用的井網(wǎng)是一注四采，均采用水平井開(kāi)采，實(shí)驗(yàn)所用的油、水、氣要求均與文中管式模型物理模擬實(shí)驗(yàn)要求一致，注入流體溫度200 ℃，原型參數(shù)和模型參數(shù)對(duì)應(yīng)的情況如表3所示。

表3 原型參數(shù)和模型參數(shù)對(duì)比

模型采用一口注入井四口采出井的反五點(diǎn)井網(wǎng)（圖1），注入井位于四口采出井的中部，模型表面覆涂高溫密封脂進(jìn)行密封。實(shí)驗(yàn)方法參考行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)執(zhí)行，實(shí)驗(yàn)方案為先開(kāi)展蒸汽驅(qū)0.55 PV，然后注入0.15 PV的氮?dú)夂笤僮⑷胝羝?/p>

圖1 井網(wǎng)分布示意圖

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，在注入蒸汽階段，當(dāng)注入量為0.55 PV時(shí)采收率達(dá)到11.07%，由于該方案的布井均在一個(gè)平面上，主要以平面波及為主，在蒸汽注入量達(dá)0.40 PV后驅(qū)油效率即達(dá)到穩(wěn)定；注入氮?dú)夂?，?qū)油效率緩慢上升，主要是由于氣體的上浮作用和增能作用增加了蒸汽對(duì)模型頂部原油的動(dòng)用程度，降低了采出液含水率，但當(dāng)注氮?dú)饬窟_(dá)到 0.14 PV時(shí)，采出井B1井見(jiàn)氣，這與前期管式模型得到的結(jié)果基本一致。

3 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)井理論計(jì)算

結(jié)合渤海油田多元熱流體熱采的實(shí)際情況，對(duì)實(shí)驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行驗(yàn)證。選取渤海油田A油藏?zé)岵删瓵–1井和 A–2井進(jìn)行計(jì)算，這兩口井都在注熱期間出現(xiàn)了氣竄，致使鄰井見(jiàn)氣，通過(guò)油藏工程計(jì)算，鄰井見(jiàn)氣時(shí)注入的氣體量均大于 0.12 PV（表4）。

分析認(rèn)為，當(dāng)注入氣體量超過(guò)稠油溶解和介質(zhì)吸附的氣體量閥值時(shí)采出井即見(jiàn)氣，渤海油田A油藏的這個(gè)氣體量閥值為0.12 PV。

表4 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)井的見(jiàn)氣情況分析

4 結(jié)論

（1）通過(guò)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究表明，在稠油油藏?zé)岵蓵r(shí)注入氣體，當(dāng)注入氣體量超過(guò)稠油溶解和介質(zhì)吸附的氣體量時(shí)采出井即見(jiàn)氣，一維巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)、大型三維物理模擬實(shí)驗(yàn)和現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)井的理論計(jì)算的結(jié)果均表明，注入氣體量大于0.12 PV時(shí)采出端見(jiàn)氣。

該研究成果雖具有一定的局限性，但可為注氣優(yōu)化和提前氣竄防治等提供實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，也可為油藏和工藝方案的設(shè)計(jì)提供重要依據(jù)。