薄层稠油油藏水平井氮气辅助蒸汽吞吐可行性研究——以哥伦比亚CAP油田B2井区为例

田鸿照

(中国石油长城钻探工程有限公司地质研究院,辽宁盘锦 124010)

目前，氮气辅助蒸汽吞吐工艺在辽河、胜利、新疆、大庆等稠油区块都有应用，并取得了较好的开发效果，是一种改善蒸汽吞吐效果的有效方法[1-6]。矿场试验及室内研究表明[7-10]，氮气辅助蒸汽吞吐的机理主要有：利用氮气的隔热作用降低井筒中的热损失，提高井底蒸汽干度；提高局部地层压力补充能量，延长吞吐周期；氮气的高膨胀性可扩大蒸汽加热半径，增加蒸汽的波及体积，附加的弹性气驱能量起到助排作用；氮气在地层条件下会产生一定数量的气泡，有助于封堵高渗透层，使蒸汽转向低渗层未驱替带，起到调剖作用。

然而，氮气辅助蒸汽吞吐工艺较多地应用于直井，应用于水平井的实例还很少，特别是针对水平井开发薄层稠油油藏，还有待于进一步探讨。因此，本文从氮气辅助蒸汽吞吐改善开发效果的机理出发，以哥伦比亚CAP油田B2井区薄层稠油油藏为研究对象，应用数值模拟研究水平井氮气辅助蒸汽吞吐的可行性。

1 油藏概况

CAP油田B2井区为一受北东-南西向逆断层控制的断背斜，内部断层不发育，主要含油层系为Mirador-A层，储层岩性为砂岩，平均孔隙度为21.5%，平均渗透率为3 500×10-3μm2。油层埋深为560～630 m，油层厚度为5～10 m，油藏原始地层压力为8.6 MPa，油藏温度为60 ℃，含油饱和度为74.5%，50 ℃地面脱气原油粘度为8 130 mPa·s，原油密度(20℃)为0.981 g/cm3。

2 模型的建立

根据CAP油田B2井区地质模型的粗化结果，应用CMG软件的前处理模块Builder建立数值模拟模型，在历史拟合的基础上，选取一个井组(3口水平井)作为研究对象，角点网格划分x×y×z=30×33×7，平面上x方向网格步长为20 m，y方向近井地带网格步长为5～10 m，远井地带为20 m，纵向网格步长为1.0～1.5 m。应用STARS热采模块进行数值模拟优化。水平井位于油层的下部，水平井长度为400 m，排距150 m，最大注汽速度250 t/d，蒸汽温度为300 ℃，井底蒸汽干度为0.55，焖井时间为5 d，定液生产，最大产液量为70 m3/d，吞吐8个周期，周期生产时间为180 d。

3 注氮参数优选及效果预测

3.1 注氮参数优选

3.1.1 混注比

为了确定注氮量，模拟了不同比例下氮气与蒸汽的开发效果，如表1所示。计算结果表明，随着混注比的增加，氮气注入量增加，使得油藏和地层流体的压力补充增大，氮气产生的抽提和驱替作用就越大，波及范围就越广，原油产量也就增加，但是增加的程度并不成比例上升。由于油藏边界和其自身的压力系统对吞吐的范围具有一定的限制，当混注比大于40∶1后，增油效果趋缓。考虑油汽比的增幅及油氮比的降幅，推荐最优的混注比为40∶1。

表1 不同混注比下开发效果对比

3.1.2 注氮时机

由于注氮气影响到地层的吸汽能力，对于尚未动用的新油层，不宜注氮气，这就需要对注氮时机进行研究。对于不同的油藏，最佳注气时机不同，模拟了在吞吐的初期、中期、后期，即第2、4、6三个不同周期下注氮开发效果。如表2所示，蒸汽吞吐早期，加热半径增加幅度大，地层能量充足，注氮增油量较少，开发效果较差；蒸汽吞吐中后期，加热半径增加幅度降低，地层能量不足，可充分发挥氮气的增油作用，扩大蒸汽的波及体积，此时注氮可获得较好的开发效果。推荐最优注氮时机是在蒸汽吞吐的中后期(第4周期以后)。

表2 不同注氮时机下开发效果对比

3.1.3 注氮方式

在蒸汽加氮气作业中，注入方式的不同获得的开发效果也不同。模拟了5种注入方式，如表3所示。使用混注的方式比段塞注入获得的开发效果好，大段塞注入比小段塞注入获得的开发效果好。这是由于在生产几个周期以后，地层亏空体积变大，吸汽能力变好，且水平井与油层接触面积大，氮气与蒸汽能充分混合，渗入地层深部，从而起到很好的增产作用。推荐最优的注氮方式为混注。

3.1.4 注氮速度

表3 不同注氮方式下开发效果对比

在设备允许的情况下，氮气注入速度越高，越容易产生较高的注入压力，使氮气和蒸汽越容易深入到油藏的内部，接触到更多的原油，周期产油量就越高，但增加的幅度不大，如表4所示。由于氮气的注入速度是在油藏允许的注入压力下实现的，且受现场制氮设备的限制，确定最优的注氮速度为8 000 m3/d。

3.2 效果预测及经济分析

考虑到该油田水平井的钻井费用、施工环境、作业难度以及维持较高的经济效益等因素，其油汽比应在0.3以上，因此在蒸汽吞吐的后期，即第7周期开始注氮，以延长蒸汽吞吐的周期，改善蒸汽吞吐的开发效果。从表5中可以看出，注氮气后与注氮气前相比，周期生产时间明显延长，周期产油量、油汽比等指标明显好转，效果非常显著。而且，从不同油价下计算的经济极限产量看(表6)，注氮两个周期的累产油为13 155 t，远高于经济极限产油量，若油价按3900元/ t计算，则产出投入比为4.54∶1。

表4 不同注氮速度下开发效果对比

表5 单注蒸汽与混注方式下开发效果对比

表6 不同油价下的经济极限产油量计算

4 结论

(1)数值模拟研究认为，在薄层稠油油藏水平井蒸汽吞吐开采后期达到经济极限后，注氮气是改善其开发效果的有效途径，具有较好的可行性。

(2)对于薄层稠油油藏进行水平井氮气辅助蒸汽吞吐时，其优选的参数为：混注比为40∶1，注氮时机在吞吐的中后期，注氮方式为氮气+蒸汽混注，注氮速度为8 000 m3/d。

(3)氮气辅助蒸汽吞吐增油效果显著，产出投入比高，经济效益显著，具有良好的应用前景。

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