烟道气辅助兴ⅥSAGD开发技术研究

王晶明（辽河油田特种油开发公司,辽宁 盘锦 124010）

1 井组概况

曙一区杜84块兴隆台油层为厚层块状底水超稠油油藏，试验区内兴Ⅵ组油层发育较好，平面上连片分布，油顶埋深在710～820m。单井有效厚度最厚达104.5m。杜84-平43～兴平50井组于2006 年实施SAGD 开发，生产兴Ⅵ油层组，采用直平组合SAGD开采方式，含油面积0.28km2，地质储量280×104t。有水平生产井8 口，注汽井37 口，目前日产油160t，日注汽800 t，日产水900t/d，油汽比0.14，SAGD 阶段累注汽404×104t，累产油69×104t，累产水348×104t，阶段油汽比0.17，采出程度48.1%，开发进入中后期。

2 技术思路

2.1 技术原理

在SAGD开发的中后期，开发中存在的主要问题，主要表现在两个方面，一是油汽比低，分析油汽比偏低原因，主要受压力高和油藏埋藏深影响，在SAGD开发过程中，需蒸汽用量是浅层的1.5 倍以上才能够驱替同体积的原油，而且蒸汽向上覆岩层的传热速度快，容易造成热能消耗大和油汽比低。二是储层非均质性的影响，井间仍有剩余油未被驱替和蒸汽腔发育不均衡。经研究和论证，在注入非凝析气体以后，能够降低蒸汽向上覆岩层的传热速度和降低蒸汽腔上部温度，减少注入汽腔的蒸汽用量，提高油汽比及热效率。还能使蒸汽腔向侧向更好的扩展，增加蒸汽的横向波及体积，从而提高采收率。鉴于注入氮气成本高，经济不合理，因此采用注入烟道气代替氮气，缓解开发中存在的问题。

2.2 注氮气与烟道气的区别

氮气与烟道气均属于非凝析气体，均具有隔热及分压作用，都能降低蒸汽腔顶部温度减少蒸汽注入量，促使蒸汽腔均衡发育。不同在于当烟道气用于提高SAGD 效果时，其采收率高于注氮气，因为烟道气中二氧化碳溶于重油，原油粘度会相应降低；而因为起到隔热效果的是氮气，所以烟道气的隔热效果较氮气差。

2.4 烟道气总量设计

根据杜84-平43-兴平50 井区主体汽腔油井采出量计算，蒸汽腔体积为110×104m3，蒸汽腔压力由4.5MPa降至3.5MPa，计算所需烟道气量，目前蒸汽腔压力位4.5MPa，下步需注入烟道气分压1.0MPa，依据同温同压下及分压原理，任何气体的体积比等于摩尔比，计算出注入地下烟道气体积24×104m3，再依据理想气体状态方程PV=nRt,计算出需注入烟道气地面体积567×104m3。

2.3 注烟道气井的参数设计

选择杜84-试观3、杜84-68-72为烟道气注气井，杜84-69-67井为备用井，后期根据生产动态对注气井实施调整。注烟道气排量：设计2口井注烟道气，单井注气排量2.4×104Nm3/天，单井排量1000Nm3/小时。目前兴Ⅵ区域注氮气压力5.5MPa左右，判断注气压力为5.5MPa左右。

3 开发效果

3.1 注氮气情况分析

杜84-平43～杜84-兴平50 井组的注氮井有3 口，分别为杜84-68-72、杜84-试观3、杜84-69-67，其中，杜84-68-72、杜84-试观3井注入氮气后，井组达到明显的预期效果，杜84-69-67井注入氮气后，井组没有见到明显的效果。2012年7月6日至2015年11月30日，杜84-68-72、杜84-试观3井累积注入氮气1136×104m3。与注氮前对比日产油量增加16t，油汽比提高0.05。

3.2 注烟道气效果分析

由注烟道气后，两口注入井杜84-68-72、杜84-试观3油套压都有上升趋势，说明蒸汽腔压力有所上涨。

各井取出的气样来看，取出气样组分较为稳定，主要是溶于原油的二氧化碳，氮气的含量很少，仅有平47井气样中含有少量氮气。注入地层的烟道气的平均组分为：氮气80.6%，二氧化碳12.2%，氧气7.2%。油田开发过程中，向地层中注入的气体对氧含量有一定的要求，实验安全限值为10%～11%，国外有些公司将氧含量的安全标准定为5%,因此这一标准有待于进一步修订。同时，在锅炉运行中也应适当调整燃气与空气配比，进而调整烟道气中的含氧量。

4 结语

文章对兴Ⅵ平43-平50 井组注入烟道气后的生产情况进行分析。通过试验和实际应用，结果表明烟道气替代氮气辅助SAGD开发是可行的，能有效降低蒸汽腔热损失，提高油藏采收率和油气比，延长SAGD生产时间。同时，烟道气的减排利用符合国家节能减排的要求，有较好的应用前景。

（1）注烟道气替代氮气在经济上取得的效益是可观的；

（2）注烟道气替代氮气辅助SAGD 开采技术在兴Ⅵ平43-平50井组是可行的；

（3）该技术能有效降低蒸汽腔热损失，提高油藏采收率和油气比，延长SAGD生产时间，有较好的应用前景；

（4）注烟道气辅助SAGD试验取得较好效果，减少了蒸汽用量，实现了节能减排，并有助于油藏经济开发。