稠油油藏氣體輔助蒸汽吞吐研究現狀及發展方向

潘一 付洪濤 殷代印 楊二龍 韓穎

1.東北石油大學石油工程學院；2.遼寧石油化工大學石油天然氣工程學院

國內外已探明的稠油儲量達3×1011t，稠油熱采在強化采油中占有主導地位，目前在加拿大、委內瑞拉、俄羅斯已得到廣泛應用［1-3］。蒸汽吞吐是能夠有效開發稠油油藏的熱采技術之一，早在20世紀50年代就有蒸汽吞吐開發稠油油藏的先例。我國已探明的稠油資源儲量在4×109t以上，其中80%以上的稠油產量需采用蒸汽吞吐獲得。蒸汽吞吐對各類型稠油油藏具有適用性強、經濟風險小等優勢，因而它在稠油油藏的開發中占有重要地位［4］。純蒸汽吞吐開發稠油油藏，其平均采收率僅有20.3%，油田經過高輪次的吞吐開發后，會出現油藏壓力下降、儲層動用不均、汽竄等問題，吞吐效果受到嚴重影響［5］。20世紀70年代初，美國和加拿大首先展開了氮氣輔助蒸汽吞吐開發稠油油藏的先導試驗，取得了一定的效果，90年代初期，我國制氮技術逐步提高，為氮氣輔助蒸汽吞吐開采稠油提供了有利的條件，隨后國內又相繼開展了CO2、煙道氣、泡沫等輔助蒸汽吞吐的試驗，取得了良好效果。國內外的研究和現場試驗證實，輔助氣體可增大蒸汽波及體積，有效改善吞吐性能。目前，氣體輔助蒸汽吞吐提高稠油油藏采收率技術已越來越成為油田工作者研究的熱點，備受關注，但還未有學者對該技術進行的綜述。對現階段氮氣、CO2、煙道氣、泡沫等輔助蒸汽吞吐的輔助機理、優化注采、創新應用展開了評述，分析了每種輔助氣體的優缺點，并展望了氣體輔助蒸汽吞吐今后的發展，以期為相關的研究提供參考。

1 氣體輔助蒸汽吞吐

1.1 氮氣輔助蒸汽吞吐

氮氣具有導熱系數低，膨脹系數大等特點，可以保護蒸汽，增加原油流動性，國內外學者對優化注入氮氣工藝技術展開了大量的研究，如注入比、注入量、注入方式、注入時機等，目前遼河、勝利、克拉瑪依油田已廣泛應用了氮氣輔助蒸汽吞吐技術，取得了良好的開發效果。

蒸汽吞吐前注入氮氣可以提高原油采收率，有學者通過數值模擬證實，當氮氣與蒸汽比小于1∶30時，采收率顯著提高［6］。田鴻照等建立了哥倫比亞油田B2井區地質模型，優化結果顯示，在吞吐中后期以氮氣和蒸汽比為1∶40混注，并將注氮速度調至8 000 m3/d，井區累采油量增加了2 000 m3左右［7］。顧浩等模擬了某區塊低滲薄層稠油油藏，發現在采用大段塞方式的基礎上，從第4周期初始，采用間隔1周期循環注氮氣方式，當氮氣和蒸汽最佳配注比為1∶60時，絕對增油量最大［8］。有學者通過模擬紅3區塊提出，早期最佳氣體輔助吞吐方式為先注蒸汽再注氮氣，中后期采用段塞式注入，注氮效果最為顯著，最佳注氮周期為第3周期［9］。楊峰等通過模擬紅3區塊稠油油藏發現，氮氣輔助蒸汽吞吐對于剩余油飽和度分布區間在0.6～0.625之間、油層有效厚度大于15 m的油藏，增油效果較好［10］。何萬軍等在風城油田現場試驗中發現，當較長水平段蒸汽腔到達油層頂部后再注入氮氣，可有效減少熱損失，更有利于提高油氣比［11］。在注氮氣輔助吞吐理論研究的基礎上，劉欣等通過河南某區塊稠油油藏的13井次氮氣助排試驗發現，當采用大段塞注入，氮氣和蒸汽注入比為1 t∶35 m3，在第3至第7周期注入氮氣，提高采收率效果較好，單井平均日增油1.1 t［12］。王喜全在冷42塊油藏進行了提高氮氣輔助蒸汽吞吐開采效果試驗，試驗結果表明，氮氣輔助蒸汽吞吐較純蒸汽吞吐生產周期平均增加了1.35%，水循環率提高了18.4%左右［13］。在埋藏淺、溫度低、敏感性高的超稠油春風油田應用氮氣輔助蒸汽吞吐技術，原油采收率提高了13%左右，地質條件更為復雜的勝利油田也顯示，該技術在有效抑制邊底水錐進的同時，增加了原油的生產周期［14］。

氮氣應用于蒸汽吞吐中不僅持續地補充地層能量，還明顯降低了熱損失，增加了蒸汽在油藏中的波及面積，但氮氣和蒸汽進入地層過程中，會產生大量的熱損失，現場開發前根據油藏的地質特點與原油物性，采用適當混注比，可提高油藏采出程度。

1.2 CO2輔助蒸汽吞吐

CO2在原油中充分溶解后，能夠有效降低原油黏度，體積分數膨脹明顯，不僅增加了原油能量，也增加了孔隙中流體壓力。近年來國內外學者加強了對CO2擴散機理的研究，為CO2輔助蒸汽吞稠油油藏提供了良好的理論基礎，該技術已逐步成為開發稠油油藏的主要手段。

大慶勘探開發研究院研究發現，原油在45 ℃、12.7 MPa條件下飽和CO2后，其體積擴大了17.2%，黏度降低3.4倍。陶磊等的室內研究顯示，當CO2在超稠油中的溶解度為110 Sm3/m3時，油氣混合物的膨脹系數可達1.311 m3/m3，體積膨脹32%，降黏率達96%，在一定程度上提高了原油流動性［15］。早期的研究發現，在較低溫度范圍內CO2對原油的降黏效果顯著，當壓力低于其泡點壓力時，稠油中的氣體易形成微氣泡（即泡沫油）［16］。王慧清等在準東復雜油氣藏現場CO2輔助蒸汽吞吐開發試驗中發現，注入液態CO2不會對儲層造成傷害，CO2輔助吞吐燜井最短時間應不低于其與原油充分接觸的時間，最長不應超過CO2達到邊界的時間，避免CO2溢出邊界造成浪費，但未對注液態CO2在稠油油藏中的擴散機理進行深層次的研究［17］。D.SANCHEZRIVERA等研究了CO2輔助循環注氣對儲層的影響，研究表明，過早采用CO2輔助蒸汽吞吐會降低該輪次原油的產量，CO2輔助蒸汽吞吐更適用于傳導能力強的天然裂縫油藏［18］。C.SONG等的室內實驗顯示，CO2輔助蒸汽吞吐工藝的注入壓力應為CO2與原油之間的最小混相壓力，此外適宜的燜井時間更有利于提高油藏的提高油藏的采收率［19］。F.TORABI等研究了CO2輔助蒸汽吞吐的吞吐效果后指出，在多孔隙介質中宜采用混相吞吐，當CO2以最小混相壓力（MMP）注入時，采收率可提升至30%左右［20］。D.F.ZHAO等根據現場的試驗指出，當含水率在10%～95%時，宜采用CO2輔助蒸汽吞吐，當含水率接近50%時，采用CO2輔助蒸汽吞吐效果最佳［21］。鹿騰等模擬了鄭408塊強水敏稠油藏，模擬結果顯示，當增加CO2注入量，增油量增大，但換油率會減小，CO2輔助吞吐周期的注入量存在最優值，當超過該值時，產油增加效果逐漸減弱［22］。H.LI等應用CO2+溶解劑輔助蒸汽吞吐的方法開發稠油油藏取得良好的開發效果，證實該方法可以進一步提升CO2輔助蒸汽吞吐稠油油藏的采收率［23］。

CO2輔助蒸汽吞吐可以提高注入氣體質量，增加排水半徑，提高油藏壓力，存在于低滲油藏中的較長裂縫和更多的異質性為CO2輔助蒸汽吞吐提供了良好的條件。研究稠油中的擴散機理、采用物理模擬方法確定單井周期最佳注入量可以為現場開發提供良好指導意見，該技術更適用于非勻質性嚴重的普通稠油油藏的開發。

1.3 煙道氣輔助蒸汽吞吐

煙道氣中主要含有CO2和氮氣，因此將煙道氣應用于蒸汽吞吐可兼具2種氣體輔助蒸汽吞吐的效果，并可以較好地解決稠油油井產能較低的問題。研究煙道氣輔助蒸汽吞吐稠油油藏開發效果及優化設計可降低工藝生產中的污染，對節能減排具有重要意義。

國內外室內和現場研究都表明，煙道氣是改善純蒸汽吞吐效果的有效方法。Y.P.ZHANG等通過室內實驗研究發現，蒸汽吞吐更適用于低壓儲層，因此采用混相壓力較小的煙道氣可取得較好的吞吐效果，但未對其具體注入壓力進行深入研究［24］。佟琳等利用室內單管實驗和數值模擬方法發現，煙道氣輔助蒸汽吞吐對原油黏度及地層的非均質性影響較大，殘余油飽和度明顯降低，與無助排相比，吞吐效率可提高19%左右［25］。李兆敏等建立了新疆風城油藏基礎地質模型，對煙道氣的注入速度及注入量進行優化設計，結果顯示，注入速度越高，原油的降黏效果越好，但速度過高易發生汽竄，此外當注汽溫度大于100 ℃時，蒸汽周期注入量應為1 000 t左右，煙道氣周期注入量應為60 000 m3左右［26］?；魟偰M安樂稠油油藏發現，混注煙道氣后周期累積日產油量可達到常規蒸汽吞吐的1.7倍以上，隨著混注比的增加，周期累積產油量呈線性遞增關系［27］。C.ZHANG等研究了注煙道氣孔隙體積與采收率的關系，研究結果表明，先采用0.5 PV的煙道氣泡沫注入，后采用0.3 PV的煙道氣和蒸汽繼續注入，采收率效果最佳［28］。MONTE-MOR L S等研發了“井下蒸汽發生器-DHSG煙道氣發生器”直接產氣技術，實驗結果表明蒸汽與煙道氣的共同注入提高采收率明顯，且該技術相對于普通注汽技術減少了10%的蒸汽注入量［29］。

煙道氣的注入可明顯增加近井區域的蒸汽波及體積，提高油井的產液能力以及產出油氣比，但由于其酸性氣體較多，加重了油、套管的腐蝕，將煙道氣通過脫硫、除塵、干燥等處理后，可減少結垢、減輕腐蝕，雖然目前對于煙道氣的脫硫技術國內已達到較高的凈化水平，但往往消耗大量的能源，其本身還存在設備投資昂貴，二次污染的問題。

2 泡沫（氮氣）輔助蒸汽吞吐

蒸汽吞吐過程中，由于蒸汽與原油的黏度差異及油藏的非均質性，易發生蒸汽竄流或超覆等現象，降低了蒸汽利用率。泡沫可以降低氣相滲透率，抑制蒸汽竄流，此外還能夠起到將水錐壓回到原始油水界面的作用。該技術的研究進一步改善了氣體輔助蒸汽吞吐的開發效果，如何提高氮氣泡沫的注入質量及改進氮氣泡沫的復合吞吐方式成為該領域的研究熱點。

稠油油藏蒸汽吞吐后期表現為“低采油”階段，泡沫輔助蒸汽吞吐可提高油藏開發效果。R.B.ZHAO等對氮氣泡沫的穩定性進行研究發現，當壓力在0～2 MPa間逐漸增加，泡沫的穩定性呈線性上升，但當壓力大于2 MPa時泡沫穩定性作者未做研究［30］。S.Y.LI等研究了高溫氮氣泡沫的封堵效果，實驗結果顯示，隨泡沫質量的增加，阻力因子逐漸降低，泡沫質量最佳為0.50［31］。唐麗等通過室內實驗發現，最佳燜井時間應為5 d左右，此外氮氣泡沫濃度大小直接影響泡沫氣相滲透率，但對于氮氣泡沫濃度如何影響氣相滲透率還不夠明確［32］。盧川等在模擬不同段塞停注時間下采收效果發現，隨著段塞停注時間的增加，氮氣泡沫段塞調驅效果逐漸變差［33］。J.X.WANG等研究認為，氮氣泡沫輔助蒸汽吞吐更適合于水淹層嚴重、周期含水率大于80%的普通稠油油藏［34］。王杰祥等通過室內模擬實驗發現，當邊水能量為4 MPa時，氮氣泡沫抑制邊水效果最佳，采用氮氣+氮氣泡沫+氮氣蒸汽的注入方式，對抑制邊水更有利［35］。范治成等對ABS（AOS、BS-12、SAS）復合發泡劑的氮氣調剖技術進行了室內評價，評價結果顯示，當發泡劑質量在0.4%～0.5%，氣液比為1～2時，調剖性能最佳，但氮氣泡沫具有遇油消泡作用，當剩余油飽和度大于30%時，該技術并不適用［36］。新疆稠油油藏吞吐后期開采效果較差，采用注蒸汽+復合降黏劑（SLP-2 、SLS-2水溶性復合降黏劑）+氮氣的復合吞吐方式后，取得了良好的吞吐效果，月增油量達1 000 t［37］。針對哥倫比亞Girasoi 油田吞吐中的汽竄問題，朱明等通過室內研究發現，采用氮氣、發泡劑、蒸汽連續混注方式可取得較好的吞吐效果，現場注入氮氣1～2 d，伴注發泡劑3 d后再持續注入蒸汽，不僅增加了泡沫穩定性，而且減少了氮氣用量［38］。

應用氮氣泡沫調剖工藝可有效改善吸汽剖面，在后續開發過程中根據現場條件優先采用氮氣調剖工藝，防止汽竄現象產生。乳化降黏劑應用于氮氣泡沫輔助蒸汽吞吐是多數油田開發提高采收率的有效方法，但目前油田用乳化降黏劑仍存在較多問題，如：用于耐高溫高礦化度的乳化降黏劑較少，稠油組成的差異性導致乳化降黏劑對稠油油藏的選擇性較強，采出污水處理難度較大等問題，因此還需要科研工作者投入該方面的研究。

綜上所述，我國氣體輔助蒸汽吞吐技術已經趨近成熟，但該技術的改進對于稠油油藏的開發仍有較大潛力，水平井應用于稠油油藏氣體輔助吞吐能夠較好地解決蒸汽吞吐后期存在油藏動用不均等一系列問題，現場開發中應根據實際條件選擇合適的吞吐方式，以取得最佳的經濟效益，見表1。

表1 不同輔助氣體適用條件對比Table1 Contrast of the application conditions of different auxiliary gases

3 技術挑戰及展望

輔助蒸汽吞吐是用于開發稠油油藏重要的熱采技術，對提高稠油油藏的采收率仍具有較大潛力，但目前國內的稠油油藏應用氣體輔助蒸汽吞吐還存在一系列亟待解決的問題。輔助氣體和蒸汽在注入地層的過程中存在大量的熱損失，常規減少井筒熱損失采用真空隔熱油管技術，但該技術工藝復雜，隨著蒸汽吞吐輪次和時間的增加，隔熱效果急劇下降，遼河、河南油田等研制出了一種真空隔熱套管（VIC），該技術不僅增加了蒸汽的利用率，還節省了大量的修井費用，隔熱管＋伸縮補償器＋封隔器＋氣柱或環空水柱是目前的井筒隔熱較為有效的方式之一，但隔熱管、伸縮補償器、封隔器仍具有較大的改進空間。對于天然氣資源充足的地區，遼河、大慶等油田研制出了蒸汽鍋爐與配套的煙道氣回收技術，有選擇性地向井中注入煙道氣，獲得了較好的開發效果，這對于我國經濟、環境的可持續發展具有重要意義。乳化降黏劑的改進可以提高氮氣泡沫輔助蒸汽吞吐的開發效果，但筆者認為，未來對于稠油降黏技術可由化學降黏轉向物理降黏，物理黏技術有著獨特的優勢，其具有對油藏的傷害更小、降黏效率更高等優點，微波、超聲波對于稠油的降黏效果明顯，因此研發微波、超生波等井下降黏設備，并與氮氣等氣體有機結合輔助蒸汽吞吐，是一種提高稠油油藏采收率的有效方法

4 結論

（1）輔助蒸汽吞吐是有效解決目前我國稠油油藏經高輪次吞吐后期存在的油藏壓力降低、儲層動用不均、汽竄等問題的技術手段。

（2）對于CO2與氮氣復合吞吐技術，輔助氣體在稠油中擴散機理還不明確，需要進一步研究。

（3）基于井下蒸汽發生器、井下降黏設備、氮氣等物理化學復合吞吐技術是提高稠油采收率、提高經濟效益的發展方向。

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