靳月明

(中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010)

非凝析氣體CO2改善蒸汽吞吐效果技術(shù)研究

靳月明

(中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010)

針對(duì)蒸汽吞吐開發(fā)后期出現(xiàn)的地層能量不足、油層動(dòng)用半徑有限、蒸汽波及系數(shù)低、油藏非均質(zhì)性導(dǎo)致井間干擾等極大影響超稠油開采的問題，通過理論計(jì)算、數(shù)值模擬等方法進(jìn)行非凝析氣體CO2輔助蒸汽吞吐技術(shù)可行性研究?，F(xiàn)場超稠油井組試驗(yàn)結(jié)果表明，此技術(shù)效果明顯改善，增油3 191 t，創(chuàng)效益378萬元，對(duì)超稠油蒸汽吞吐開發(fā)后期改善高輪井吞吐效果、提高油田采收率作用顯著。

超稠油 非凝析氣體CO2地層壓力 粘度 飽和度

遼河油田曙一區(qū)杜84塊位于曙光油田曙一區(qū)南部，油品為超稠油，從1998年開始采用蒸汽吞吐方式進(jìn)行開發(fā)。截至2015年底，興隆臺(tái)油層地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度34.85%，可采儲(chǔ)量采出程度90.52%，吞吐井平均吞吐輪次達(dá)到11輪，吞吐井已經(jīng)進(jìn)入吞吐開發(fā)中后期，反映出“低壓、低產(chǎn)、低油汽比”的特點(diǎn)[1]。

在蒸汽吞吐的生產(chǎn)過程中出現(xiàn)很多問題：開發(fā)時(shí)間長、地層能量不足，蒸汽注入量和蒸汽的攜熱能力有限，導(dǎo)致油藏的加熱半徑有限；原油粘度的差異以及油藏非均質(zhì)性導(dǎo)致汽竄，從而降低了注蒸汽開采的波及系數(shù)。這些問題極大地影響了稠油開發(fā)效果。針對(duì)這些問題，進(jìn)行非凝析氣體CO2輔助蒸汽吞吐技術(shù)研究，以改善高輪井蒸汽吞吐效果[2]。

1 非凝析氣體CO2驅(qū)油機(jī)理

1.1 溶解降粘

CO2在大多數(shù)原油中有著很好的溶解性，溶解到原油中后，使原油的粘度大幅度降低。當(dāng)原油中完全飽和CO2后，其粘度可以降到原始值的1/10～1/100。原油粘度降低，流動(dòng)能力增加，從而提高原油產(chǎn)量[3]。

1.2 降低界面張力

CO2在驅(qū)油過程中使原油中輕質(zhì)組分萃取和氣化， 輕質(zhì)組分和CO2混合也大大降低了油水界面張力，也降低了殘余油飽和度，提高了驅(qū)油效率。

1.3 使原油體積膨脹

CO2溶于原油中，使原油體積膨脹，增加了液體內(nèi)的動(dòng)能，從而提高驅(qū)油效率。

1.4 溶解氣驅(qū)

油層中的CO2溶解氣在油層壓力降低時(shí)，會(huì)從原油中游離，將原油驅(qū)入井筒，起到溶解氣驅(qū)的作用。由于氣體具有較高的運(yùn)移速度，從而會(huì)將油層中的阻塞物返吐出來[4]。

2 可行性評(píng)價(jià)

2.1 建立模型

根據(jù)興H3046-興H2027井組油藏地質(zhì)特征，利用油藏?cái)?shù)值模擬軟件CMG建立超稠油油藏模型，有效厚度為5.4m，儲(chǔ)層滲透率為1 100×10-3μm2，孔隙度為29%，原始含油飽和度為70%，初始地層溫度為40 ℃，模型中間布置一口長度為150 m的水平井[5]。

2.2 吞吐效果可行性評(píng)價(jià)

注采參數(shù)與常規(guī)蒸汽吞吐相同。油井已經(jīng)吞吐6輪，注汽強(qiáng)度47 t/m，注汽量7 000 t，注汽干度50%，燜井時(shí)間5 d，最小井底流壓3.0 MPa。然后進(jìn)行數(shù)值模擬，對(duì)地層壓力、溫度場、剩余油飽和度場以及產(chǎn)油量進(jìn)行分析，確定了CO2輔助蒸汽吞吐的可行性[6]。

2.2.1 地層壓力變化

油層原始地層壓力在11.0MPa，經(jīng)多輪吞吐后的井底壓力在5.0 MPa，地層壓力下降較快，地層能量不足，導(dǎo)致油層供液不足。而實(shí)施氣體輔助措施后，壓力明顯提高(圖1)。

圖1 井組地層壓力變化曲線

2.2.2 溫度場分布

CO2有溶于原油的特性，可以有效地降低原油粘度。從降粘幅度來看，CO2可以有效增加降粘幅度，增加油層動(dòng)用范圍(圖2、圖3)。

圖2 蒸汽吞吐地層動(dòng)用范圍

圖3 CO2+蒸汽吞吐增加地層動(dòng)用范圍

2.2.3 剩余油飽和度場分布

由于蒸汽中加入氣體能有效地?cái)U(kuò)大波及體積，擴(kuò)大蒸汽加熱范圍，增壓效果遠(yuǎn)遠(yuǎn)好于蒸汽吞吐。因此加入非凝析氣體CO2有效擴(kuò)大了加熱范圍，增加單井動(dòng)用半徑(圖4、圖5)。

圖4 蒸汽吞吐波及體積

圖5 CO2+蒸汽吞吐擴(kuò)大波及體積

2.2.4 累積產(chǎn)油量

CO2能夠有效地降低原油粘度，提高原油流動(dòng)能力。CO2輔助蒸汽吞吐累產(chǎn)油2.3×104t，比單獨(dú)蒸汽吞吐增油0.4×104t，CO2輔助蒸汽吞吐累積油汽比0.33，比蒸汽吞吐提高0.08(圖6、圖7)。

圖6 累產(chǎn)油對(duì)比曲線

圖7 累積油汽比對(duì)比曲線

總體來說，CO2輔助蒸汽吞吐有較好的增能保壓作用，有效降低粘度，提高油藏波及體積，明顯改善生產(chǎn)效果。以上結(jié)果表明，CO2輔助蒸汽吞吐對(duì)開發(fā)超稠油油藏來說是可行的。

3 井組歷史擬合及結(jié)果分析

可行性分析通過后，再對(duì)計(jì)劃實(shí)施井組進(jìn)行歷史擬合，分析壓力場、溫度場、剩余油飽和度場分布特征，預(yù)測(cè)開發(fā)效果，為現(xiàn)場實(shí)施提供技術(shù)支持。

3.1 歷史擬合結(jié)果分析

首先利用數(shù)值模擬技術(shù)對(duì)井組進(jìn)行非凝析氣體CO2輔助蒸汽吞吐的注采參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化。通過實(shí)驗(yàn)曲線，確定最優(yōu)注采參數(shù)(表1)。

表1 模型最優(yōu)參數(shù)設(shè)計(jì)

模擬井組自2010年5月采用蒸汽吞吐方式開發(fā)，6口井累積產(chǎn)油量為9.4×104t，根據(jù)油田所提供的基礎(chǔ)資料，對(duì)模擬井組階段實(shí)際生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料進(jìn)行了統(tǒng)計(jì)，然后對(duì)井組累產(chǎn)油進(jìn)行了歷史擬合。從井組累產(chǎn)油對(duì)比曲線可以看出，擬合精度較高(圖8)。

圖8 井組累產(chǎn)油歷史擬合對(duì)比

3.2 地層壓力分布

經(jīng)過多個(gè)周期的普通蒸汽吞吐后，各井井底附近壓力都有較大幅度的下降，繼續(xù)蒸汽吞吐會(huì)導(dǎo)致油藏供液不足，需要采取適當(dāng)措施來維持油藏壓力，提高油藏供液能力。采取非凝析氣輔助蒸汽吞吐可以提高油藏供液能力，改善開發(fā)效果(圖9)。

圖9 壓力場分布

3.3 地層溫度分布

經(jīng)過多周期的蒸汽吞吐后，井筒周圍已經(jīng)形成一定的加熱范圍，但加熱半徑相對(duì)較小，井間熱連通程度不高，再繼續(xù)實(shí)施蒸汽吞吐，加熱半徑增加幅度不會(huì)擴(kuò)大，而增大油藏動(dòng)用范圍，提高波及體積，提高原油動(dòng)用程度，可通過注入非凝析氣來輔助蒸汽吞吐(圖10)。

圖10 溫度場分布

3.4 剩余油分布

蒸汽吞吐后仍有較高的剩余油分布，單井附近含油飽和度較高，仍有進(jìn)一步挖掘潛力。

總體來說，特稠油油藏多輪次蒸汽吞吐結(jié)束后，油藏呈現(xiàn)壓力下降快、加熱半徑小、動(dòng)用程度底等問題，均可通過CO2輔助來實(shí)現(xiàn)增能保壓、提高波及體積的效果(圖11)。

表2 措施前后效果統(tǒng)計(jì)

4 現(xiàn)場實(shí)施情況

興H3046-興H2027井組實(shí)施措施后，階段累注汽45 890 t，階段累產(chǎn)油17 898 t，階段累產(chǎn)液80 105 t，油汽比0.39，采注比1.75，平均日產(chǎn)油81 t，含水73%。與措施前對(duì)比，增油3 191 t，油汽比提高0.07，效果明顯改善。繼續(xù)實(shí)施CO2輔助蒸汽吞吐，效果持續(xù)改善，增油2 381 t，油汽比提高0.05(表2)。

井組實(shí)施措施后，措施費(fèi)用增加150萬元，但措施后井組效果明顯改善，措施首輪累增油3 191 t，創(chuàng)效益378萬元；連續(xù)實(shí)施的第二輪累增油2 381 t，創(chuàng)效益244萬元。

5 結(jié)論

(1)超稠油油藏中，非凝析氣體CO2輔助蒸汽吞吐可有效補(bǔ)充地層能量，擴(kuò)大蒸汽波及體積，有效降低原油粘度，是超稠油油藏中輔助蒸汽吞吐的最優(yōu)非凝析氣體。

(2)CO2輔助蒸汽吞吐應(yīng)用于興H3046-興H2027井組后，改善了高輪井的開發(fā)效果，為油田高輪井的持續(xù)穩(wěn)定開發(fā)提供有力保障。

[1] 張銳.稠油熱采技術(shù)[M].石油工業(yè)出版社，1994：34-38.

[2] 李士倫，張正卿，冉新權(quán).注氣提高采收率技術(shù)[M].四川科學(xué)技術(shù)出版社，2001：24-28.

[3] 李兆敏，孫曉娜，鹿騰，等.二氧化碳在毛8塊稠油油藏?zé)岵芍械淖饔脵C(jī)理.特種油氣藏[J]，2013，20(5)：122-124.

[4] 湯勇，尹鵬，汪勇，等.CO2混相驅(qū)的可行性評(píng)價(jià)[J]，西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版)，2014，36(2)：133-138.

[5] 胡學(xué)軍.Clive油田D3A高含水油藏注二氧化碳提高采收率數(shù)值模擬研究[D]，武漢：中國地質(zhì)大學(xué)，2014.

[6] 李景梅.注CO2開發(fā)油藏氣竄特征及影響因素研究.石油天然氣學(xué)報(bào)[J]，2012，34(3)：153-156.

(編輯 王建年)

Steam huff and puff effect improved by non-condensable CO2gas

Jin Yueming

(PetroChinaLiaoheOilfieldCompany,Panjin124010,China)

The production problems in the late stage of cyclic steam stimulation are insufficient formation energy,limited producing radius,low steam sweep efficiency,well interference caused by reservoir heterogeneity,and so on.These problems have a great effect on the production of super heavy oil.According to the theoretical calculation and numerical simulation etc.,it was carried out study on the technical feasibility of steam huff and puff assisted by non-condensable CO2gas.The pilot results of well group indicated that the steam huff and puff effect was obviously improved by the technology,the cumulative incremental oil production was 3,191tons,and the increased income was 3.78 million RMB.The technology has a significant influence on improving the effect of cyclic steam stimulation and the oil recovery in the late stage of cyclic steam stimulation.

super heavy oil;non-condensable CO2gas;formation pressure;viscosity;saturation

2016-06-16；改回日期：2016-09-28。

靳月明(1981—)，工程師，現(xiàn)從事石油地質(zhì)研究工作，電話：13842796863。E-mail：mingge0@163.com。

10.16181/j.cnki.fzyqc.2016.04.013

TE345

A