非烃类气体采油技术在互层状超稠油开发实践与应用

刘如杰.

(中国石油辽河油田分公司，辽宁盘锦 124010)

曙光油田曙一区超稠油主体区域(杜84兴隆台)井网在2005年左右已基本部署完毕，2006年开始逐步向杜813块、杜212块、杜80块等兴隆台等边部互层状超稠油试验区块延展，2012年边部井网基本部署完善。受油藏发育影响，互层状超稠油开发过程中存在注汽压力高、纵向动用不均、地层压降快等诸多矛盾，影响整体开发效果。通过实施氮气+蒸汽、二氧化碳+蒸汽、空气+蒸汽气体采油技术，发挥非烃类气体弹性能量大、导热系数低特性，达到降低原油黏度、增加驱动能、减少热损失作用，取得了显著增油效果。通过对2010—2017年超稠油306口非烃类辅助吞吐油井效果分析，对不同气体介质适用的油藏类型、施工工艺及措施效果进行分析，得出蒸汽+二氧化碳辅助吞吐对降低原油黏度，提高采注比效果明显；蒸汽+氮气、蒸汽+空气辅助吞吐对增加地层能量、改善纵向动用效果明显。

1 油藏基本特点

曙一区互层状超稠油构造上位于辽河盆地西部凹陷西斜坡中段，发育在S1+2时期，构造为平缓的单斜，储层分布受古构造、古地理条件及河道摆动、水动力强弱等因素影响，平面及纵向分布差异较大，平均单层厚度4.1 m，平均单层厚度大于5 m占51%，砂岩系数0.53，储层平均孔隙度30.5%，平均渗透率1 325×10-3μm2，油藏埋深600～930 m，地面原油黏度(50℃)为50 000～199 000 MPa·s，探明含油面积7.8 km2，石油地质储量5 960×104t[1]。

2 开发矛盾分析

图1 杜212-25-287井吸汽剖面示意图Fig.1 Schematic diagram of suction section of Du 212-25-287 well

曙一区互层状超稠油油层埋藏深度浅，地层温度低，原油黏度高，流动能力差，在原始地层温度下，原油难以流动，导致开发初期注汽压力高，采注比低；开发中期受油藏非均质性及蒸汽超覆作用影响[2]，降低蒸汽波及体积造成油层吸汽不均，进而引发油层纵向动用不均(图1)；开发末期地层压力下降，井底附近含油饱和度降低，地下存水增加，蒸汽加热范围有限，造成排水期延长，周期产油下降[3]。

2.1 注汽压力高、采注比低

互层状超稠油投产初期，原油黏度[4]高，地层温场未形成，大部分蒸汽在井筒附近聚集，很难扩散到远处，造成地层憋压，注汽压力普遍偏高，注汽困难，蒸汽干度低，井筒附近油层加热范围小，周期生产时间短，周期产油量、油汽比、回采水率、采注比低，吞吐效果差。统计资料显示，第1周期注汽压力大于16 MPa油井43口，周期产油量和油汽比仅相当于注汽压力小于14 MPa油井40%～60%，主要是注汽压力高导致蒸汽中汽化潜热低，同条件下，注汽压力16 MPa时所含汽化潜热为931 J/g，10 MPa时所含汽化潜热为1316 J/g，两者相差29.3%。

2.2 井间干扰、纵向动用差异大

互层状超稠油油层层间非均质性严重，属于不均匀型。非均质系数平均为2.27，变异系数0.73，极差164.8。储层层间非均质性影响分层吸汽，高渗层吸汽多，动用半径大，与邻井同层连通后，形成高渗通道, 使油藏动用不均的矛盾加剧，不利于扩大蒸汽波及体积及提高纵向油层动用程度。同时，在蒸汽吞吐条件下，蒸汽超覆使得射孔井段上部吸汽强度高，下部油层吸汽差、动用差，加剧纵向动用不均。

2.3 高周期递减、吞吐效果差

互层状超稠油平均吞吐周期达14.8个，地层亏空加大，地层压力降至原始油藏压力20%～35%，油藏有效驱动能量变小，剩余油饱和度降低至35%～45%，吞吐油汽比降至0.3左右。地层存水量逐渐增加，吸收大量热量，井底附近油层加热范围不在扩大，油层升温幅度越来越小，原油流动能力下降，周期采油量降低，吞吐效果变差。同时，油层压力降低后，油层大面积脱气，油井油稠、乳化现象严重，洗井、作业等维护性工作增加，而地层压力系数低，又造成洗井、作业、掺油等入井流体返排困难，对油层污染加重，两者相互制约矛盾突出，生产管理难度大。

3 采油机理及适应性分析

针对互层状超稠油蒸汽吞吐开发过程中原油黏度高、油层动用不均、低压低产矛盾，2010年开始在互层状超稠油注汽中加入氮气、二氧化碳和空气非烃类气体，利用气体降黏、增能、调剖、膨胀、隔热等综合作用，改善互层状超稠油开发效果[5]。

3.1 采油机理

氮气+蒸汽采油机理：在注蒸汽过程中，将一定量氮气伴随蒸汽注入油层，利用氮气压缩系数大(压缩系数0.291)、导热系数低、驱替能量足等优势，扩大蒸汽波及体积、提高回采水率、降低井筒热损失。氮气压缩系数大，膨胀体积大，在生产阶段能加速地层原油及冷凝水返排，减少地层存水，提高回采水率；氮气导热系数低，是惰性气体，无毒无腐蚀性和爆炸性，注入过程相当于井筒连续氮气隔热，减少蒸汽向地层扩散，提高井底蒸汽干度[6]；氮气在重力分异作用下形成气顶，并能与原油中蒸发出轻组分形成混相，起到综合驱替作用。

二氧化碳+蒸汽采油机理：在注蒸汽前，将一定量液态二氧化碳注入油层，气体优先进入地层亏空区域，有利于蒸汽向剩余油富集区扩散，提高剩余油高富集区采出；此外，气体溶于原油形成泡沫油，降低原油黏度，增加原油流动性；同时，利用气体低导热性，减少蒸汽向地层隔夹层散失，使更多蒸汽加热原油。[7-10]

空气+蒸汽采油机理：在注蒸汽前，将一定量的空气及催化剂注入地层，空气在催化剂作用下与原油发生氧化裂解反应，在消耗氧气保证安全条件下，同时生成芳香基多元酸、一氧化碳、二氧化碳等化合物，剩余主要成分为氮气，故空气催化氧化采油其实是氮气+二氧化碳+蒸汽的复合采油，具有降低原油黏度、增加地层驱动能量复合作用。[11]

3.2 油藏适应性分析

利用矿场306口非烃类采油数据，采用数理化统计方法总结不同油层厚度、孔隙度、渗透率、净总比、原油黏度条件下油井增产效果。

3.2.1 油层厚度

按照油层厚度分为四个区间，分别是小于20 m(区间1)、厚度20～30 m(区间2)、厚度30～50 m(区间3)、厚度大于50 m(区间4)，统计数据表明，不同油层厚度对非烃类措施增油量影响较大，随着油层厚度增加，三类非烃类辅助采油措施增油量增加，四个区间平均单井增油量分别为155 t、210 t、245 t、259 t。(表1)

3.2.2 油藏孔隙度、渗透率

将油层孔隙度分为三个区间，分别是小于25%(区间1)、25%～30%(区间2)、30%～35%(区间3)，统计数据表明，随着孔隙度增加，三类非烃类产油量增加，其中氮气+蒸汽采油量在区间1、2、3的采油量分别为678 t、991 t、1 210 t；区间2、3平均单井增油量为195 t、222 t明显高于区间1的110 t。(表2)

表1 非烃采油增油量(周期对比)与油层厚度关系表Table 1 Relationship between oil increment (periodic comparison) and reservoir thickness in non hydrocarbon production

表2 非烃采油采油量与孔隙度关系表Table 2 Relationship between oil production and porosity in non hydrocarbon recovery

将油层渗透率分为四个区间，分别是0～1 000×10-3μm2(区间1)、1 000～2 000×10-3μm2(区间2)、2 000～3 000×10-3μm2(区间3)、大于3 000×10-3μm2(区间4)，统计数据表明，渗透率对非烃类采油增油效果影响较大，区间1渗透率范围内增油量低，其中氮气+蒸汽在此区间无增油量，故非烃类采油渗透率下限为1 000×10-3μm2。区间2、3、4增油量平均在200 t左右，其中氮气+蒸汽采油井在区间3增油量最高达到254 t。(图2)

图2 油层渗透率对非烃类采油效果影响图Fig.2 Influence of reservoir permeability on non hydrocarbon oil recovery

3.2.3 油藏净总比

将油层净总厚度比分为五个区间，分别是小于0.4(区间1)、0.4～0.5(区间2)、0.5～0.6(区间3)、0.6～0.7(区间4)、大于0.7(区间5)，统计数据表明，氮气+蒸汽采油最优净总比为区间2和区间3；二氧化碳+蒸汽最优净总比为区间3和区间4；空气+蒸汽最优净总比为区间2、3、4、5。(表3)

表3 非烃采油采油量与油层净总厚度比关系表Table 3 Relationship between oil production and net gross thickness of non oil recovery

3.2.4 原油黏度

将原油黏度划分为50 000～900 00 MPa·s(区间1)、90 000～130 000 MPa·s(区间2)、130 000～170 000 MPa·s(区间3)、大于170 000 MPa·s(区间4)。统计数据表明，氮气+蒸汽在区间2、3范围内原油黏度时增油量大于200 t；二氧化碳+蒸汽在区间3、4原油黏度范围内增油量较高，但在区间4黏度范围内产油量较低，仅为461 t；空气+蒸汽采油增油量和产油量对原油黏度变化不敏感。(表4)

表4 非烃采油采油量与原油黏度关系表Table 4 Relationship between oil production and viscosity of non hydrocarbon extraction

3.3 施工工艺分析

3.3.1 氮气+蒸汽复合施工工艺

施工工艺：现场实践中，根据氮气注入方式的不同，可分为连续注氮和间断注氮两种。方式一：连续注氮，即先向地层注入2 000 m3氮气，然后起炉注蒸汽，在注蒸汽过程中连续向油套环空注入氮气(注氮气排量为800 m3/h)，完注后焖井、放喷后开井生产。方式二，即先向地层注入2 000 m3氮气，然后起炉注蒸汽，在注蒸汽过程中每隔24 h向地层注入氮气2 000 m3，完注后焖井、放喷后开井生产。现场实践表明，方式一油井生产效果优于方式二，因为方式一连续注氮过程中井筒热损失小，且连续注氮氮气量大，能发挥更大驱动能量。杜212-31-285第23轮实施间断注氮，排水期21 d，生产天数110 d，产油量451 t，油汽比0.28，在第25轮实施连续注氮，排水期仅为5 d，生产天数延长至120 d，产油量增加到890 t，油汽比达到0.42，生产效果明显改善。(表5)

表5 杜212-31-285不同注氮方式下生产效果统计表Table 5 production statistics of Du 212-31-285 under different nitrogen injection methods

注：氮气强度=氮气量/油层厚度。

用量设计：统计杜813兴隆台62口氮气+蒸汽采油效果与氮气强度关系发现，增油量与氮气强度呈正比，氮气强度为0～1 000 m3/m时增油量最低仅15 t，3 000～4 000 m3/m时增油量为223 t，大于4 000 m3/m时增油幅度减少。油层平均厚度29.3 m，氮气强度3 500 m3/m，按注氮成本0.88元/m3和油价1 021元/t计算，不同氮气强度区间投入产出比分别为1∶1.19、1∶1.18∶1∶1.69、1∶2.52、1∶1.95，所以氮气强度最优区间为3 000～4 000 m3/m。(图3)

图3 杜813兴隆台氮气+蒸汽 复合采油增油量与氮气强度关系图Fig.3 Relationship between oil production and nitrogen strength of nitrogen and steam combined production in Du 813 Xinglongtai

3.3.2 二氧化碳+蒸汽复合施工工艺

施工工序：现场实践中，为更好发挥二氧化碳+蒸汽复合吞吐增油效果，在注入二氧化碳前向地层注入一定量表面活性剂，再注入一定量二氧化碳没最后注入蒸汽。表面活性剂与二氧化碳和蒸汽发生反应，生成大量泡沫封堵高渗层，提高蒸汽波及体积和油层动用[12]。

用量设计：二氧化碳用量根据地层亏空程度设计，累采注比小于0.8时，用量为2 t/m；累采注比介于0.8～1.2时，用量为3～4 t/m。表面活性剂用量为8～15 t，具体用量根据油层厚度及各层吸汽情况定。

（1）管道布置形式的选择。管道布置形式可分为环状管网和枝状管网。本项目室外消防给水管网采用环状管网，供水可靠，满足消防给水系统设计要求；其他生活及生产给水管网均采用枝状管网，管网构造简洁，层次清晰，节省管材，有利于节省投资。

设备要求：注气设备主要由液态二氧化碳罐车、Ⅰ级离心加压泵、气液分离装置、Ⅱ级柱塞增压泵等组成，锅炉最高注汽压力25 MPa，注汽速度7～9 t/h。考虑液态二氧化碳温度低，在井筒内气化，使井筒温度降低，为保护套管和注汽管柱，注汽管柱采用油管+伸缩管+水力锚+封隔器组合管柱。注二氧化碳后焖井24 h后再注蒸汽，避免热流体进入低温环境影响热效率，同时防止套管忽冷忽热出现变形。

3.3.3 空气+蒸汽复合施工工艺

施工工序：先注入复合催化剂，之后注入空气，最后注入蒸汽。

用量设计：空气注入量按照地层孔隙体积进行设计，处理半径根据不同油井的亏空程度确定为15～20 m，空气量10×104～20×104Nm3；催化剂的注入量，结合室内实验及现场试验情况控制在10 000 Nm3空气对应0.2～0.3 t。

图4 空气+蒸汽采油管柱图Fig.4 air + steam production string diagram

施工管柱设计：对于油层厚度不大，各层动用较均衡的油井采用笼统注入管柱进行设计，实现全井段补充地层能量，提高油井产能；对于油层厚度较大，动用不均油井采用多功能管柱进行设计，实现动用差井段的针对性的补充地层能量，挖掘油藏难动用储量(图4)。

4 现场应用

2018年，结合非烃类采油机理及适应性分析，针对性优选满足油藏条件油井(表6)，按照最优施工工艺组织实施(表7)，取得显著增油效果。

表6 非烃类最优采油效果油藏适宜条件Table 6 suitable conditions for non hydrocarbon optimal oil recovery efficiency

表7 非烃类最优采油效果施工适宜条件Table 7 suitable conditions for non hydrocarbon optimal oil recovery

4.1 氮气+蒸汽采油

(1)方案设计。油井选择条件：①有效厚度20～50 m；②孔隙度25%～35%，渗透率大于2 000×10-3μm2；③原油黏度90 000～170 000 MPa·s；④净总厚度比0.4～0.6；⑤油层数4-9层，无大厚层。施工工艺条件：①连续注氮；②氮气强度3 500 m3/m。(表6-表7)

(2)现场实施。2018年1-6月优选19口互层状超稠油井实施氮气+蒸汽采油技术，平均吞吐周期17.3轮，油层平均厚度27.8 m，平均层数6.7层；平均孔隙度30.3%；平均渗透率2307×10-3μm2；平均原油黏度121 817 MPa·s；平均净总比0.52；平均单井注氮90 000 m3(氮气强度3 237 m3/m)。

(3)效果评价。截至6月底，周期结束5口井，与措施前对比平均单井注汽压力增加0.5 MPa，生产天数增加21 d，产油量增加276 t，排水期缩短9 d，采注比增加0.13；未结束14口井同期对比产油量增加178 t，排水期缩短11.5 d，注汽压力增加0.6 MPa。杜212-29-K291油层厚度23.4 m，油层9层，渗透率2 349×10-3μm2，孔隙度27.3%，第14周期实施氮气+蒸汽采油，实施后注汽压力增加1.25 MPa达13.36 MPa，生产天数增加23 d至190 d，产油量为1 201 t增加307 t，采注比为1.62提高0.27，效果明显。

4.2 二氧化碳+蒸汽采油

(1)方案设计。油井选择条件：①有效厚度大于30 m；②孔隙度25%～35%，渗透率2 000～3 000×10-3μm2；③原油黏度大于130 000 MPa·s；④净总厚度比0.5～0.7；⑤油层数4-6层，有大厚层或高渗层。施工工艺条件：①先注表面活性剂，之后注二氧化碳焖井30 h，最后注蒸汽；②表面活性剂：8～15 t；③二氧化碳：2～4 t/m。(表6-表7)

(2)现场实施。2018年1-6月优选5口井实施二氧化碳+蒸汽采油技术，吞吐周期7.3轮，平均油层厚度32.7 m，渗透率2 707×10-3μm2，净总比0.66，油层数4.7层，最大单层厚度平均7.9 m，原油黏度173 000 MPa·s，表面活性剂用量11.2 t，单井注二氧化碳量80 t(2.45 t/m)，注完二氧化碳后平均焖井31 h。

(3)效果评价。截至6月底，同期对比平均单井产油量增加177 t，注汽压力增加0.12 MPa，汽窜干扰方向由2.1个降低到0.9个。

4.3 空气+蒸汽采油

(1)方案设计。油井选择条件：①有效厚度大于30 m；②孔隙度15%～35%，渗透率1 000～3 000×10-3μm2；③原油黏度大于50 000 MPa·s；④净总厚度比0.4～0.7；施工工艺条件：①先注复合催化剂，之后注空气，最后注蒸汽；②催化剂0.3～0.45 t，空气量10×104～20×104Nm3。(表6-表7)

(2)现场实施。实施8口井，平均油层厚度37.7 m，渗透率2 211×10-3μm2，净总比0.63，催化剂用量0.33 t，注空气量14.5×104Nm3。

(3)效果评价。注汽压力由上周期的11.1 MPa上升到13.0 MPa，周期产油平均单井增加295.5 t；油汽比由上周期的0.49上升到本周期的0.57，上升了0.08。

5 结论

(1)非烃类采油可有效解决互层状超稠油开发矛盾。氮气+蒸汽采油适用于高周期低压油井；二氧化碳+蒸汽采油适合于中低周期层间动用差异大油井。

(2)氮气+蒸汽采油最优油藏适宜条件为净总比0.4～0.6，层数4-9层，原油黏度介于90 000～170 000 MPa·s；二氧化碳+蒸汽采油最优油藏适宜条件为净总比0.5～0.7，存在大厚层，原油黏度大于130 000 MPa·s；空气+蒸汽采油最优油藏适宜条件油层厚度大于30 m，净总比0.4～0.7。

(3)氮气+蒸汽采油最优施工工艺为连续注氮，氮气强度3 000～4 000 m3/m；二氧化碳+蒸汽采油最优施工工艺是先注表面活性剂在再注二氧化碳，之后焖井24 h后注蒸汽。