孤岛油田底水稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐的选区新方法

杨 阳，刘慧卿，庞占喜，张兆祥，陈庆元

（1.中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室，北京 102249；2.中国石油大港油田分公司勘探事业部，天津 300000）

孤岛油田构造上隶属于渤海湾盆地济阳坳陷沾化凹陷，为发育在孤岛凸起之上的以新近系馆陶组为主要储油层系的大型披覆背斜油田，其石油储量大，产量高，是中国著名油田之一[1]。根据孤岛油田的地质特征，分别对强、弱底水稠油油藏和特稠油油藏进行了数值模拟研究。油藏顶面深度为1250 m，普通稠油和特稠油在50℃时粘度分别为5000和12000 mPa·s，原始含油饱和度为65%，初始地层温度为60℃。选取孤岛油田3种典型地层参数实施注氮气辅助蒸汽吞吐，即渗透率分别为500×10-3，1000×10-3和2000×10-3μm2；对应的孔隙度分别为30%，35%和40%；油层厚度分别为2～5，5～8和8 m以上。

蒸汽吞吐主要是通过温度的升高改变稠油的流动性以达到高效采油的目的。许多学者在注入相同蒸汽量的基础上对比分析注氮气对蒸汽吞吐的改善，却忽略了注入总热量对蒸汽吞吐的影响，不能充分体现注氮气对蒸汽吞吐的改善程度[2-5]。因此，在注入总热量相同的条件下，对注氮气辅助蒸汽吞吐重新进行了对比分析。为使注氮气辅助蒸汽吞吐时波及体积达到最大，选取氮气和蒸汽的混注比为20∶1[6]。

1 注氮气辅助蒸汽吞吐效果对比

根据热力学中干度定义，在干度为0.55时，湿蒸汽焓值为

式中：Hs为湿蒸汽焓值，kJ/m3；Hw为饱和水焓值，kJ/m3；Hst为饱和蒸汽焓值，kJ/m3。

当注入蒸汽密度为46.19 kg/m3时，湿蒸汽焓值为96362.802 kJ/m3；当氮气注入温度为300℃时，氮气焓值为395 kJ/m3。根据注入总热量相同得

式中：Qs1为只注蒸汽时的注汽强度，m3/m；Qg为注氮气强度，m3/m；Hg为氮气焓值，kJ/m3；Qs2为注氮气辅助蒸汽吞吐时的注汽强度，m3/m。

以4个轮次作为研究对象，第1轮次注汽强度选用270 m3/m，周期递增率约为1.15，后3个轮次的注汽强度依次为310，360和410 m3/m。为了与实际生产情况相近，从第3轮次开始对比蒸汽吞吐与注氮气辅助蒸汽吞吐的效果。由式（2）的计算结果（表1）可以看出，注氮气辅助蒸汽吞吐一组的注汽量小于蒸汽吞吐的，这是注入总热量相同导致的必然结果。

表1 注汽强度和注氮气强度计算结果

1.1 增油量对比

对于不同地层参数条件下的稠油油藏而言，添加氮气后可有效改善吞吐的开发效果，其增油效果明显。随着油层厚度的增加或地层渗透率和孔隙度的增大，累积增油量和累积油汽比也不断增加。从增加幅度上可以看出，油层的渗透率和孔隙度比油层厚度对增油量的影响显著。这表明地层条件越好，氮气改善蒸汽吞吐的效果越好（表2）。

表2 生产数据对比

1.2 加热半径增加量对比

由不同条件下加热半径增加量的对比（图1）可知：①在不同的油层厚度下，注入氮气辅助蒸汽吞吐后，蒸汽吞吐的加热半径都明显增加，并且随着地层渗透率和孔隙度的增大，加热半径增加量逐渐增大。②当地层渗透率和孔隙度很小时，油层越厚，加热半径增加量越大；当地层渗透率和孔隙度很大时，油层越薄，加热半径增加量也越大。③油层越厚，随着渗透率和孔隙度的增大，加热半径增加幅度越小。总之，注氮气辅助蒸汽吞吐开发效果变好的主要原因在于增大了生产压差，扩大了蒸汽的波及范围，提高了蒸汽的洗油效率[7]。

图1 加热半径增加量对比

1.3 底水锥进

通过对数值模拟过程中每个时间点各参数的监测，注氮气辅助蒸汽吞吐抑制底水锥进主要体现在3个方面：①氮气在地层条件下生成一定数量的气泡起到了封堵作用，对底水的向上锥进有一定的抑制作用；②注入氮气维持了地层压力，抑制了由于底水能量过大导致的水锥；③由于氮气的作用，水相相对渗透率降低，从而降低了油水界面张力，控制了水锥[8-10]。

2 注氮气辅助蒸汽吞吐适用条件

在注入总热量相同的条件下，注氮气辅助蒸汽吞吐能减少蒸汽注入量，增加累积产油量，但不一定能带来经济效益。以孤岛油田参数为基础，通过计算增收益，形成稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐的地质筛选条件，从而建立以油层厚度、渗透率为变量的筛选图版。

2.1 增收益平衡点

注汽费为236.76元/t，注氮气费为5元/m3（标准状况下），操作费为1565元/t，管理费为48.52元/t，平均单井日费用为576元/t，销售费按销售收入的0.25%提取，约为每吨油1.86元；税金按每吨油15.5元提取。注氮气辅助蒸汽吞吐的增收益为：增油量×（油价-操作费-管理费-平均单井日费用-销售费-税金）+减少的注汽量×注汽费-注氮气量×注氮气费。计算结果如图2和图3所示。

图2 弱底水普通稠油油藏增收益

图3 强底水普通稠油油藏增收益

弱底水普通稠油油藏 对于油层厚度为2～5 m的稠油油藏，渗透率小于700×10-3μm2时增收益为负值，应注蒸汽；大于该值时应注氮气辅助蒸汽吞吐，增收益平衡点为700×10-3μm2。对于油层厚度为5～8 m的稠油油藏，渗透率小于850×10-3μm2时增收益为负值，应注蒸汽；大于该值时应注氮气辅助蒸汽吞吐，增收益平衡点为850×10-3μm2。对于油层厚度为8～12 m的稠油油藏，渗透率小于1000×10-3μm2时增收益为负值，应注蒸汽；大于该值时应注氮气辅助蒸汽吞吐，增收益平衡点为1000×10-3μm2。

强底水普通稠油油藏 强底水普通稠油油藏油层厚度通常大于8 m。对于油层厚度为10 m的稠油油藏，渗透率小于650×10-3和大于3500×10-3μm2时增收益为负值，应注蒸汽；当渗透率为650×10-3～3500×10-3μm2时应注氮气辅助蒸汽吞吐，初始增收益平衡点为650×10-3μm2，闭合增收益平衡点为3500×10-3μm2。对于油层厚度为12 m的稠油油藏，渗透率小于700×10-3和大于1800×10-3μm2时增收益为负值，应注蒸汽；当渗透率为700×10-3～1800×10-3μm2时应注氮气辅助蒸汽吞吐，初始增收益平衡点为700×10-3μm2，闭合增收益平衡点为1800×10-3μm2。对于油层厚度为15 m的稠油油藏，渗透率小于750×10-3和大于1400×10-3μm2时增收益为负值，应注蒸汽；当渗透率为750×10-3～1400×10-3μm2时应注氮气辅助蒸汽吞吐，初始增收益平衡点为750×10-3μm2，闭合增收益平衡点为1400×10-3μm2。

特稠油油藏 对于特稠油油藏而言，不论油层厚度和渗透率、孔隙度如何变化，注氮气辅助蒸汽吞吐增收益都为负值，所以不适合应用注氮气辅助蒸汽吞吐开发。

2.2 筛选图版的建立

利用不同油层厚度、渗透率和孔隙度下的增收益平衡点，绘制增收益平衡曲线。由弱底水普通稠油油藏地层参数筛选图版（图4）可见，当地层参数值是曲线上的某点时，注蒸汽与注氮气辅助蒸汽吞吐的收益相同，即增收益为零；当地层参数值落在曲线上方区域时，增收益为负值，应选用注蒸汽；当地层参数值落在曲线下方区域时，增收益为正值，应选用注氮气辅助蒸汽吞吐。增收益平衡曲线特征为两端平缓、中间陡峭。当渗透率很小时，油层厚度越大，应选用注蒸汽；当渗透率很大时，油层厚度越小，应选用注氮气辅助蒸汽吞吐。

图4 弱底水普通稠油油藏地层参数筛选图版

图5 强底水普通稠油油藏地层参数筛选图版

利用初始增收益平衡点绘制初始增收益平衡曲线，闭合增收益平衡点绘制闭合增收益平衡曲线，建立强底水普通稠油油藏地层参数筛选图版（图5）。当地层参数值是曲线上的某点时，注蒸汽与注氮气辅助蒸汽吞吐的收益相同，即增收益为零；当地层参数值位于2条曲线所围区域之外时，增收益为负值，应选用注蒸汽；当地层参数位于2条曲线所围区域之内时，增收益为正值，应选用注氮气辅助蒸汽吞吐。

3 应用实例

孤岛油田东区Ng3油层的原油粘度为3000～5500 mPa·s，属于弱底水普通稠油油藏。油层厚度为6.3 m，平均渗透率为1800×10-3μm2，对照图4，其地层参数位于增收益平衡曲线的下方，因此适合注氮气辅助蒸汽吞吐。

孤岛油田中二北Ng5油层的原油粘度为5000～10000 mPa·s，属于强底水普通稠油油藏[11]。油层厚度为12 m，平均渗透率为1700×10-3μm2，对照图5，其地层参数位于初始增收益平衡曲线与闭合增收益平衡曲线所围区域内，因此适合注氮气辅助蒸汽吞吐。

孤北1区Ng3油层为过饱和重质稠油油藏，其原油具有高密度、高粘度、高含硫的“三高特点”，50℃时地面原油动力粘度为13769 mPa·s，属于特稠油油藏[12]。因此不适合注氮气辅助蒸汽吞吐。

4 结论

从新的角度研究了注氮气辅助蒸汽吞吐，即在注入总热量相同的条件下，经过数值模拟计算，对比分析注氮气改善蒸汽吞吐的效果，结果表明不仅增加了累积产油量，扩大了加热半径，而且能抑制底水锥进。这主要是因为氮气渗透性好且膨胀系数大，具有助排作用，可扩大蒸汽加热半径，降低残余油饱和度；加注氮气增加的压力起到了补充地层能量的作用，延长了吞吐周期；氮气的注入起到有效的隔热作用，并且在地层条件下生成一定数量的气泡，起到了封堵作用。

建立了弱底水和强底水普通稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐的地层参数筛选图版，利用该图版可有效分析底水稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐的可行性；对于特稠油油藏而言，不适合注氮气辅助蒸汽吞吐。图版应用结果表明：孤东油田东区Ng3、中二北Ng5油层适合注氮气辅助蒸汽吞吐；孤北1区Ng3油层不适合注氮气辅助蒸汽吞吐。

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