适度注气在稠油热采中的优化——以渤海油田A油藏为例

林 涛，孙永涛，孙玉豹，宋宏志，刘海涛，李田靓

（中海油田服务股份有限公司油田生产研究院，天津塘沽 300459）

中国渤海油田原油黏度大于350 mPa·s的稠油储量丰富，常规开发方式油井产能低、采油速度慢、采收率低。热采作为目前非常规稠油开发的主要技术工艺，已在国内外稠油开发中广泛应用，形成了蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油（SAGD）、火烧油层等一系列技术[1]。注气在热采工艺中被广泛应用，向稠油油藏中注入蒸汽的同时，注入N2、CO2或烟道气等气体，可以提高蒸汽的波及体积，补充地层能量，改善稠油蒸汽吞吐后期的开发效果。其机理是注入的气体可进一步降低稠油黏度和产生溶解气驱而提高稠油采收率，附加的气驱能使原油产量增加，但在气体或蒸汽突破后，气体对原油增产将不再起作用[2]。

自2008年以来，稠油热采技术逐步在海上油田开展试验应用，目前主要以多元热流体吞吐热采为主。多元热流体热采技术是一种新型热采技术，符合当前热采技术的发展趋势，通过燃烧产生高温高压的水蒸汽、CO2及 N2等混合气体，具气体混相驱（N2驱、CO2驱）和热力采油（蒸汽吞吐、蒸汽驱）的特点[3–8]。经过多年的热采试验，目前大部分热采井已经进入多轮次吞吐热采阶段。海上稠油油田多具有储层高孔高渗、隔层不发育、层间渗透率差异大等特点，注入热流体时受蒸汽/气体超覆的影响，气体容易沿高渗透条带突进。当井间高渗透条带被气体连通后，就会出现井间气窜干扰现象，影响邻井的正常生产，也降低本井的吞吐效果。本文通过实验研究探索了适度注气在热采工艺中的应用，即优化气体注入量，使得气体对于稠油油藏增产的作用最大，同时又不突破限值导致气窜。

1 气体在稠油油藏的存在方式

在稠油油藏热力开采中，采用注热工艺同时辅助注入气体的做法在各油田被广泛应用，气体辅助热采的有益作用主要包括气体的溶解降黏、提高波及体积、增能保压、重力驱和提高热效率等。稠油油藏中气体的存量受溶解、吸附和扩散三方面的影响，由于其作用不同，气体在稠油油藏中的存在方式也不同，主要有以下三种方式：

（1）气体溶解在稠油中。由于受不同压力、温度的影响，不同气体组分在原油中的溶解度不同。

（2）气体在多孔介质中吸附。烃类气体的吸附与储层孔隙结构、表面粗糙度、气体的性质以及温度、压力等因素相关[9–11]。

（3）气体的扩散在孔道内的传输形式主要有努森扩散、主体扩散、表面扩散和黏性流 4类[12]。由于气体具有压缩性、膨胀性、小热容、低黏度等特点，气体在稠油油藏中的扩散作用主要表现在两个方面：一是可以扩大波及半径，提高热利用率；二是气体在高孔高渗油藏中扩散很快，会导致气窜从而影响生产。

2 气体在稠油油藏的存量研究

2.1 管式模型物理模拟实验

为了探索热采过程中气体在稠油油藏中的运移变化方式，以及在不同气水比的条件下，注入气体量与气体窜流的关系，同时探索气体窜流对稠油开采效果的影响，开展了管式模型物理模拟实验研究。

2.1.1 实验条件

实验用水按渤海油田A油藏地层水离子组成配制（表1），水型为NaHCO3型。

表1 实验用模拟地层水离子组成

实验用油为渤海油田 A油藏原油，实验温度56 ℃。

例题 硝酸工业尾气中氮的氧化物(NO、NO2)是主要的大气污染物之一。可用以下方法进行治理,其主要原理可表示如下:

实验模型采用人工填砂模型，模型尺寸为 25 mm×150 mm。

实验用气体为CO2和N2，气体样品为钢瓶装压缩气体，CO2纯度99.9%，N2纯度99.5%。

实验设备采用热采多功能驱替模拟设备，由恒温箱、蒸汽注入系统、气体注入系统、液体注入系统（注入泵、储液中间容器等）、填砂模型、回压控制系统、温度计量、流量计量系统（包括气体流量计量、液体流量计量等）、数据采集控制系统等组成。

2.1.2 实验步骤

首先按照渤海油田A油藏特性填制岩心模型，然后模型出口连接真空泵，进行抽真空，直至模型内压力降至1 kPa以下；之后在恒温箱内升温至油藏模拟温度 56 ℃，进行饱和水，记录相关数据并计算孔隙度；恒温箱内放置12 h以上，再以恒定的速率用实验原油驱替岩心中的饱和水，直到岩心两端的压差平稳，建立束缚水饱和度（原始含油饱和度）[13]，记录相关数据；最后按照实验方案，采用恒速法注入气体和水，并记录时间、气体量、油水量、压力等相关数据。

2.1.3 实验方案

通过注入不同的气水比（9︰24、1︰0、4︰1），研究注入不同气体量条件下模型采出端见气时间及最终驱油效率的差异。

在基本物性相同的条件下，通过对见气时间和注入气体的总量进行分析，当气水比为1︰0时，即只有气体注入，没有其他流体注入时，在注入气体量为 0.12 PV时，采出端见气；当气水比为 9︰24和 4︰1时，采出端见气时的注入气体量分别为0.15PV和0.17 PV（表2）。当有气体与液体共同存在于多孔介质时，气体的溶解、扩散受到影响，其复合作用对于原油的驱动明显增加，表现为见气阶段 的驱油效率大幅度增加，最终驱油效率也明显提升。

表2 注入不同气体量驱替实验结果

2.2 大型物理模拟实验

为了进一步验证管式模型实验得到的结果，利用自主研发设计的大型三维高温高压物理模拟实验装置系统进行模拟研究。

模拟实验的整套系统包括模型系统、高压舱系统、数据采集处理系统、自动控制系统、采出计量系统及辅助系统等。物理模型为人工填制模型，以行业标准《注蒸汽采油高温高压三维比例物理模拟实验技术要求》为基础，并考虑温度损失进行了相应修订，模型模拟的是渤海油田A油藏的实际井网，采用的井网是一注四采，均采用水平井开采，实验所用的油、水、气要求均与文中管式模型物理模拟实验要求一致，注入流体温度200 ℃，原型参数和模型参数对应的情况如表3所示。

表3 原型参数和模型参数对比

模型采用一口注入井四口采出井的反五点井网（图1），注入井位于四口采出井的中部，模型表面覆涂高温密封脂进行密封。实验方法参考行业标准执行，实验方案为先开展蒸汽驱0.55 PV，然后注入0.15 PV的氮气后再注入蒸汽。

图1 井网分布示意图

实验结果表明，在注入蒸汽阶段，当注入量为0.55 PV时采收率达到11.07%，由于该方案的布井均在一个平面上，主要以平面波及为主，在蒸汽注入量达0.40 PV后驱油效率即达到稳定；注入氮气后，驱油效率缓慢上升，主要是由于气体的上浮作用和增能作用增加了蒸汽对模型顶部原油的动用程度，降低了采出液含水率，但当注氮气量达到 0.14 PV时，采出井B1井见气，这与前期管式模型得到的结果基本一致。

3 现场试验井理论计算

结合渤海油田多元热流体热采的实际情况，对实验结果进行验证。选取渤海油田A油藏热采井A–1井和 A–2井进行计算，这两口井都在注热期间出现了气窜，致使邻井见气，通过油藏工程计算，邻井见气时注入的气体量均大于 0.12 PV（表4）。

分析认为，当注入气体量超过稠油溶解和介质吸附的气体量阀值时采出井即见气，渤海油田A油藏的这个气体量阀值为0.12 PV。

表4 现场试验井的见气情况分析

4 结论

（1）通过室内实验研究表明，在稠油油藏热采时注入气体，当注入气体量超过稠油溶解和介质吸附的气体量时采出井即见气，一维岩心驱替实验、大型三维物理模拟实验和现场试验井的理论计算的结果均表明，注入气体量大于0.12 PV时采出端见气。

该研究成果虽具有一定的局限性，但可为注气优化和提前气窜防治等提供实验数据，也可为油藏和工艺方案的设计提供重要依据。