非凝析气体CO2改善蒸汽吞吐效果技术研究

靳月明

(中国石油辽河油田分公司，辽宁 盘锦 124010)

非凝析气体CO2改善蒸汽吞吐效果技术研究

靳月明

(中国石油辽河油田分公司，辽宁 盘锦 124010)

针对蒸汽吞吐开发后期出现的地层能量不足、油层动用半径有限、蒸汽波及系数低、油藏非均质性导致井间干扰等极大影响超稠油开采的问题，通过理论计算、数值模拟等方法进行非凝析气体CO2辅助蒸汽吞吐技术可行性研究。现场超稠油井组试验结果表明，此技术效果明显改善，增油3 191 t，创效益378万元，对超稠油蒸汽吞吐开发后期改善高轮井吞吐效果、提高油田采收率作用显著。

超稠油 非凝析气体CO2地层压力 粘度 饱和度

辽河油田曙一区杜84块位于曙光油田曙一区南部，油品为超稠油，从1998年开始采用蒸汽吞吐方式进行开发。截至2015年底，兴隆台油层地质储量采出程度34.85%，可采储量采出程度90.52%，吞吐井平均吞吐轮次达到11轮，吞吐井已经进入吞吐开发中后期，反映出“低压、低产、低油汽比”的特点[1]。

在蒸汽吞吐的生产过程中出现很多问题：开发时间长、地层能量不足，蒸汽注入量和蒸汽的携热能力有限，导致油藏的加热半径有限；原油粘度的差异以及油藏非均质性导致汽窜，从而降低了注蒸汽开采的波及系数。这些问题极大地影响了稠油开发效果。针对这些问题，进行非凝析气体CO2辅助蒸汽吞吐技术研究，以改善高轮井蒸汽吞吐效果[2]。

1 非凝析气体CO2驱油机理

1.1 溶解降粘

CO2在大多数原油中有着很好的溶解性，溶解到原油中后，使原油的粘度大幅度降低。当原油中完全饱和CO2后，其粘度可以降到原始值的1/10～1/100。原油粘度降低，流动能力增加，从而提高原油产量[3]。

1.2 降低界面张力

CO2在驱油过程中使原油中轻质组分萃取和气化， 轻质组分和CO2混合也大大降低了油水界面张力，也降低了残余油饱和度，提高了驱油效率。

1.3 使原油体积膨胀

CO2溶于原油中，使原油体积膨胀，增加了液体内的动能，从而提高驱油效率。

1.4 溶解气驱

油层中的CO2溶解气在油层压力降低时，会从原油中游离，将原油驱入井筒，起到溶解气驱的作用。由于气体具有较高的运移速度，从而会将油层中的阻塞物返吐出来[4]。

2 可行性评价

2.1 建立模型

根据兴H3046-兴H2027井组油藏地质特征，利用油藏数值模拟软件CMG建立超稠油油藏模型，有效厚度为5.4m，储层渗透率为1 100×10-3μm2，孔隙度为29%，原始含油饱和度为70%，初始地层温度为40 ℃，模型中间布置一口长度为150 m的水平井[5]。

2.2 吞吐效果可行性评价

注采参数与常规蒸汽吞吐相同。油井已经吞吐6轮，注汽强度47 t/m，注汽量7 000 t，注汽干度50%，焖井时间5 d，最小井底流压3.0 MPa。然后进行数值模拟，对地层压力、温度场、剩余油饱和度场以及产油量进行分析，确定了CO2辅助蒸汽吞吐的可行性[6]。

2.2.1 地层压力变化

油层原始地层压力在11.0MPa，经多轮吞吐后的井底压力在5.0 MPa，地层压力下降较快，地层能量不足，导致油层供液不足。而实施气体辅助措施后，压力明显提高(图1)。

图1 井组地层压力变化曲线

2.2.2 温度场分布

CO2有溶于原油的特性，可以有效地降低原油粘度。从降粘幅度来看，CO2可以有效增加降粘幅度，增加油层动用范围(图2、图3)。

图2 蒸汽吞吐地层动用范围

图3 CO2+蒸汽吞吐增加地层动用范围

2.2.3 剩余油饱和度场分布

由于蒸汽中加入气体能有效地扩大波及体积，扩大蒸汽加热范围，增压效果远远好于蒸汽吞吐。因此加入非凝析气体CO2有效扩大了加热范围，增加单井动用半径(图4、图5)。

图4 蒸汽吞吐波及体积

图5 CO2+蒸汽吞吐扩大波及体积

2.2.4 累积产油量

CO2能够有效地降低原油粘度，提高原油流动能力。CO2辅助蒸汽吞吐累产油2.3×104t，比单独蒸汽吞吐增油0.4×104t，CO2辅助蒸汽吞吐累积油汽比0.33，比蒸汽吞吐提高0.08(图6、图7)。

图6 累产油对比曲线

图7 累积油汽比对比曲线

总体来说，CO2辅助蒸汽吞吐有较好的增能保压作用，有效降低粘度，提高油藏波及体积，明显改善生产效果。以上结果表明，CO2辅助蒸汽吞吐对开发超稠油油藏来说是可行的。

3 井组历史拟合及结果分析

可行性分析通过后，再对计划实施井组进行历史拟合，分析压力场、温度场、剩余油饱和度场分布特征，预测开发效果，为现场实施提供技术支持。

3.1 历史拟合结果分析

首先利用数值模拟技术对井组进行非凝析气体CO2辅助蒸汽吞吐的注采参数进行优化。通过实验曲线，确定最优注采参数(表1)。

表1 模型最优参数设计

模拟井组自2010年5月采用蒸汽吞吐方式开发，6口井累积产油量为9.4×104t，根据油田所提供的基础资料，对模拟井组阶段实际生产动态资料进行了统计，然后对井组累产油进行了历史拟合。从井组累产油对比曲线可以看出，拟合精度较高(图8)。

图8 井组累产油历史拟合对比

3.2 地层压力分布

经过多个周期的普通蒸汽吞吐后，各井井底附近压力都有较大幅度的下降，继续蒸汽吞吐会导致油藏供液不足，需要采取适当措施来维持油藏压力，提高油藏供液能力。采取非凝析气辅助蒸汽吞吐可以提高油藏供液能力，改善开发效果(图9)。

图9 压力场分布

3.3 地层温度分布

经过多周期的蒸汽吞吐后，井筒周围已经形成一定的加热范围，但加热半径相对较小，井间热连通程度不高，再继续实施蒸汽吞吐，加热半径增加幅度不会扩大，而增大油藏动用范围，提高波及体积，提高原油动用程度，可通过注入非凝析气来辅助蒸汽吞吐(图10)。

图10 温度场分布

3.4 剩余油分布

蒸汽吞吐后仍有较高的剩余油分布，单井附近含油饱和度较高，仍有进一步挖掘潜力。

总体来说，特稠油油藏多轮次蒸汽吞吐结束后，油藏呈现压力下降快、加热半径小、动用程度底等问题，均可通过CO2辅助来实现增能保压、提高波及体积的效果(图11)。

表2 措施前后效果统计

4 现场实施情况

兴H3046-兴H2027井组实施措施后，阶段累注汽45 890 t，阶段累产油17 898 t，阶段累产液80 105 t，油汽比0.39，采注比1.75，平均日产油81 t，含水73%。与措施前对比，增油3 191 t，油汽比提高0.07，效果明显改善。继续实施CO2辅助蒸汽吞吐，效果持续改善，增油2 381 t，油汽比提高0.05(表2)。

井组实施措施后，措施费用增加150万元，但措施后井组效果明显改善，措施首轮累增油3 191 t，创效益378万元；连续实施的第二轮累增油2 381 t，创效益244万元。

5 结论

(1)超稠油油藏中，非凝析气体CO2辅助蒸汽吞吐可有效补充地层能量，扩大蒸汽波及体积，有效降低原油粘度，是超稠油油藏中辅助蒸汽吞吐的最优非凝析气体。

(2)CO2辅助蒸汽吞吐应用于兴H3046-兴H2027井组后，改善了高轮井的开发效果，为油田高轮井的持续稳定开发提供有力保障。

[1] 张锐.稠油热采技术[M].石油工业出版社，1994：34-38.

[2] 李士伦，张正卿，冉新权.注气提高采收率技术[M].四川科学技术出版社，2001：24-28.

[3] 李兆敏，孙晓娜，鹿腾，等.二氧化碳在毛8块稠油油藏热采中的作用机理.特种油气藏[J]，2013，20(5)：122-124.

[4] 汤勇，尹鹏，汪勇，等.CO2混相驱的可行性评价[J]，西南石油大学学报(自然科学版)，2014，36(2)：133-138.

[5] 胡学军.Clive油田D3A高含水油藏注二氧化碳提高采收率数值模拟研究[D]，武汉：中国地质大学，2014.

[6] 李景梅.注CO2开发油藏气窜特征及影响因素研究.石油天然气学报[J]，2012，34(3)：153-156.

(编辑 王建年)

Steam huff and puff effect improved by non-condensable CO2gas

Jin Yueming

(PetroChinaLiaoheOilfieldCompany,Panjin124010,China)

The production problems in the late stage of cyclic steam stimulation are insufficient formation energy,limited producing radius,low steam sweep efficiency,well interference caused by reservoir heterogeneity,and so on.These problems have a great effect on the production of super heavy oil.According to the theoretical calculation and numerical simulation etc.,it was carried out study on the technical feasibility of steam huff and puff assisted by non-condensable CO2gas.The pilot results of well group indicated that the steam huff and puff effect was obviously improved by the technology,the cumulative incremental oil production was 3,191tons,and the increased income was 3.78 million RMB.The technology has a significant influence on improving the effect of cyclic steam stimulation and the oil recovery in the late stage of cyclic steam stimulation.

super heavy oil;non-condensable CO2gas;formation pressure;viscosity;saturation

2016-06-16；改回日期：2016-09-28。

靳月明(1981—)，工程师，现从事石油地质研究工作，电话：13842796863。E-mail：mingge0@163.com。

10.16181/j.cnki.fzyqc.2016.04.013

TE345

A