氮气二氧化碳辅助吞吐技术研究与应用

于光亮

【摘要】本文主要介绍了氮气二氧化碳辅助吞吐技术在高升油田的应用情况，该技术的成功实践对改善其它油田的蒸汽吞吐效果具有积极的影响。

【关键词】氮气 二氧化碳 蒸汽吞吐

1.区块概况

高升油区构造上位于辽河断陷西部凹陷西斜坡北段，投入开发高升、牛心坨两个油田14个开发单元7套含油层系，动用面积29.25平方公里，动用储量12552万吨， 标定采收率23.8%。其中热采区块投入开发8个单元，动用储量8512万吨，占全厂的68%。

2.存在问题

2.1随着吞吐轮次增加，地层压力下降，排水期变长，吞吐效果变差

高升油田属深层巨厚块状稠油油藏，经过三十多年的开发，已进入蒸汽吞吐开采后期，由于油层压力降低，油层大面积亏空，随着吞吐轮次的增加，地下存水量仍会增加，导致排水期进一步增长。

2.2油层吸汽不均，主体区域汽窜严重，影响油井正常生产

高二三区莲花油层是在下第三系沙河街组三段早期，在台安断裂西侧沉积的以近岸水下扇为主的半深～深水湖沉积物，物源来自于东部中央凸起，地层岩相为砂砾岩、砾状砂岩和含砾砂岩的组合，结构成熟度和成分成熟度均较低，地层沉积差异大，导致渗透率差异大。非均质性强导致油层吸汽不均，根据近几年吸汽剖面资料统计，吸汽差和不吸汽的地层厚度占总厚度的54.7%，油层动用严重不均。

针对上述问题，先后在热采区块实施了氮气二氧化碳辅助蒸汽吞吐技术，取得了较好的吞吐效果。

3.氮气二氧化碳辅助吞吐技术参数优化

3.1.1作用机理

（1）二氧化碳吞吐机理

①补充地层能量：液态CO2注入地层后，在地层温度的作用下，使原油体积膨胀10%-40%，提升孔隙压力，补充地层能量，提高了地层原油的流动能力。

②降低原油粘度：液态CO2在地层温度下快速气化，气化的CO2极易溶于原油，能够大幅度地降低原油密度及油水界面张力，改善了原油流动性，提高了原油采收率。

③改善储层渗透率：CO2溶解于水后，生成易溶于水的碳酸氢盐，酸解地层中的一部分杂质，提高油层的渗透性;另外， CO2返排的过程中，在压差作用下，部分游离气会对油层的堵塞物起到冲刷作用，可有效地疏通因二次污染造成的地层堵塞。

（2）氮气吞吐机理

①增强了原油流动性：先注氮气后跟进蒸汽，被原油捕集的压缩氮气受热膨胀聚集，使连续的油被小的氮气段塞分隔为段塞式油，原油的连续性被打破，流动形态发生改变，相互之间的作用力减小，原油流动性增加，有利于采出。

②扩大油层加热带：利用氮气具有渗透性好，膨胀系数大，非凝结性等特点，携带热量进入油层深部，加大蒸汽波及体积。

③提高回采水率：氮气和蒸气一起注入到油藏，在回采过程中，由于压力下降、气体膨胀，起助排作用，改善多周期的开发效果。

④补充底层能量：氮气不溶于水，较少溶于油，具有良好的膨胀性。可节省注汽量，弹性能量大，可局部提高地层压力。

（3）发泡剂

发泡剂能够在地层内发泡，起到封堵高渗透层的目的，稠油吞吐开发过程中常利用其调整油层纵向吸气不均的问题，改善储层动用部位，提升吞吐效果。

3.1.2施工参数优化

（1）液态CO2用量的设计优化

前期通过技术调研液态CO2设计范围在2-3t/m，通过现场对施工参数进行调整对比发现：直井CO2设计范围在2-3t/m可提升同周期产能，即使将用量提升至5t/m措施效果变化不大，用量一般在50-100吨之间;水平井由于井段较长，二氧化碳用量在直井基础上看提高一倍，用量在150-200吨之间。

（2）N2用量的设计优化

从同周期增油来看，随着注气量的增加，油井周期增油能力越好。直井：用量从5000m3/m逐步向下摸索，目前已摸索至2000m3/m，但当低于2500m3/m时，措施井增油效果基本没有或为负值，因此确定最低用量为2500m3/m;水平井：用量从1200m3/m逐步向下摸索，目前已摸索至500m3/m，措施效果仍旧能够得到保障。

（3）发泡剂用量优化：

按照药剂性能指标，浓度为0.3%即可，考虑到地层稀释作用，将药剂浓度提升至0.5%，一般注汽量在2000-3000吨，药剂用量一般在10-15吨。非均质性较强的井或汽窜井为提高调剖封窜效果，用量适当增加5-10吨。

从措施前后同周期油井生产能力及注压力变化来看，药剂具有一定的调剖封堵能力，油层越厚，增油效果越好。

4.现场实施情况及效果

通过开展高升油田稠油热采区块氮气二氧化碳辅助吞吐技术研究与应用，在2018年有针对性地实施5井次，实施后油井吞吐效果明显改善，注气压力较上轮平均提升1.4MPa，排水期平均减少12d，累积增油3743t。

5.效益分析

5.1社会效益

2018年开展高升油田稠油热采区块氮气二氧化碳辅助吞吐技术研究與应用，能有效解决稠油区块汽窜严重、排水期长、原油粘度高、注汽后出砂严重的问题。有助于改善高升油田稠油区块的原油生产，提高了区块的动用程度，改善了开发效果，为热采区块的高效稳产提供了有力的技术支持。

5.2经济效益

2018年共5井次，使用资金137.7×104元，累计增油0.3743×104t，创造经济效益536.9×104元，投入产出比1：3.9，创造了良好的经济效益。

6.结论

（1）通过对氮气二氧化碳辅助吞吐技术的优化，进一步提升了技术适应性，改善了油井的吞吐效果。

（2）通过实施氮气二氧化碳辅助吞吐技术，有效抑制了井间汽窜，大幅降低了吞吐油井的排水期，提高了油井周期产油量。

（3）稠油热采区块氮气二氧化碳辅助吞吐技术的成功应用，为改善区块开发效果提供了新的技术手段。