浅薄层稠油水平井混合气与助排剂辅助蒸汽吞吐研究

卢 川 刘慧卿 卢克勤 孟 威 佟 琳 郭 睿

（1.中国石油大学石油工程教育部重点实验室，北京 102249；2.中国石油华北油田分公司，河北任丘 062552；3.中国石油大庆油田分公司，黑龙江大庆 163712）

近年来，水平井蒸汽吞吐技术逐渐成为浅薄层稠油油藏热力开采的重要方式［1-3］。但在应用过程中，由于浅薄层稠油油藏埋藏浅，地层压力低，水平井蒸汽吞吐过程中排液能力受限；加之受到储层及流体物性差异的影响，蒸汽超覆以及蒸汽沿高渗层的窜流现象频发，并成为水平井蒸汽吞吐有效开发的重要制约因素［4-5］。混合气（CO2与N2的混合气体）与助排剂辅助水平井蒸汽吞吐技术是一项改善稠油油藏注蒸汽开发效果的新技术。通过蒸汽与混合气以及助排剂的复合协同作用，从封堵调剖、提高排采能力等多方面改善水平井蒸汽吞吐效果。笔者以实际浅薄层稠油区块为例，基于物理模拟实验和数值模拟方法，在论证水平井混合气与助排剂辅助吞吐开采效果的基础上，考虑实际油藏的地质约束条件，确定了该技术应用的地质界限并优化了注气参数，为现场应用提供理论依据。

1 混合气与助排剂辅助吞吐实验研究

在现有实验条件下较难利用相似模型模拟水平井混合气与助排剂辅助蒸汽吞吐的开采过程，因此利用一维填砂管模拟实验评价混合气与助排剂的驱油效率和封堵能力。所用混合气为烟道气，由88%N2和12%CO2组成。实验所用原油在油藏温度下脱气黏度659 mPa·s；填砂管长30 cm，直径2.5 cm，基本物性参数如表1 和表2 所示。

表1 驱替实验所用填砂管物性参数

表2 封堵实验所用填砂管物性参数

单管驱油效率对比实验设计方案及注入参数如表3 所示。驱替过程中，辅剂与蒸汽保持连续注入状态，当含水率达98%时停止实验。进行双管封堵对比实验时，蒸汽驱至高渗管高含水（含水率达90%）后，注入0.2 PV 辅剂段塞，随后继续进行蒸汽驱，直至高渗管含水98%，停止实验。在实验过程中，蒸汽注入温度为250 ℃，注入速率为2 mL/min。

表3 单管驱替实验不同注入方式注入参数设计 mL/min

由单管驱油效率实验结果（图1）可知，在相同注入PV 条件下，蒸汽混合气助排剂驱比纯蒸汽驱、蒸汽助排剂驱、蒸汽氮气助排剂驱的驱油效率分别高出16.2%、11.0%和8.0%。此外，由双管封堵驱替实验（图2）可以看出，混合气与助排剂协同作用所产生的泡沫具有较强的封堵能力，有效封堵高渗管的蒸汽窜流，调整产液剖面。与此同时，助排剂可以降低油水界面张力，增强洗油效果。

图1 单管不同注入流体驱油效率对比

图2 双管不同注入流体封堵驱替能力对比

2 数值模拟研究

吉林油田某浅薄层稠油区块油藏埋深400～500 m，平均有效厚度7.5 m，孔隙度20%～25%，渗透率20～1 000 mD。考虑水平井混合气助排剂辅助蒸汽吞吐技术的应用受研究区块地质因素的影响，利用CMG-STARTS 模块，在统计分析目标区块油藏地质及流体参数的基础上建立数值模型，明确混合气助排剂辅助水平井蒸汽吞吐在目标区块的地质界限，并以此为基础，对注入参数进行优化设计。

2.1 地质界限的确定

选取原油黏度、储层有效厚度、孔隙度、渗透率、非均质性为参评因素，以采出程度为目标值，利用正交设计［7］进行敏感性分析，最终确定影响目标区水平井混合气助排剂辅助蒸汽吞吐效果的主要参数是储层有效厚度和渗透率。

参考混合气助排剂的注入成本，结合实时油价，定义弥补混合气助排剂成本所需要的最低增油量为临界增油量，小于该增油量的地质条件就不适用水平井混合气助排剂辅助蒸汽吞吐技术。以临界增油量为评判标准，通过定有效厚度计算临界渗透率和定渗透率计算临界有效厚度2 种方式来进行地质界限的标定。定有效厚度时，其取值分别为2、4、6、8、10 m；定渗透率时，其取值分别为100、150、200、300、500、700、1 000 mD。以上模拟过程中，设定水平井水平段长200 m，第1 轮次蒸汽吞吐1 a，注汽15 d，焖井3 d，注汽强度为8 t/m，注汽温度250 ℃，蒸汽干度0.54。第2 轮次蒸汽吞吐注汽强度递增12%，混合气注入量4 000 m3/d，发泡剂质量分数0.5%。计算得到目标区块的临界地质参数如图3 所示。可以看出，有效厚度越大，对临界渗透率的要求越低；同理，渗透率越低，所对应的临界有效厚度应越大。

图3 目标区块地质界限图

2.2 混注比优化

在明确地质界限的基础上，以极限油汽比0.12条件下的采出程度为评价依据，计算得到不同渗透率和有效厚度组合下的最佳混注比（混合气与蒸汽之比）。模拟过程中选取上述7 个不同渗透率值以及5 个有效厚度值，构成35 组不同渗透率与有效厚度组合。针对各个组合，试算不同混合气注入量条件下达极限油气比时的采出程度，最终得到不同组合条件下的最优混注比，并绘制图版（图4）。模拟中注汽速度为150 t/d，发泡剂质量分数为0.5%。经过多次试算，混合气注入量变化取值范围为900～5 900 m3/d。

图4 不同渗透率与有效厚度组合下的最优混注比

从图4 可以看出，在相同有效厚度下，随渗透率增加，最优混注比呈对数式增加，即在注汽速度一定的条件下，渗透率越大，获得最大采出程度的混注比越大，但增大趋势逐渐变缓。在渗透率一定时，最优混注比随有效厚度的增加而增大。适合目标区块有效厚度范围在2～10 m 的最优混注比为7～40。

2.3 注汽强度优化

水平井注汽强度越大，周期采出程度越高［6］。在最佳混注比优化基础上，设计注汽强度范围6～13 t/m，渗透率和有效厚度的取值和组合方式与混注比优化时相同。模拟过程中，注汽温度250 ℃，发泡剂质量分数0.5%。模拟结果如图5。

图5 不同渗透率与有效厚度组合下的最优注汽强度

同一有效厚度下，最优注汽强度随渗透率的增大呈现出先增加后减小的趋势。当渗透率小于300 mD 时，由于流体的渗流能力受限，注入蒸汽的热损失随有效厚度的增大而增加，此时应选取较高的注汽强度以降低热损失，扩大蒸汽的有效波及范围。但当渗透率大于500 mD 后，随有效厚度增加，蒸汽的超覆作用愈加明显，且在较高渗透率下，蒸汽在储层中的运移能力增强，由流度差异造成的蒸汽窜流进一步加剧，此时最优注汽强度逐渐降低。

2.4 混合气助排剂注入量优化

混合气中的氮气压缩系数大，导热能力低，而CO2溶于稠油后可降低原油黏度，使原油体积膨胀。二者与助排剂综合作用可形成稳定泡沫，封堵高渗透地层［7-9］。因此，混合气助排剂的注入量大小直接影响水平井蒸汽吞吐的增产效果。

渗透率和有效厚度的取值依然与混注比优化时的相同。模拟过程中，注汽温度250 ℃，发泡剂质量分数0.5%。计算结果如图6 所示。

图6 不同渗透率与有效厚度组合下 最优混合气助排剂注入量

有效厚度一定的条件下，渗透率越大，吞吐阶段蒸汽的窜流越明显，形成的窜通体积越大［10］，混合气助排剂的注入量必须满足一定值以形成稳定的泡沫来对窜流通道实施有效封堵。因此，最优混合气助排剂注入量随渗透率的增大而增加。同一渗透率条件下，最优混合气助排剂注入量随有效厚度的增大而增加。但2 种条件下注入量的增加幅度均逐渐趋缓。适合目标区块有效厚度范围在2～10 m，渗透率范围在100～1 000 mD 的油藏其最优混合气助排剂注入量变化范围为（0.16～11.22）×104t。

3 矿场应用

目标区块在水平井蒸汽吞吐生产过程中暴露出注汽分配不均、热利用率低等问题。其中2口水平井，FP107 井蒸汽吞吐基本无效，FP124 井平均日产油仅0.4 t，蒸汽吞吐效果较差。因此，选取这2 口水平井进行混合气助排剂辅助水平井蒸汽吞吐矿场试验。2 口井砂岩厚度6～8 m，有效厚度2.7～6.7 m，渗透率125～500 mD，实钻水平段长度分别为196 m 和173 m。在第2 周期采用蒸汽、混合气与助排剂段塞注入方式辅助蒸汽吞吐。根据研究结果及现场实际，试验设计第2 周期FP107 井注汽强度7.7 t/m，累注汽1 500 t，混合气与助排剂注入量3 t；FP124 井注汽强度11.4 t/m，累注汽1 970 t，混合气与助排剂注入量6 t。从试验结果看，第2 周期FP107 井累产液3 982.7 t，累产油973.2 t，平均日产油1.4 t，有效天数685 d。FP124井累产液1 959.4 t，累产油651.8 t，平均日产油7.1 t，有效天数达92 d。混合气助排剂辅助蒸汽吞吐技术获得了比较好的增油效果。

4 结论

（1）物理模拟试验研究结果表明，混合气助排剂辅助蒸汽驱的驱油效率和封堵分流能力均优于纯蒸汽驱、蒸汽助排剂驱和蒸汽氮气助排剂驱。

（2）利用数值模拟方法，以临界增油量为判别标准，对研究区块适用于水平井混合气助排剂辅助蒸汽吞吐技术的地质条件进行限定，并在考虑地质界限的基础上，通过设置不同的渗透率和有效厚度组合，得到适合于研究区块的混注比、注汽强度和混注剂注入量优化图版。

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