潘一 付洪濤 殷代印 楊二龍 韓穎

1.東北石油大學(xué)石油工程學(xué)院；2.遼寧石油化工大學(xué)石油天然氣工程學(xué)院

國內(nèi)外已探明的稠油儲量達3×1011t，稠油熱采在強化采油中占有主導(dǎo)地位，目前在加拿大、委內(nèi)瑞拉、俄羅斯已得到廣泛應(yīng)用［1-3］。蒸汽吞吐是能夠有效開發(fā)稠油油藏的熱采技術(shù)之一，早在20世紀(jì)50年代就有蒸汽吞吐開發(fā)稠油油藏的先例。我國已探明的稠油資源儲量在4×109t以上，其中80%以上的稠油產(chǎn)量需采用蒸汽吞吐獲得。蒸汽吞吐對各類型稠油油藏具有適用性強、經(jīng)濟風(fēng)險小等優(yōu)勢，因而它在稠油油藏的開發(fā)中占有重要地位［4］。純蒸汽吞吐開發(fā)稠油油藏，其平均采收率僅有20.3%，油田經(jīng)過高輪次的吞吐開發(fā)后，會出現(xiàn)油藏壓力下降、儲層動用不均、汽竄等問題，吞吐效果受到嚴(yán)重影響［5］。20世紀(jì)70年代初，美國和加拿大首先展開了氮氣輔助蒸汽吞吐開發(fā)稠油油藏的先導(dǎo)試驗，取得了一定的效果，90年代初期，我國制氮技術(shù)逐步提高，為氮氣輔助蒸汽吞吐開采稠油提供了有利的條件，隨后國內(nèi)又相繼開展了CO2、煙道氣、泡沫等輔助蒸汽吞吐的試驗，取得了良好效果。國內(nèi)外的研究和現(xiàn)場試驗證實，輔助氣體可增大蒸汽波及體積，有效改善吞吐性能。目前，氣體輔助蒸汽吞吐提高稠油油藏采收率技術(shù)已越來越成為油田工作者研究的熱點，備受關(guān)注，但還未有學(xué)者對該技術(shù)進行的綜述。對現(xiàn)階段氮氣、CO2、煙道氣、泡沫等輔助蒸汽吞吐的輔助機理、優(yōu)化注采、創(chuàng)新應(yīng)用展開了評述，分析了每種輔助氣體的優(yōu)缺點，并展望了氣體輔助蒸汽吞吐今后的發(fā)展，以期為相關(guān)的研究提供參考。

1 氣體輔助蒸汽吞吐

1.1 氮氣輔助蒸汽吞吐

氮氣具有導(dǎo)熱系數(shù)低，膨脹系數(shù)大等特點，可以保護蒸汽，增加原油流動性，國內(nèi)外學(xué)者對優(yōu)化注入氮氣工藝技術(shù)展開了大量的研究，如注入比、注入量、注入方式、注入時機等，目前遼河、勝利、克拉瑪依油田已廣泛應(yīng)用了氮氣輔助蒸汽吞吐技術(shù)，取得了良好的開發(fā)效果。

蒸汽吞吐前注入氮氣可以提高原油采收率，有學(xué)者通過數(shù)值模擬證實，當(dāng)?shù)獨馀c蒸汽比小于1∶30時，采收率顯著提高［6］。田鴻照等建立了哥倫比亞油田B2井區(qū)地質(zhì)模型，優(yōu)化結(jié)果顯示，在吞吐中后期以氮氣和蒸汽比為1∶40混注，并將注氮速度調(diào)至8 000 m3/d，井區(qū)累采油量增加了2 000 m3左右［7］。顧浩等模擬了某區(qū)塊低滲薄層稠油油藏，發(fā)現(xiàn)在采用大段塞方式的基礎(chǔ)上，從第4周期初始，采用間隔1周期循環(huán)注氮氣方式，當(dāng)?shù)獨夂驼羝罴雅渥⒈葹?∶60時，絕對增油量最大［8］。有學(xué)者通過模擬紅3區(qū)塊提出，早期最佳氣體輔助吞吐方式為先注蒸汽再注氮氣，中后期采用段塞式注入，注氮效果最為顯著，最佳注氮周期為第3周期［9］。楊峰等通過模擬紅3區(qū)塊稠油油藏發(fā)現(xiàn)，氮氣輔助蒸汽吞吐對于剩余油飽和度分布區(qū)間在0.6～0.625之間、油層有效厚度大于15 m的油藏，增油效果較好［10］。何萬軍等在風(fēng)城油田現(xiàn)場試驗中發(fā)現(xiàn)，當(dāng)較長水平段蒸汽腔到達油層頂部后再注入氮氣，可有效減少熱損失，更有利于提高油氣比［11］。在注氮氣輔助吞吐理論研究的基礎(chǔ)上，劉欣等通過河南某區(qū)塊稠油油藏的13井次氮氣助排試驗發(fā)現(xiàn)，當(dāng)采用大段塞注入，氮氣和蒸汽注入比為1 t∶35 m3，在第3至第7周期注入氮氣，提高采收率效果較好，單井平均日增油1.1 t［12］。王喜全在冷42塊油藏進行了提高氮氣輔助蒸汽吞吐開采效果試驗，試驗結(jié)果表明，氮氣輔助蒸汽吞吐較純蒸汽吞吐生產(chǎn)周期平均增加了1.35%，水循環(huán)率提高了18.4%左右［13］。在埋藏淺、溫度低、敏感性高的超稠油春風(fēng)油田應(yīng)用氮氣輔助蒸汽吞吐技術(shù)，原油采收率提高了13%左右，地質(zhì)條件更為復(fù)雜的勝利油田也顯示，該技術(shù)在有效抑制邊底水錐進的同時，增加了原油的生產(chǎn)周期［14］。

氮氣應(yīng)用于蒸汽吞吐中不僅持續(xù)地補充地層能量，還明顯降低了熱損失，增加了蒸汽在油藏中的波及面積，但氮氣和蒸汽進入地層過程中，會產(chǎn)生大量的熱損失，現(xiàn)場開發(fā)前根據(jù)油藏的地質(zhì)特點與原油物性，采用適當(dāng)混注比，可提高油藏采出程度。

1.2 CO2輔助蒸汽吞吐

CO2在原油中充分溶解后，能夠有效降低原油黏度，體積分?jǐn)?shù)膨脹明顯，不僅增加了原油能量，也增加了孔隙中流體壓力。近年來國內(nèi)外學(xué)者加強了對CO2擴散機理的研究，為CO2輔助蒸汽吞稠油油藏提供了良好的理論基礎(chǔ)，該技術(shù)已逐步成為開發(fā)稠油油藏的主要手段。

大慶勘探開發(fā)研究院研究發(fā)現(xiàn)，原油在45 ℃、12.7 MPa條件下飽和CO2后，其體積擴大了17.2%，黏度降低3.4倍。陶磊等的室內(nèi)研究顯示，當(dāng)CO2在超稠油中的溶解度為110 Sm3/m3時，油氣混合物的膨脹系數(shù)可達1.311 m3/m3，體積膨脹32%，降黏率達96%，在一定程度上提高了原油流動性［15］。早期的研究發(fā)現(xiàn)，在較低溫度范圍內(nèi)CO2對原油的降黏效果顯著，當(dāng)壓力低于其泡點壓力時，稠油中的氣體易形成微氣泡（即泡沫油）［16］。王慧清等在準(zhǔn)東復(fù)雜油氣藏現(xiàn)場CO2輔助蒸汽吞吐開發(fā)試驗中發(fā)現(xiàn)，注入液態(tài)CO2不會對儲層造成傷害，CO2輔助吞吐燜井最短時間應(yīng)不低于其與原油充分接觸的時間，最長不應(yīng)超過CO2達到邊界的時間，避免CO2溢出邊界造成浪費，但未對注液態(tài)CO2在稠油油藏中的擴散機理進行深層次的研究［17］。D.SANCHEZRIVERA等研究了CO2輔助循環(huán)注氣對儲層的影響，研究表明，過早采用CO2輔助蒸汽吞吐會降低該輪次原油的產(chǎn)量，CO2輔助蒸汽吞吐更適用于傳導(dǎo)能力強的天然裂縫油藏［18］。C.SONG等的室內(nèi)實驗顯示，CO2輔助蒸汽吞吐工藝的注入壓力應(yīng)為CO2與原油之間的最小混相壓力，此外適宜的燜井時間更有利于提高油藏的提高油藏的采收率［19］。F.TORABI等研究了CO2輔助蒸汽吞吐的吞吐效果后指出，在多孔隙介質(zhì)中宜采用混相吞吐，當(dāng)CO2以最小混相壓力（MMP）注入時，采收率可提升至30%左右［20］。D.F.ZHAO等根據(jù)現(xiàn)場的試驗指出，當(dāng)含水率在10%～95%時，宜采用CO2輔助蒸汽吞吐，當(dāng)含水率接近50%時，采用CO2輔助蒸汽吞吐效果最佳［21］。鹿騰等模擬了鄭408塊強水敏稠油藏，模擬結(jié)果顯示，當(dāng)增加CO2注入量，增油量增大，但換油率會減小，CO2輔助吞吐周期的注入量存在最優(yōu)值，當(dāng)超過該值時，產(chǎn)油增加效果逐漸減弱［22］。H.LI等應(yīng)用CO2+溶解劑輔助蒸汽吞吐的方法開發(fā)稠油油藏取得良好的開發(fā)效果，證實該方法可以進一步提升CO2輔助蒸汽吞吐稠油油藏的采收率［23］。

CO2輔助蒸汽吞吐可以提高注入氣體質(zhì)量，增加排水半徑，提高油藏壓力，存在于低滲油藏中的較長裂縫和更多的異質(zhì)性為CO2輔助蒸汽吞吐提供了良好的條件。研究稠油中的擴散機理、采用物理模擬方法確定單井周期最佳注入量可以為現(xiàn)場開發(fā)提供良好指導(dǎo)意見，該技術(shù)更適用于非勻質(zhì)性嚴(yán)重的普通稠油油藏的開發(fā)。

1.3 煙道氣輔助蒸汽吞吐

煙道氣中主要含有CO2和氮氣，因此將煙道氣應(yīng)用于蒸汽吞吐可兼具2種氣體輔助蒸汽吞吐的效果，并可以較好地解決稠油油井產(chǎn)能較低的問題。研究煙道氣輔助蒸汽吞吐稠油油藏開發(fā)效果及優(yōu)化設(shè)計可降低工藝生產(chǎn)中的污染，對節(jié)能減排具有重要意義。

國內(nèi)外室內(nèi)和現(xiàn)場研究都表明，煙道氣是改善純蒸汽吞吐效果的有效方法。Y.P.ZHANG等通過室內(nèi)實驗研究發(fā)現(xiàn)，蒸汽吞吐更適用于低壓儲層，因此采用混相壓力較小的煙道氣可取得較好的吞吐效果，但未對其具體注入壓力進行深入研究［24］。佟琳等利用室內(nèi)單管實驗和數(shù)值模擬方法發(fā)現(xiàn)，煙道氣輔助蒸汽吞吐對原油黏度及地層的非均質(zhì)性影響較大，殘余油飽和度明顯降低，與無助排相比，吞吐效率可提高19%左右［25］。李兆敏等建立了新疆風(fēng)城油藏基礎(chǔ)地質(zhì)模型，對煙道氣的注入速度及注入量進行優(yōu)化設(shè)計，結(jié)果顯示，注入速度越高，原油的降黏效果越好，但速度過高易發(fā)生汽竄，此外當(dāng)注汽溫度大于100 ℃時，蒸汽周期注入量應(yīng)為1 000 t左右，煙道氣周期注入量應(yīng)為60 000 m3左右［26］。霍剛模擬安樂稠油油藏發(fā)現(xiàn)，混注煙道氣后周期累積日產(chǎn)油量可達到常規(guī)蒸汽吞吐的1.7倍以上，隨著混注比的增加，周期累積產(chǎn)油量呈線性遞增關(guān)系［27］。C.ZHANG等研究了注煙道氣孔隙體積與采收率的關(guān)系，研究結(jié)果表明，先采用0.5 PV的煙道氣泡沫注入，后采用0.3 PV的煙道氣和蒸汽繼續(xù)注入，采收率效果最佳［28］。MONTE-MOR L S等研發(fā)了“井下蒸汽發(fā)生器-DHSG煙道氣發(fā)生器”直接產(chǎn)氣技術(shù)，實驗結(jié)果表明蒸汽與煙道氣的共同注入提高采收率明顯，且該技術(shù)相對于普通注汽技術(shù)減少了10%的蒸汽注入量［29］。

煙道氣的注入可明顯增加近井區(qū)域的蒸汽波及體積，提高油井的產(chǎn)液能力以及產(chǎn)出油氣比，但由于其酸性氣體較多，加重了油、套管的腐蝕，將煙道氣通過脫硫、除塵、干燥等處理后，可減少結(jié)垢、減輕腐蝕，雖然目前對于煙道氣的脫硫技術(shù)國內(nèi)已達到較高的凈化水平，但往往消耗大量的能源，其本身還存在設(shè)備投資昂貴，二次污染的問題。

2 泡沫（氮氣）輔助蒸汽吞吐

蒸汽吞吐過程中，由于蒸汽與原油的黏度差異及油藏的非均質(zhì)性，易發(fā)生蒸汽竄流或超覆等現(xiàn)象，降低了蒸汽利用率。泡沫可以降低氣相滲透率，抑制蒸汽竄流，此外還能夠起到將水錐壓回到原始油水界面的作用。該技術(shù)的研究進一步改善了氣體輔助蒸汽吞吐的開發(fā)效果，如何提高氮氣泡沫的注入質(zhì)量及改進氮氣泡沫的復(fù)合吞吐方式成為該領(lǐng)域的研究熱點。

稠油油藏蒸汽吞吐后期表現(xiàn)為“低采油”階段，泡沫輔助蒸汽吞吐可提高油藏開發(fā)效果。R.B.ZHAO等對氮氣泡沫的穩(wěn)定性進行研究發(fā)現(xiàn)，當(dāng)壓力在0～2 MPa間逐漸增加，泡沫的穩(wěn)定性呈線性上升，但當(dāng)壓力大于2 MPa時泡沫穩(wěn)定性作者未做研究［30］。S.Y.LI等研究了高溫氮氣泡沫的封堵效果，實驗結(jié)果顯示，隨泡沫質(zhì)量的增加，阻力因子逐漸降低，泡沫質(zhì)量最佳為0.50［31］。唐麗等通過室內(nèi)實驗發(fā)現(xiàn)，最佳燜井時間應(yīng)為5 d左右，此外氮氣泡沫濃度大小直接影響泡沫氣相滲透率，但對于氮氣泡沫濃度如何影響氣相滲透率還不夠明確［32］。盧川等在模擬不同段塞停注時間下采收效果發(fā)現(xiàn)，隨著段塞停注時間的增加，氮氣泡沫段塞調(diào)驅(qū)效果逐漸變差［33］。J.X.WANG等研究認(rèn)為，氮氣泡沫輔助蒸汽吞吐更適合于水淹層嚴(yán)重、周期含水率大于80%的普通稠油油藏［34］。王杰祥等通過室內(nèi)模擬實驗發(fā)現(xiàn)，當(dāng)邊水能量為4 MPa時，氮氣泡沫抑制邊水效果最佳，采用氮氣+氮氣泡沫+氮氣蒸汽的注入方式，對抑制邊水更有利［35］。范治成等對ABS（AOS、BS-12、SAS）復(fù)合發(fā)泡劑的氮氣調(diào)剖技術(shù)進行了室內(nèi)評價，評價結(jié)果顯示，當(dāng)發(fā)泡劑質(zhì)量在0.4%～0.5%，氣液比為1～2時，調(diào)剖性能最佳，但氮氣泡沫具有遇油消泡作用，當(dāng)剩余油飽和度大于30%時，該技術(shù)并不適用［36］。新疆稠油油藏吞吐后期開采效果較差，采用注蒸汽+復(fù)合降黏劑（SLP-2 、SLS-2水溶性復(fù)合降黏劑）+氮氣的復(fù)合吞吐方式后，取得了良好的吞吐效果，月增油量達1 000 t［37］。針對哥倫比亞Girasoi 油田吞吐中的汽竄問題，朱明等通過室內(nèi)研究發(fā)現(xiàn)，采用氮氣、發(fā)泡劑、蒸汽連續(xù)混注方式可取得較好的吞吐效果，現(xiàn)場注入氮氣1～2 d，伴注發(fā)泡劑3 d后再持續(xù)注入蒸汽，不僅增加了泡沫穩(wěn)定性，而且減少了氮氣用量［38］。

應(yīng)用氮氣泡沫調(diào)剖工藝可有效改善吸汽剖面，在后續(xù)開發(fā)過程中根據(jù)現(xiàn)場條件優(yōu)先采用氮氣調(diào)剖工藝，防止汽竄現(xiàn)象產(chǎn)生。乳化降黏劑應(yīng)用于氮氣泡沫輔助蒸汽吞吐是多數(shù)油田開發(fā)提高采收率的有效方法，但目前油田用乳化降黏劑仍存在較多問題，如：用于耐高溫高礦化度的乳化降黏劑較少，稠油組成的差異性導(dǎo)致乳化降黏劑對稠油油藏的選擇性較強，采出污水處理難度較大等問題，因此還需要科研工作者投入該方面的研究。

綜上所述，我國氣體輔助蒸汽吞吐技術(shù)已經(jīng)趨近成熟，但該技術(shù)的改進對于稠油油藏的開發(fā)仍有較大潛力，水平井應(yīng)用于稠油油藏氣體輔助吞吐能夠較好地解決蒸汽吞吐后期存在油藏動用不均等一系列問題，現(xiàn)場開發(fā)中應(yīng)根據(jù)實際條件選擇合適的吞吐方式，以取得最佳的經(jīng)濟效益，見表1。

表1 不同輔助氣體適用條件對比Table1 Contrast of the application conditions of different auxiliary gases

3 技術(shù)挑戰(zhàn)及展望

輔助蒸汽吞吐是用于開發(fā)稠油油藏重要的熱采技術(shù)，對提高稠油油藏的采收率仍具有較大潛力，但目前國內(nèi)的稠油油藏應(yīng)用氣體輔助蒸汽吞吐還存在一系列亟待解決的問題。輔助氣體和蒸汽在注入地層的過程中存在大量的熱損失，常規(guī)減少井筒熱損失采用真空隔熱油管技術(shù)，但該技術(shù)工藝復(fù)雜，隨著蒸汽吞吐輪次和時間的增加，隔熱效果急劇下降，遼河、河南油田等研制出了一種真空隔熱套管（VIC），該技術(shù)不僅增加了蒸汽的利用率，還節(jié)省了大量的修井費用，隔熱管＋伸縮補償器＋封隔器＋氣柱或環(huán)空水柱是目前的井筒隔熱較為有效的方式之一，但隔熱管、伸縮補償器、封隔器仍具有較大的改進空間。對于天然氣資源充足的地區(qū)，遼河、大慶等油田研制出了蒸汽鍋爐與配套的煙道氣回收技術(shù)，有選擇性地向井中注入煙道氣，獲得了較好的開發(fā)效果，這對于我國經(jīng)濟、環(huán)境的可持續(xù)發(fā)展具有重要意義。乳化降黏劑的改進可以提高氮氣泡沫輔助蒸汽吞吐的開發(fā)效果，但筆者認(rèn)為，未來對于稠油降黏技術(shù)可由化學(xué)降黏轉(zhuǎn)向物理降黏，物理黏技術(shù)有著獨特的優(yōu)勢，其具有對油藏的傷害更小、降黏效率更高等優(yōu)點，微波、超聲波對于稠油的降黏效果明顯，因此研發(fā)微波、超生波等井下降黏設(shè)備，并與氮氣等氣體有機結(jié)合輔助蒸汽吞吐，是一種提高稠油油藏采收率的有效方法

4 結(jié)論

（1）輔助蒸汽吞吐是有效解決目前我國稠油油藏經(jīng)高輪次吞吐后期存在的油藏壓力降低、儲層動用不均、汽竄等問題的技術(shù)手段。

（2）對于CO2與氮氣復(fù)合吞吐技術(shù)，輔助氣體在稠油中擴散機理還不明確，需要進一步研究。

（3）基于井下蒸汽發(fā)生器、井下降黏設(shè)備、氮氣等物理化學(xué)復(fù)合吞吐技術(shù)是提高稠油采收率、提高經(jīng)濟效益的發(fā)展方向。

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