超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐数模研究

于会永，刘慧卿，张传新，雷旭东，谢寿昌

(1.中油新疆油田公司，新疆 克拉玛依 834000;2.中国石油大学，北京 102249)

超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐数模研究

于会永1，刘慧卿2，张传新1，雷旭东1，谢寿昌1

(1.中油新疆油田公司，新疆 克拉玛依 834000;2.中国石油大学，北京 102249)

超稠油油藏蒸汽吞吐后期，油汽比低，周期含水量高，开采效果差，注氮气辅助蒸汽吞吐已经成为1种提高超稠油开采效果的有效手段。与常规稠油油藏不同，超稠油对于注氮参数以及筛选条件有更严格的限制。模拟研究得知，超稠油油藏蒸汽吞吐不同时期宜采用不同的注氮模式。因该类型油藏对原油黏度、油层厚度、采出程度敏感性较强，从而确定超稠油油藏选井标准。该研究对同类油藏注氮辅助蒸汽吞吐开采具有指导意义。

蒸汽吞吐;注氮气;数值模拟;超稠油油藏;红山嘴油田

引 言

目前注氮辅助蒸汽吞吐工艺技术在辽河、胜利、新疆［1］主要稠油区块都有应用，已经成为提高稠油蒸汽吞吐效果的有效手段［2－3］。但是，对于超稠油油藏来说，注氮模式、注氮比例、注氮时机、注氮井的筛选对注氮后增产效果起到关键作用，针对新疆油田红003井区超稠油油藏的开采现状，利用数值模拟方法，优化注氮辅助蒸汽吞吐主要参数，对该区合理注氮有重要的指导作用。

1 试验区概况

红山嘴油田红003井区位于准噶尔盆地西北缘，开发目的层为白垩系清水河组，含油面积为15.39 km2，探明石油地质储量为3 237.34×104t。平均沉积厚度为103.5 m，油层主要分布在中下部的、、层，总厚度为5.0～26.3 m，平均为13.3m，主要含油岩性为砂岩和含砾砂岩，物性和含油性较差。油层孔隙度平均为25.9%，空气渗透率平均为847×10－3μm2，属中孔、中渗储层。原油密度平均为0.962 0 g/cm3，50℃时地面脱气原油黏度平均为6 239 mPa·s，20℃时原油黏度平均为418 437 mPa·s，属超稠油油藏。平面上原油性质差异较大。地层水型为重碳酸钠型，总矿化度为11 072.10 mg/L，氯离子含量为6 044.74 mg/L。油层中部深度为475 m，原始地层压力为4.65 MPa，压力系数为0.97，地层温度为23.83℃

2 地质模型的建立

该模型采用径向模型网格系统［4］，径向上按对数块间距划分为10个网格，纵向分为8个小层其中第2、第5小层为岩性夹层(表1)。

表1 红003井区各小层参数

选取该区典型井进行历史拟合，根据拟合结果修正所选参数［5］，用于该区块氮气辅助蒸汽吞吐数值模拟研究。

3 注氮参数优化

模拟运算中注汽参数为：蒸汽吞吐1～7个周期注汽强度分别为 110、120、120、140、140、150 t/m，后续不再增加。注气速度为140 t/d，闷井时间为d，注汽压力为7.0 ～10.5 MPa。

3.1 注氮比例优化

注氮比例按照液氮与水的体积比设计，然后折算氮气蒸汽体积比［6］。单井蒸汽吞吐至第3周期开始注氮辅助蒸汽吞吐，按周期产量、油汽比确定最优注氮比例。计算结果表明(图1)，随注氮比例的增加，周期采油量提高，注氮比例超过7%时采油量和油汽比上升幅度明显降低，由折算公式可以确定红003井区最优氮气蒸汽体积比为52∶1。

图1 不同注氮比例辅助蒸汽吞吐周期采油量对比

3.2 注氮方式与时机优化

为给出最佳的注氮方式，设计5种氮气辅助吞吐注入方案。方案1：氮气与蒸汽混合同时注入;方案2：先注蒸汽15 d，再注氮气7 d;方案3：先注氮气7 d，再注蒸汽15 d;方案4：先注蒸汽7 d，再注氮气7 d，再注蒸汽8 d;方案5：先注氮气3 d，再注蒸汽15 d，再注氮气4 d。注氮周期选在第2、4、7周期(分别为早期、中期、晚期)［7］。通过模拟运算，得出与蒸汽吞吐时机相适应的注氮方式。

图2 不同注氮方案增产效果曲线

3.2.1 注入方式选择

蒸汽吞吐早期最佳注氮方式为先注蒸汽后注氮气，分析原因为：早期注氮辅助蒸汽吞吐，地层温度低，原油黏度大，注氮困难，需要前期注入蒸汽提高地层原油流动性;蒸汽吞吐中后期，地层加热比较充分，对注氮方式适应性较强，可采用段塞式注入。

3.2.2 注入时机选择

蒸汽吞吐早期，注氮增油量最少，效果最差;蒸汽吞吐中后期，注氮效果最优，推荐注氮时机为蒸汽吞吐中期(第4周期以后)。分析原因为：早期加热半径增加幅度大，地层能量较充足，此时氮气的增油效果不显著;蒸汽吞吐中后期，加热半径增加幅度降低，地层能量不足，可以充分发挥氮气的增油作用，有效提高油层动用程度，增大蒸汽波及面积［8］。

4 主要影响因素敏感性分析

4.1 油层有效厚度的影响

为研究油层有效厚度对注氮气辅助蒸汽吞吐效果的影响，模拟计算油层有效厚度分别为5、10 15、20、30 m时的开发效果。结果表明，油层有效厚度越大，增油效果越好(图3)。当油层有效厚度大于15 m时，单位油层厚度增油量以及油汽比趋于稳定，即油层大于15 m才能最大限度地发挥氮气的增油效果，因此，选择注氮措施井的油层厚度应该大于15 m。

图3 油层厚度对增油效果的影响

4.2 原油黏度的影响

为研究注氮气对原油黏度的敏感性，50℃时选择原油黏度为 1 500、3 000、5 000、7 000、10 00 mPa·s的5条黏温曲线，蒸汽吞吐7个周期。由表2可以看出，随着原油黏度的增加，在注入相同的蒸汽、氮气量时，累计产油量降低。原油黏度小于 5 000 mPa·s(50℃)时［9］，累计油汽比大于0.2说明氮气辅助吞吐对黏度小于5 000 mPa·s(50℃) 超稠油油藏有较好的作用，能够起到较好的效果。

表2 不同原油黏度开采效果

4.3 采出程度对注氮的影响

以原有地质模型为基础，分别设计含油饱和度为 0.500、0.525、0.550、0.575、0.600、0.625、0.650等7种剩余油分布情况，对每种情况进行注氮辅助蒸汽吞吐以及蒸汽吞吐模拟运算，得出不同采出程度对于注氮增油效果的影响，从而确定红003井区注氮气辅助蒸汽吞吐的采出程度界限。

计算可知(图 4)，当采出程度为 6.2% ～9.9%时，增油效果最好，采出程度为17.4%，油汽比下降到0.222，由此可以确定合适注氮的采出程度为6.2%～17.4%，最佳注氮采出程度为6.2%～9.9%。结合蒸汽吞吐数模结果，最佳注氮周期为第3、第4周期，合适注氮周期为3～7周期［10］。

图4 不同采出程度下注氮辅助吞吐增油效果曲线

5 结论

(1)随着注氮比例的增加，周期采油量增加，当氮气与蒸汽比例为52∶1时，氮气辅助吞吐效果最好。

(2)蒸汽吞吐早期最佳注氮方式为先注蒸汽后注氮气，中期先注氮气再注蒸汽，后期为段塞式注入。

(3)蒸汽吞吐早期注氮效果最差，中后期注氮效果较优，为推荐注氮时机。

(4)红003井区注氮井优先选择标准为：油层厚度大于 15 m，原油黏度小于 5 000 mPa·(50℃)，采出程度为6.2% ～17.4%，最佳采出程度为6.2% ～9.9%，注氮最佳周期为第3周期。

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Numerical simulation of nitrogen assisted cyclic steam stimulation for super heavy oil reservoirs

YU Hui－yong1，LIU Hui－qing2，ZHANG Chuan－xin1，LEI Xu－dong1，XIE Shou－chang1
(1．Xinjiang Oilfield Company，PetroChina，Karamay，Xinjiang 834000，China;2．China University of Petroleum，Beijing 102249，China)

In the late life of cyclic steam stimulation for super heavy oil reservoirs，oil－steam ratio is low，water cut is high，and recovery effect becomes poor．Nitrogen assisted cyclic steam stimulation has become an effective way to improve super heavy oil recovery．Different from conventional heavy oil reservoirs，super heavy oil reservoirs are more stringent in regards to nitrogen injection parameters and screening conditions．Numerical simulation shows that different nitrogen injection measures should be adopted at different stages of cyclic steam stimulation．Super heavy oil reservoirs are more sensitive to oil viscosity，reservoir thickness and recovery percent，thereby well screening criteria can be determined for super heavy oil reservoirs．This study has guiding significance to nitrogen assisted cyclic steam stimulation in similar reservoirs．

cyclic steam stimulation;nitrogen injection;numerical simulation;super heavy oil reservoir;Hongshanzui oilfield

TE345

A

1006－6535(2012)02－0076－03

20110719;改回日期：20110802

国家科技重大专项“热力开采后稠油油藏提高采收率技术”(2009ZX05009－004－05)部分内容

于会永(1983－)，男，助理工程师，硕士，2005年毕业于中国石油大学(华东)应用数学专业，现从事采油研究工作。

编辑姜 岭