劉如杰.

(中國石油遼河油田分公司，遼寧盤錦 124010)

曙光油田曙一區(qū)超稠油主體區(qū)域(杜84興隆臺(tái))井網(wǎng)在2005年左右已基本部署完畢，2006年開始逐步向杜813塊、杜212塊、杜80塊等興隆臺(tái)等邊部互層狀超稠油試驗(yàn)區(qū)塊延展，2012年邊部井網(wǎng)基本部署完善。受油藏發(fā)育影響，互層狀超稠油開發(fā)過程中存在注汽壓力高、縱向動(dòng)用不均、地層壓降快等諸多矛盾，影響整體開發(fā)效果。通過實(shí)施氮?dú)?蒸汽、二氧化碳+蒸汽、空氣+蒸汽氣體采油技術(shù)，發(fā)揮非烴類氣體彈性能量大、導(dǎo)熱系數(shù)低特性，達(dá)到降低原油黏度、增加驅(qū)動(dòng)能、減少熱損失作用，取得了顯著增油效果。通過對(duì)2010—2017年超稠油306口非烴類輔助吞吐油井效果分析，對(duì)不同氣體介質(zhì)適用的油藏類型、施工工藝及措施效果進(jìn)行分析，得出蒸汽+二氧化碳輔助吞吐對(duì)降低原油黏度，提高采注比效果明顯；蒸汽+氮?dú)狻⒄羝?空氣輔助吞吐對(duì)增加地層能量、改善縱向動(dòng)用效果明顯。

1 油藏基本特點(diǎn)

曙一區(qū)互層狀超稠油構(gòu)造上位于遼河盆地西部凹陷西斜坡中段，發(fā)育在S1+2時(shí)期，構(gòu)造為平緩的單斜，儲(chǔ)層分布受古構(gòu)造、古地理?xiàng)l件及河道擺動(dòng)、水動(dòng)力強(qiáng)弱等因素影響，平面及縱向分布差異較大，平均單層厚度4.1 m，平均單層厚度大于5 m占51%，砂巖系數(shù)0.53，儲(chǔ)層平均孔隙度30.5%，平均滲透率1 325×10-3μm2，油藏埋深600～930 m，地面原油黏度(50℃)為50 000～199 000 MPa·s，探明含油面積7.8 km2，石油地質(zhì)儲(chǔ)量5 960×104t[1]。

2 開發(fā)矛盾分析

圖1 杜212-25-287井吸汽剖面示意圖Fig.1 Schematic diagram of suction section of Du 212-25-287 well

曙一區(qū)互層狀超稠油油層埋藏深度淺，地層溫度低，原油黏度高，流動(dòng)能力差，在原始地層溫度下，原油難以流動(dòng)，導(dǎo)致開發(fā)初期注汽壓力高，采注比低；開發(fā)中期受油藏非均質(zhì)性及蒸汽超覆作用影響[2]，降低蒸汽波及體積造成油層吸汽不均，進(jìn)而引發(fā)油層縱向動(dòng)用不均(圖1)；開發(fā)末期地層壓力下降，井底附近含油飽和度降低，地下存水增加，蒸汽加熱范圍有限，造成排水期延長，周期產(chǎn)油下降[3]。

2.1 注汽壓力高、采注比低

互層狀超稠油投產(chǎn)初期，原油黏度[4]高，地層溫場未形成，大部分蒸汽在井筒附近聚集，很難擴(kuò)散到遠(yuǎn)處，造成地層憋壓，注汽壓力普遍偏高，注汽困難，蒸汽干度低，井筒附近油層加熱范圍小，周期生產(chǎn)時(shí)間短，周期產(chǎn)油量、油汽比、回采水率、采注比低，吞吐效果差。統(tǒng)計(jì)資料顯示，第1周期注汽壓力大于16 MPa油井43口，周期產(chǎn)油量和油汽比僅相當(dāng)于注汽壓力小于14 MPa油井40%～60%，主要是注汽壓力高導(dǎo)致蒸汽中汽化潛熱低，同條件下，注汽壓力16 MPa時(shí)所含汽化潛熱為931 J/g，10 MPa時(shí)所含汽化潛熱為1316 J/g，兩者相差29.3%。

2.2 井間干擾、縱向動(dòng)用差異大

互層狀超稠油油層層間非均質(zhì)性嚴(yán)重，屬于不均勻型。非均質(zhì)系數(shù)平均為2.27，變異系數(shù)0.73，極差164.8。儲(chǔ)層層間非均質(zhì)性影響分層吸汽，高滲層吸汽多，動(dòng)用半徑大，與鄰井同層連通后，形成高滲通道, 使油藏動(dòng)用不均的矛盾加劇，不利于擴(kuò)大蒸汽波及體積及提高縱向油層動(dòng)用程度。同時(shí)，在蒸汽吞吐條件下，蒸汽超覆使得射孔井段上部吸汽強(qiáng)度高，下部油層吸汽差、動(dòng)用差，加劇縱向動(dòng)用不均。

2.3 高周期遞減、吞吐效果差

互層狀超稠油平均吞吐周期達(dá)14.8個(gè)，地層虧空加大，地層壓力降至原始油藏壓力20%～35%，油藏有效驅(qū)動(dòng)能量變小，剩余油飽和度降低至35%～45%，吞吐油汽比降至0.3左右。地層存水量逐漸增加，吸收大量熱量，井底附近油層加熱范圍不在擴(kuò)大，油層升溫幅度越來越小，原油流動(dòng)能力下降，周期采油量降低，吞吐效果變差。同時(shí)，油層壓力降低后，油層大面積脫氣，油井油稠、乳化現(xiàn)象嚴(yán)重，洗井、作業(yè)等維護(hù)性工作增加，而地層壓力系數(shù)低，又造成洗井、作業(yè)、摻油等入井流體返排困難，對(duì)油層污染加重，兩者相互制約矛盾突出，生產(chǎn)管理難度大。

3 采油機(jī)理及適應(yīng)性分析

針對(duì)互層狀超稠油蒸汽吞吐開發(fā)過程中原油黏度高、油層動(dòng)用不均、低壓低產(chǎn)矛盾，2010年開始在互層狀超稠油注汽中加入氮?dú)?、二氧化碳和空氣非烴類氣體，利用氣體降黏、增能、調(diào)剖、膨脹、隔熱等綜合作用，改善互層狀超稠油開發(fā)效果[5]。

3.1 采油機(jī)理

氮?dú)?蒸汽采油機(jī)理：在注蒸汽過程中，將一定量氮?dú)獍殡S蒸汽注入油層，利用氮?dú)鈮嚎s系數(shù)大(壓縮系數(shù)0.291)、導(dǎo)熱系數(shù)低、驅(qū)替能量足等優(yōu)勢，擴(kuò)大蒸汽波及體積、提高回采水率、降低井筒熱損失。氮?dú)鈮嚎s系數(shù)大，膨脹體積大，在生產(chǎn)階段能加速地層原油及冷凝水返排，減少地層存水，提高回采水率；氮?dú)鈱?dǎo)熱系數(shù)低，是惰性氣體，無毒無腐蝕性和爆炸性，注入過程相當(dāng)于井筒連續(xù)氮?dú)飧魺?，減少蒸汽向地層擴(kuò)散，提高井底蒸汽干度[6]；氮?dú)庠谥亓Ψ之愖饔孟滦纬蓺忭敚⒛芘c原油中蒸發(fā)出輕組分形成混相，起到綜合驅(qū)替作用。

二氧化碳+蒸汽采油機(jī)理：在注蒸汽前，將一定量液態(tài)二氧化碳注入油層，氣體優(yōu)先進(jìn)入地層虧空區(qū)域，有利于蒸汽向剩余油富集區(qū)擴(kuò)散，提高剩余油高富集區(qū)采出；此外，氣體溶于原油形成泡沫油，降低原油黏度，增加原油流動(dòng)性；同時(shí)，利用氣體低導(dǎo)熱性，減少蒸汽向地層隔夾層散失，使更多蒸汽加熱原油。[7-10]

空氣+蒸汽采油機(jī)理：在注蒸汽前，將一定量的空氣及催化劑注入地層，空氣在催化劑作用下與原油發(fā)生氧化裂解反應(yīng)，在消耗氧氣保證安全條件下，同時(shí)生成芳香基多元酸、一氧化碳、二氧化碳等化合物，剩余主要成分為氮?dú)猓士諝獯呋趸捎推鋵?shí)是氮?dú)?二氧化碳+蒸汽的復(fù)合采油，具有降低原油黏度、增加地層驅(qū)動(dòng)能量復(fù)合作用。[11]

3.2 油藏適應(yīng)性分析

利用礦場306口非烴類采油數(shù)據(jù)，采用數(shù)理化統(tǒng)計(jì)方法總結(jié)不同油層厚度、孔隙度、滲透率、凈總比、原油黏度條件下油井增產(chǎn)效果。

3.2.1 油層厚度

按照油層厚度分為四個(gè)區(qū)間，分別是小于20 m(區(qū)間1)、厚度20～30 m(區(qū)間2)、厚度30～50 m(區(qū)間3)、厚度大于50 m(區(qū)間4)，統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)表明，不同油層厚度對(duì)非烴類措施增油量影響較大，隨著油層厚度增加，三類非烴類輔助采油措施增油量增加，四個(gè)區(qū)間平均單井增油量分別為155 t、210 t、245 t、259 t。(表1)

3.2.2 油藏孔隙度、滲透率

將油層孔隙度分為三個(gè)區(qū)間，分別是小于25%(區(qū)間1)、25%～30%(區(qū)間2)、30%～35%(區(qū)間3)，統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)表明，隨著孔隙度增加，三類非烴類產(chǎn)油量增加，其中氮?dú)?蒸汽采油量在區(qū)間1、2、3的采油量分別為678 t、991 t、1 210 t；區(qū)間2、3平均單井增油量為195 t、222 t明顯高于區(qū)間1的110 t。(表2)

表1 非烴采油增油量(周期對(duì)比)與油層厚度關(guān)系表Table 1 Relationship between oil increment (periodic comparison) and reservoir thickness in non hydrocarbon production

表2 非烴采油采油量與孔隙度關(guān)系表Table 2 Relationship between oil production and porosity in non hydrocarbon recovery

將油層滲透率分為四個(gè)區(qū)間，分別是0～1 000×10-3μm2(區(qū)間1)、1 000～2 000×10-3μm2(區(qū)間2)、2 000～3 000×10-3μm2(區(qū)間3)、大于3 000×10-3μm2(區(qū)間4)，統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)表明，滲透率對(duì)非烴類采油增油效果影響較大，區(qū)間1滲透率范圍內(nèi)增油量低，其中氮?dú)?蒸汽在此區(qū)間無增油量，故非烴類采油滲透率下限為1 000×10-3μm2。區(qū)間2、3、4增油量平均在200 t左右，其中氮?dú)?蒸汽采油井在區(qū)間3增油量最高達(dá)到254 t。(圖2)

圖2 油層滲透率對(duì)非烴類采油效果影響圖Fig.2 Influence of reservoir permeability on non hydrocarbon oil recovery

3.2.3 油藏凈總比

將油層凈總厚度比分為五個(gè)區(qū)間，分別是小于0.4(區(qū)間1)、0.4～0.5(區(qū)間2)、0.5～0.6(區(qū)間3)、0.6～0.7(區(qū)間4)、大于0.7(區(qū)間5)，統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)表明，氮?dú)?蒸汽采油最優(yōu)凈總比為區(qū)間2和區(qū)間3；二氧化碳+蒸汽最優(yōu)凈總比為區(qū)間3和區(qū)間4；空氣+蒸汽最優(yōu)凈總比為區(qū)間2、3、4、5。(表3)

表3 非烴采油采油量與油層凈總厚度比關(guān)系表Table 3 Relationship between oil production and net gross thickness of non oil recovery

3.2.4 原油黏度

將原油黏度劃分為50 000～900 00 MPa·s(區(qū)間1)、90 000～130 000 MPa·s(區(qū)間2)、130 000～170 000 MPa·s(區(qū)間3)、大于170 000 MPa·s(區(qū)間4)。統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)表明，氮?dú)?蒸汽在區(qū)間2、3范圍內(nèi)原油黏度時(shí)增油量大于200 t；二氧化碳+蒸汽在區(qū)間3、4原油黏度范圍內(nèi)增油量較高，但在區(qū)間4黏度范圍內(nèi)產(chǎn)油量較低，僅為461 t；空氣+蒸汽采油增油量和產(chǎn)油量對(duì)原油黏度變化不敏感。(表4)

表4 非烴采油采油量與原油黏度關(guān)系表Table 4 Relationship between oil production and viscosity of non hydrocarbon extraction

3.3 施工工藝分析

3.3.1 氮?dú)?蒸汽復(fù)合施工工藝

施工工藝：現(xiàn)場實(shí)踐中，根據(jù)氮?dú)庾⑷敕绞降牟煌?，可分為連續(xù)注氮和間斷注氮兩種。方式一：連續(xù)注氮，即先向地層注入2 000 m3氮?dú)猓缓笃馉t注蒸汽，在注蒸汽過程中連續(xù)向油套環(huán)空注入氮?dú)?注氮?dú)馀帕繛?00 m3/h)，完注后燜井、放噴后開井生產(chǎn)。方式二，即先向地層注入2 000 m3氮?dú)?，然后起爐注蒸汽，在注蒸汽過程中每隔24 h向地層注入氮?dú)? 000 m3，完注后燜井、放噴后開井生產(chǎn)?，F(xiàn)場實(shí)踐表明，方式一油井生產(chǎn)效果優(yōu)于方式二，因?yàn)榉绞揭贿B續(xù)注氮過程中井筒熱損失小，且連續(xù)注氮氮?dú)饬看?，能發(fā)揮更大驅(qū)動(dòng)能量。杜212-31-285第23輪實(shí)施間斷注氮，排水期21 d，生產(chǎn)天數(shù)110 d，產(chǎn)油量451 t，油汽比0.28，在第25輪實(shí)施連續(xù)注氮，排水期僅為5 d，生產(chǎn)天數(shù)延長至120 d，產(chǎn)油量增加到890 t，油汽比達(dá)到0.42，生產(chǎn)效果明顯改善。(表5)

表5 杜212-31-285不同注氮方式下生產(chǎn)效果統(tǒng)計(jì)表Table 5 production statistics of Du 212-31-285 under different nitrogen injection methods

注：氮?dú)鈴?qiáng)度=氮?dú)饬?油層厚度。

用量設(shè)計(jì)：統(tǒng)計(jì)杜813興隆臺(tái)62口氮?dú)?蒸汽采油效果與氮?dú)鈴?qiáng)度關(guān)系發(fā)現(xiàn)，增油量與氮?dú)鈴?qiáng)度呈正比，氮?dú)鈴?qiáng)度為0～1 000 m3/m時(shí)增油量最低僅15 t，3 000～4 000 m3/m時(shí)增油量為223 t，大于4 000 m3/m時(shí)增油幅度減少。油層平均厚度29.3 m，氮?dú)鈴?qiáng)度3 500 m3/m，按注氮成本0.88元/m3和油價(jià)1 021元/t計(jì)算，不同氮?dú)鈴?qiáng)度區(qū)間投入產(chǎn)出比分別為1∶1.19、1∶1.18∶1∶1.69、1∶2.52、1∶1.95，所以氮?dú)鈴?qiáng)度最優(yōu)區(qū)間為3 000～4 000 m3/m。(圖3)

圖3 杜813興隆臺(tái)氮?dú)?蒸汽 復(fù)合采油增油量與氮?dú)鈴?qiáng)度關(guān)系圖Fig.3 Relationship between oil production and nitrogen strength of nitrogen and steam combined production in Du 813 Xinglongtai

3.3.2 二氧化碳+蒸汽復(fù)合施工工藝

施工工序：現(xiàn)場實(shí)踐中，為更好發(fā)揮二氧化碳+蒸汽復(fù)合吞吐增油效果，在注入二氧化碳前向地層注入一定量表面活性劑，再注入一定量二氧化碳沒最后注入蒸汽。表面活性劑與二氧化碳和蒸汽發(fā)生反應(yīng)，生成大量泡沫封堵高滲層，提高蒸汽波及體積和油層動(dòng)用[12]。

用量設(shè)計(jì)：二氧化碳用量根據(jù)地層虧空程度設(shè)計(jì)，累采注比小于0.8時(shí)，用量為2 t/m；累采注比介于0.8～1.2時(shí)，用量為3～4 t/m。表面活性劑用量為8～15 t，具體用量根據(jù)油層厚度及各層吸汽情況定。

（1）管道布置形式的選擇。管道布置形式可分為環(huán)狀管網(wǎng)和枝狀管網(wǎng)。本項(xiàng)目室外消防給水管網(wǎng)采用環(huán)狀管網(wǎng)，供水可靠，滿足消防給水系統(tǒng)設(shè)計(jì)要求；其他生活及生產(chǎn)給水管網(wǎng)均采用枝狀管網(wǎng)，管網(wǎng)構(gòu)造簡潔，層次清晰，節(jié)省管材，有利于節(jié)省投資。

設(shè)備要求：注氣設(shè)備主要由液態(tài)二氧化碳罐車、Ⅰ級(jí)離心加壓泵、氣液分離裝置、Ⅱ級(jí)柱塞增壓泵等組成，鍋爐最高注汽壓力25 MPa，注汽速度7～9 t/h?？紤]液態(tài)二氧化碳溫度低，在井筒內(nèi)氣化，使井筒溫度降低，為保護(hù)套管和注汽管柱，注汽管柱采用油管+伸縮管+水力錨+封隔器組合管柱。注二氧化碳后燜井24 h后再注蒸汽，避免熱流體進(jìn)入低溫環(huán)境影響熱效率，同時(shí)防止套管忽冷忽熱出現(xiàn)變形。

3.3.3 空氣+蒸汽復(fù)合施工工藝

施工工序：先注入復(fù)合催化劑，之后注入空氣，最后注入蒸汽。

用量設(shè)計(jì)：空氣注入量按照地層孔隙體積進(jìn)行設(shè)計(jì)，處理半徑根據(jù)不同油井的虧空程度確定為15～20 m，空氣量10×104～20×104Nm3；催化劑的注入量，結(jié)合室內(nèi)實(shí)驗(yàn)及現(xiàn)場試驗(yàn)情況控制在10 000 Nm3空氣對(duì)應(yīng)0.2～0.3 t。

圖4 空氣+蒸汽采油管柱圖Fig.4 air + steam production string diagram

施工管柱設(shè)計(jì)：對(duì)于油層厚度不大，各層動(dòng)用較均衡的油井采用籠統(tǒng)注入管柱進(jìn)行設(shè)計(jì)，實(shí)現(xiàn)全井段補(bǔ)充地層能量，提高油井產(chǎn)能；對(duì)于油層厚度較大，動(dòng)用不均油井采用多功能管柱進(jìn)行設(shè)計(jì)，實(shí)現(xiàn)動(dòng)用差井段的針對(duì)性的補(bǔ)充地層能量，挖掘油藏難動(dòng)用儲(chǔ)量(圖4)。

4 現(xiàn)場應(yīng)用

2018年，結(jié)合非烴類采油機(jī)理及適應(yīng)性分析，針對(duì)性優(yōu)選滿足油藏條件油井(表6)，按照最優(yōu)施工工藝組織實(shí)施(表7)，取得顯著增油效果。

表6 非烴類最優(yōu)采油效果油藏適宜條件Table 6 suitable conditions for non hydrocarbon optimal oil recovery efficiency

表7 非烴類最優(yōu)采油效果施工適宜條件Table 7 suitable conditions for non hydrocarbon optimal oil recovery

4.1 氮?dú)?蒸汽采油

(1)方案設(shè)計(jì)。油井選擇條件：①有效厚度20～50 m；②孔隙度25%～35%，滲透率大于2 000×10-3μm2；③原油黏度90 000～170 000 MPa·s；④凈總厚度比0.4～0.6；⑤油層數(shù)4-9層，無大厚層。施工工藝條件：①連續(xù)注氮；②氮?dú)鈴?qiáng)度3 500 m3/m。(表6-表7)

(2)現(xiàn)場實(shí)施。2018年1-6月優(yōu)選19口互層狀超稠油井實(shí)施氮?dú)?蒸汽采油技術(shù)，平均吞吐周期17.3輪，油層平均厚度27.8 m，平均層數(shù)6.7層；平均孔隙度30.3%；平均滲透率2307×10-3μm2；平均原油黏度121 817 MPa·s；平均凈總比0.52；平均單井注氮90 000 m3(氮?dú)鈴?qiáng)度3 237 m3/m)。

(3)效果評(píng)價(jià)。截至6月底，周期結(jié)束5口井，與措施前對(duì)比平均單井注汽壓力增加0.5 MPa，生產(chǎn)天數(shù)增加21 d，產(chǎn)油量增加276 t，排水期縮短9 d，采注比增加0.13；未結(jié)束14口井同期對(duì)比產(chǎn)油量增加178 t，排水期縮短11.5 d，注汽壓力增加0.6 MPa。杜212-29-K291油層厚度23.4 m，油層9層，滲透率2 349×10-3μm2，孔隙度27.3%，第14周期實(shí)施氮?dú)?蒸汽采油，實(shí)施后注汽壓力增加1.25 MPa達(dá)13.36 MPa，生產(chǎn)天數(shù)增加23 d至190 d，產(chǎn)油量為1 201 t增加307 t，采注比為1.62提高0.27，效果明顯。

4.2 二氧化碳+蒸汽采油

(1)方案設(shè)計(jì)。油井選擇條件：①有效厚度大于30 m；②孔隙度25%～35%，滲透率2 000～3 000×10-3μm2；③原油黏度大于130 000 MPa·s；④凈總厚度比0.5～0.7；⑤油層數(shù)4-6層，有大厚層或高滲層。施工工藝條件：①先注表面活性劑，之后注二氧化碳燜井30 h，最后注蒸汽；②表面活性劑：8～15 t；③二氧化碳：2～4 t/m。(表6-表7)

(2)現(xiàn)場實(shí)施。2018年1-6月優(yōu)選5口井實(shí)施二氧化碳+蒸汽采油技術(shù)，吞吐周期7.3輪，平均油層厚度32.7 m，滲透率2 707×10-3μm2，凈總比0.66，油層數(shù)4.7層，最大單層厚度平均7.9 m，原油黏度173 000 MPa·s，表面活性劑用量11.2 t，單井注二氧化碳量80 t(2.45 t/m)，注完二氧化碳后平均燜井31 h。

(3)效果評(píng)價(jià)。截至6月底，同期對(duì)比平均單井產(chǎn)油量增加177 t，注汽壓力增加0.12 MPa，汽竄干擾方向由2.1個(gè)降低到0.9個(gè)。

4.3 空氣+蒸汽采油

(1)方案設(shè)計(jì)。油井選擇條件：①有效厚度大于30 m；②孔隙度15%～35%，滲透率1 000～3 000×10-3μm2；③原油黏度大于50 000 MPa·s；④凈總厚度比0.4～0.7；施工工藝條件：①先注復(fù)合催化劑，之后注空氣，最后注蒸汽；②催化劑0.3～0.45 t，空氣量10×104～20×104Nm3。(表6-表7)

(2)現(xiàn)場實(shí)施。實(shí)施8口井，平均油層厚度37.7 m，滲透率2 211×10-3μm2，凈總比0.63，催化劑用量0.33 t，注空氣量14.5×104Nm3。

(3)效果評(píng)價(jià)。注汽壓力由上周期的11.1 MPa上升到13.0 MPa，周期產(chǎn)油平均單井增加295.5 t；油汽比由上周期的0.49上升到本周期的0.57，上升了0.08。

5 結(jié)論

(1)非烴類采油可有效解決互層狀超稠油開發(fā)矛盾。氮?dú)?蒸汽采油適用于高周期低壓油井；二氧化碳+蒸汽采油適合于中低周期層間動(dòng)用差異大油井。

(2)氮?dú)?蒸汽采油最優(yōu)油藏適宜條件為凈總比0.4～0.6，層數(shù)4-9層，原油黏度介于90 000～170 000 MPa·s；二氧化碳+蒸汽采油最優(yōu)油藏適宜條件為凈總比0.5～0.7，存在大厚層，原油黏度大于130 000 MPa·s；空氣+蒸汽采油最優(yōu)油藏適宜條件油層厚度大于30 m，凈總比0.4～0.7。

(3)氮?dú)?蒸汽采油最優(yōu)施工工藝為連續(xù)注氮，氮?dú)鈴?qiáng)度3 000～4 000 m3/m；二氧化碳+蒸汽采油最優(yōu)施工工藝是先注表面活性劑在再注二氧化碳，之后燜井24 h后注蒸汽。