稠油注空气辅助蒸汽吞吐机理认识与实践

郎 宝 山

（中油辽河油田公司， 辽宁 盘锦 124109）

注空气开采技术已经在国外多种油藏和各种地质条件下得到了成功应用, 与热力采油和化学采油技术相比, 注空气技术在操作成本、采收率、经济效益以及对环境的影响方面具有明显优势[1,2]，且通过爆炸极限研究，明确了临界氧含量，有效保障了现场安全[3-5]，已被证明是一种很有发展前景的新技术。注空气采油既可以用于轻质油藏，又可用于重度的油藏。注空气采油技术在轻质油藏应用较多，在大庆、胜利、吐哈、中原等油田均进行了注空气及空气泡沫驱相关的研究[6-9]；国外稠油注空气采油主要是指的高温注空气，例如罗马尼亚的 Suplacu Barcau油藏、加拿大的Wolf Lake油田；近年来，辽河油田、渤海油田进行了稠油低注空气催化氧化采油的相关研究试验[10,11]，主要是从降粘角度行相关研究[12]，或是在蒸汽驱开发方式下应用[13]，对蒸汽吞吐开发方式下注空气采油技术的相关研究较少。

中国稠油资源丰富，稠油开发方式主要以蒸汽吞吐、蒸汽驱等为主要。稠油蒸汽吞吐降压开发方式，决定了开发中后期必然存在地层压力降低、产量递减加剧、开采成本升等问题。以辽河曙光稠油油田为例：平均吞吐周期 13周期，稠油压力系数0.11，目前48.6%油井周期油汽比低于0.3，平均只有0.13，低产低效矛盾突出。为了解决稠油低产低效矛盾，在国内尝试应用CO2和N2补充地层能量，获得成功，稠油开发效果得到改善。但受气源紧缺或成本因素限制，实施觃模受到限制。

受注氮气采油技术启发，进行稠油注空气辅助蒸汽吞吐技术研究，幵应用研究成果指导现场试验，逐步加大矿场试验觃模，累计试验192井次，周期同期对比，增产原油4.19万t，蒸汽吞吐效果得到改善。

1 机理认识

稠油注空气辅助蒸汽吞吐是在注蒸汽前，注入常温空气，通过空气中氧气与原油氧化反应，消耗氧气，产生少量的CO2，生成以N2为主要成分的烟道气，起到增压、驱油助排、降粘等作用。

为了探索增产机理，通过模拟注空气辅助蒸汽吞吐采油过程进行物理模拟实验，考察两种吞吐方式采油速度、采水速度、油汽比、回采水率和阶段采收率变化，幵结合数学模型，分析注空气增产机理。幵通过静态反应釜实验，考察催化剂对氧气消耗的效果。

试验结果表明：注空气对改善蒸汽吞吐开采效果明显。周期产油量平均上升了 42.7%、产水率平均降低了 5.4%、回采水率平均提高了 8.9%，采油速度平均提高了0.7 L/min、油汽比上升了0. 139、阶段采收率最高提高6.8%。

通过注空气，模型压力降低幅度明显减缓，见图1。

图1 实验模型压力变化趋势图Fig.1 The experimental model of the pressure change trend

根据辽河油田稠油油藏地质特征，建立了50×40×25个网格的均质油藏地质模型，建立了沥青质、胶质、轻质组分、焦炭、O2、CO和 N2七个拟组分的PVT模型。

应用计算结果，幵结合物理模拟实验结果，分析注空气辅助蒸汽吞吐作用机理主要有：

1.1 加热降粘作用

低温氧化反应为放热热反应，理论计算结果表明，稠油低温氧化反应热一般为30～100 kJ/molO2，曙光杜 84块稠油氧化反应放出的热量为 45 kJ/molO2。空气中10×104Nm3O2在3 MPa条件下,经过氧化反应放出的热量相当于73.0 t 234 ℃、干度0.5蒸汽的热量，具有辅助热降粘作用。

1.2 气体溶解降粘作用

在不同温度和压力条件下，测试饱和N2和烟气(14% CO2+ 86% N2)稠油的粘度，实验结果表明100℃条件下，饱和烟气(14% CO2+ 86% N2)可使杜84超稠油粘度降低10%～15%，具有一定的气体溶解降粘作用。

1.3 重力驱替作用

N2在一定温度、压力条件下以气态存在，重力驱替作用力为正值，重力作用使气体向上“浮动”，使稠油向下“驱动”。由于 N2密度较低，其重力驱替作用明显，达到0.005 9 MPa，室内高压驱替实验中，驱替压差为0.2～1.0 MPa，重力驱替作用为压力驱替作用的 2.74%，在油藏压力较低时，具有辅助重力驱替作用。

1.4 气体增压作用

气体分压作用，可使5 MPa油藏压力提高5%左右，1 MPa油藏压力提高50%～100%；

1.5 催化剂加速氧气消耗

用曙光油田杜 80兴隆台油样进行高温反应釜静态实验，考察催化剂加速氧消耗的效果。

实验条件：反应时间24 h，反应温度200 ℃，注空气压力0.8 MPa，用水量50%(m)，进行催化剂氧化实验。加入不同量催化剂，氧含量消耗速度量明显加快。不加催化剂剩余氧含量 17%，加入0.05%(m)催化剂，剩余氧含量 9.53%，氧气消耗率提高了41.4%，

观察实验中反应时间对催化氧化效果的影响，当反应120 h后，氧气含量下降到10%以下。反应240 h后，氧气基本全部消耗掉。

2 矿场应用试验

2008年以来，先后在曙光油田杜80兴隆台6个区块应用192井次，现场未发生安全事故，措施有效的改善了高轮次井吞吐效果。

2.1 施工工艺

2.1.1 注入工艺

通常采用先注入催化剂及助剂，再注入空气、蒸汽的注入工艺；现场考虑到为提高油井的利用时率，也可采取先注入催化剂及助剂、同时注空气和蒸汽的方式。

针对部分油井射孔井段较长，射开井段层间差异较大的实际情况，现场配套了选层注空气管柱，一次管柱实现选层注空气及蒸汽，更有针对性的补充地层能量，提高措施效果。

2.1.2 注入参数

根据室内实验结果设计注入参数，其中催化剂用量要保证注入120 h后氧含量消耗到安全范围内，一般10 000 Nm3空气对应催化剂用量为0.2～0.3 t；空气的注入量一般为每100 t蒸汽对应6 000～6 500 Nm3空气，蒸汽量按正常注入强度设计。

2.2 区块选择条件

结合室内实验结果和试验效果，总结归纳出适合曙光油田稠油开发的技术适用条件（表1）。

2.3 现场监测

产出气氧含量是重要的安全控制点，科学合理制定氧含量制定氧含量检测制度，是保障试验顺利进行的关键。

表1 曙光油田注空气采油技术适用标准Table 1 The air injection technology applicable standards in Shuguang oil field

范围确定：汽窜井和措施井300米内的同层位邻井；

监测时间确定：依据室内实验结果，反应达到120 h，氧含量降低到6.47%，在安全范围内，现场监测延长到到 30 d，具体要求见表2。

表2 监测时间与氧含量对应表Table 2 Monitoring the time corresponding to oxygen content in the exhaust gas

当监测井需要作业、测试、改流程时，需要连续4 h无氧气，方可实施；

当措施井放喷时氧含量超过 3%时继续焖井，下泵生产后，继续监测30 d。

现场试验中含氧量安全极限暂定为 5%。相关监测达到 5%,关井，套管注氮气，同时对采油站储液罐、相关集输系统进行氧含量监测。

2.4 矿场应用效果分析

2008年以来，先后在曙光油田杜80兴隆台6个区块应用192井次，累注空气2 460×104Nm3。周期同期对比，阶段有效率 71.8%，阶段日产能力、阶段油 汽比上升，综合含水下降，增产效果明显，增产原油4.19万t，累计投入措施费2 875.8万元，获经济效益达1.05亿元，投入产出比1∶4.66，为稠油蒸汽吞吐开发提供了坚实的技术保障。具体措施效果见表3。

2.4.1 地层压力回升

统计2008年以来实施的192井次， 通过注空气后，地层能量得到不同程度的补充，具体表现为集中实施区域地层压力上升，如杜80-36-60井区，累注空气182×104Nm3，地层压力由0.874 MPa上升到1.9 MPa；杜80-14-62井区，累注空气48.7×104Nm3，地层压力由0.613 MPa上升到0.925 MPa。措施后单井注汽压力普遍上升，注汽压力由上周期的12.1 MPa平均上升到本周期的12.8 MPa，提高了0.7 MPa，注汽压力提高有利于改善了油层纵向动用程度及扩大了平面的加热范围，对改善吞吐效果具有重要作用。

表3 曙光油田注空气采油技术适用标准Table 3 Test results of air injection production technology in Shuguang oilfield

2.4.2 周期产油量增加

周期结束102井次，其中可对比96井次，阶段产油由上周期的309 t上升到本周期的615 t，平均单井阶段增产原油306 t。周期未结束90口井，同期对比阶段产油从上周期的289 t上升到本周期的418 t，平均单井阶段增产原油129 t。

2.4.3 平均日产能力上升

周期结束井周期平均日产油由上周期的 2.4 t上升到本周期的3.2 t，平均上升0.8 t；周期未结束井同期对比，阶段平均日产油由上周期的2.7 t上升到本周期的3.9 t，平均上升1.2 t，目前平均生产时间107 d。

2.5 阶段油汽比上升

周期结束井周期油汽比由上周期的0.14上升到本周期的0.29，上升了0,15；周期未结束井同期对比，阶段油汽比由上周期的 0.13上升到本周期的0.19，上升了0.06。

2.6 阶段综合含水下降

空气的调剖、堵水作用，使油井综合含水下降，周期结束井含水由上周期的 67%下降到本周期的57%，平均下降了10个百分点；周期未结束井含水由上周期的61%下降到本周期的51%，平均也下降了10个百分点。

2.7 阶段采注比提高

周期结束井采注比由上周期的0.44提高到本周期的0.67，提高了0.23；周期未结束井阶段采注比由上周期的0.34提高到本周期的0.40，提高了0.06。

2.8 排水期呈缩短趋势

统计排水期结束的井124井次，其中排水期缩短72井次，没变化23井次，延长的29井次。平均排水期缩短11.5 d，排水期缩短提高了油井开井时率。

3 结束语

（1）研究表明注空气辅助蒸汽吞吐，明显具有增压助排作用，可大幅提高采油、采水速度，提高了油汽比、回采水率和阶段采收率。注空气辅助蒸汽吞吐同时还具有加热降粘、气体溶解降粘、重力驱替等辅助作用，有利于改善油井蒸汽吞吐效果，提高稠油蒸汽吞吐开发水平。

（2）注空气辅助蒸汽吞吐试验表明：该技术有效率高，增产幅度大。高轮次蒸汽吞吐油井实施该技术后周期产量增加300 t以上，降低综合含水效果、提高采注比明显。

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