氮气辅助蒸汽吞吐技术研究及在大庆稠油油藏的应用

2013-12-23贾娜

石油地质与工程 2013年1期

贾娜

（中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江大庆163318）

大庆油田稠油区富拉尔基区块主要目的层萨二、三组油层深度470 m，砂岩胶结疏松，含油饱满的砂岩一般呈砂糖状松散状态，有效孔隙度23.0%～39.49%，空气渗透率（62～3 650）×10-3μm2，平均含油饱和度为64.2%，地面原油密度为0.8923～0.9396 g／m3，地面原油粘度为841～4242 mPa·s。

1 氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率机理

1.1 改善油藏物性

用含重油岩心进行了注氮气驱油实验。实验岩心孔隙度34%，渗透率2 000×10-3μm2。对岩样分别注入0.14，0.5，1.5倍孔隙体积的氮气后，原油组分发生变化。从表1中可以看出，氮气与重油样品不断接触，轻烃和中间烃被抽提，甲烷含量由45.02%降为2.60%，乙烷和丙烷也明显下降，重烃（庚烷以上）的含量由22.44%增至60.20%。实验表明氮气在稠油中的溶解度在20 m3／m3以下，一般可使地层原油体积膨胀5%；同时饱和了氮气的原油比水饱和氮气的原油粘度要低，氮气-油界面张力大大低于油-水界面张力，界面张力的降低改善驱油渗流条件；另外氮气对油层中轻质组分及高温裂解组分的萃取，使得氮气、轻质组分与蒸汽的混合体在油层中有可能形成近混相或部分混相作用，从而改善蒸汽吞吐效果［1-5］。

1.2 补充地层能量

氮气为非凝析气体，不溶于水，微溶于油，其压缩系数是二氧化碳的三倍，具有比其他气体（二氧化碳、甲烷、烟道气）更高的膨胀性；由于这些特点，氮气进入地层后，能及时补充地层能量，增加地层压力［6-8］。应用CMG 软件，模拟了单注蒸汽和蒸汽与氮气混注的两种情况下的近井地带的压力场分布，结果表明，蒸汽与氮气混注的近井地带的压力要高于仅注蒸汽的。氮气注入地层后，能局部提高地层压力，有利于保持地层弹性能量。同时溶解在原油中的氮气改善原油中的渗流阻力，呈游离状态的氮气形成弹性驱，增加了驱动能量，补充地层能量，有利于回采。

表1 注氮气后样品的体积分数变化 %

1.3 扩大蒸汽波及体积，提高热利用率

应用CMG 软件模拟了氮气辅助蒸汽吞吐结束后与常规蒸汽吞吐结束后的温度场，对比结果表明，氮气辅助蒸汽吞吐时，由于氮气与蒸汽间的密度差，其会将向上超覆的蒸汽与油层顶部的页岩盖层隔离开，从而减少了向上覆盖层的热损失，提高注入热量利用率［9-11］。同时氮气携带部分热量迅速进入油层深部和上部，增加了蒸汽的波及体积，使井间油层内的剩余油区得到动用。

2 氮气辅助蒸汽吞吐数值模拟研究

2.1 氮气与蒸汽的注入方式研究

模拟计算了3种注入方式即：只注蒸汽、先注氮气后注蒸汽、氮气与蒸汽同时注入。计算结果表明（表2），蒸汽和氮气同时混注并不是最好的注入方式。这是由于在开始时氮气未与蒸汽完全混合，不能渗入地层深部，采气率较高，所以增产效果不如先注氮气后注蒸汽。通过数值模拟研究得出，先注氮气后注蒸汽开发效果最好，比氮气与蒸汽同时注入增油125 m3，比只注蒸汽的增油679 m3。

2.2 氮气与蒸汽配比研究

为了确定加氮气量，模拟了氮气与蒸汽体积比分别为：15∶1，20∶1，25∶1，30∶1，35∶1，40∶1，45∶1时累积产油量，如表3所示。计算结果表明，随着混溶比的增加，产油量不断增加，当混溶比超过35∶1时，随着混溶比的增加，增产幅度下降，最佳混溶比为35∶1。

2.3 氮气合理注入速度研究

模拟了4 种注氮速度，即2 000 Nm3／d，3 000 Nm3／d，4 000 Nm3／d，5 000 Nm3／d的吞吐效果，见表4。可见氮气以3 000 Nm3／d的速度注入时，产油量最大。

表2 氮气与蒸汽的注入方式对开发效果的影响

表3 氮气与蒸汽的配比对开发效果的影响

表4 氮气注入速度对开发效果的影响

3 矿场试验效果分析

在室内实验及数值模拟研究的基础上，在大庆油田富拉尔基稠油区块进行了矿场试验。选择原油粘度为4 000 mPa·s（20 ℃），吞吐5～7周期的油井。根据油井条件，确定设计参数，求出氮气用量，保证混溶比在35∶1左右，注汽速度为3 000 Nm3／d。截止到2010年12月现场共试验16井次。与上周期对比，实施油井注氮气措施后，周期产油、油汽比都有大幅度提高，措施效果显著。措施井注氮前大部分生产效果极差，周期油汽比低于开采经济极限油汽比。实施注氮气后，增加了周期产油量，生产天数延长了51 d，油汽比提高了0.105～0.137，回采水率提高12%～141%，与注氮气前油井生产效果相比，取得了较好的效果（如图1、图2、表5）。