煙道氣輔助興ⅥSAGD開發技術研究

王晶明（遼河油田特種油開發公司,遼寧 盤錦 124010）

1 井組概況

曙一區杜84塊興隆臺油層為厚層塊狀底水超稠油油藏，試驗區內興Ⅵ組油層發育較好，平面上連片分布，油頂埋深在710～820m。單井有效厚度最厚達104.5m。杜84-平43～興平50井組于2006 年實施SAGD 開發，生產興Ⅵ油層組，采用直平組合SAGD開采方式，含油面積0.28km2，地質儲量280×104t。有水平生產井8 口，注汽井37 口，目前日產油160t，日注汽800 t，日產水900t/d，油汽比0.14，SAGD 階段累注汽404×104t，累產油69×104t，累產水348×104t，階段油汽比0.17，采出程度48.1%，開發進入中后期。

2 技術思路

2.1 技術原理

在SAGD開發的中后期，開發中存在的主要問題，主要表現在兩個方面，一是油汽比低，分析油汽比偏低原因，主要受壓力高和油藏埋藏深影響，在SAGD開發過程中，需蒸汽用量是淺層的1.5 倍以上才能夠驅替同體積的原油，而且蒸汽向上覆巖層的傳熱速度快，容易造成熱能消耗大和油汽比低。二是儲層非均質性的影響，井間仍有剩余油未被驅替和蒸汽腔發育不均衡。經研究和論證，在注入非凝析氣體以后，能夠降低蒸汽向上覆巖層的傳熱速度和降低蒸汽腔上部溫度，減少注入汽腔的蒸汽用量，提高油汽比及熱效率。還能使蒸汽腔向側向更好的擴展，增加蒸汽的橫向波及體積，從而提高采收率。鑒于注入氮氣成本高，經濟不合理，因此采用注入煙道氣代替氮氣，緩解開發中存在的問題。

2.2 注氮氣與煙道氣的區別

氮氣與煙道氣均屬于非凝析氣體，均具有隔熱及分壓作用，都能降低蒸汽腔頂部溫度減少蒸汽注入量，促使蒸汽腔均衡發育。不同在于當煙道氣用于提高SAGD 效果時，其采收率高于注氮氣，因為煙道氣中二氧化碳溶于重油，原油粘度會相應降低；而因為起到隔熱效果的是氮氣，所以煙道氣的隔熱效果較氮氣差。

2.4 煙道氣總量設計

根據杜84-平43-興平50 井區主體汽腔油井采出量計算，蒸汽腔體積為110×104m3，蒸汽腔壓力由4.5MPa降至3.5MPa，計算所需煙道氣量，目前蒸汽腔壓力位4.5MPa，下步需注入煙道氣分壓1.0MPa，依據同溫同壓下及分壓原理，任何氣體的體積比等于摩爾比，計算出注入地下煙道氣體積24×104m3，再依據理想氣體狀態方程PV=nRt,計算出需注入煙道氣地面體積567×104m3。

2.3 注煙道氣井的參數設計

選擇杜84-試觀3、杜84-68-72為煙道氣注氣井，杜84-69-67井為備用井，后期根據生產動態對注氣井實施調整。注煙道氣排量：設計2口井注煙道氣，單井注氣排量2.4×104Nm3/天，單井排量1000Nm3/小時。目前興Ⅵ區域注氮氣壓力5.5MPa左右，判斷注氣壓力為5.5MPa左右。

3 開發效果

3.1 注氮氣情況分析

杜84-平43～杜84-興平50 井組的注氮井有3 口，分別為杜84-68-72、杜84-試觀3、杜84-69-67，其中，杜84-68-72、杜84-試觀3井注入氮氣后，井組達到明顯的預期效果，杜84-69-67井注入氮氣后，井組沒有見到明顯的效果。2012年7月6日至2015年11月30日，杜84-68-72、杜84-試觀3井累積注入氮氣1136×104m3。與注氮前對比日產油量增加16t，油汽比提高0.05。

3.2 注煙道氣效果分析

由注煙道氣后，兩口注入井杜84-68-72、杜84-試觀3油套壓都有上升趨勢，說明蒸汽腔壓力有所上漲。

各井取出的氣樣來看，取出氣樣組分較為穩定，主要是溶于原油的二氧化碳，氮氣的含量很少，僅有平47井氣樣中含有少量氮氣。注入地層的煙道氣的平均組分為：氮氣80.6%，二氧化碳12.2%，氧氣7.2%。油田開發過程中，向地層中注入的氣體對氧含量有一定的要求，實驗安全限值為10%～11%，國外有些公司將氧含量的安全標準定為5%,因此這一標準有待于進一步修訂。同時，在鍋爐運行中也應適當調整燃氣與空氣配比，進而調整煙道氣中的含氧量。

4 結語

文章對興Ⅵ平43-平50 井組注入煙道氣后的生產情況進行分析。通過試驗和實際應用，結果表明煙道氣替代氮氣輔助SAGD開發是可行的，能有效降低蒸汽腔熱損失，提高油藏采收率和油氣比，延長SAGD生產時間。同時，煙道氣的減排利用符合國家節能減排的要求，有較好的應用前景。

（1）注煙道氣替代氮氣在經濟上取得的效益是可觀的；

（2）注煙道氣替代氮氣輔助SAGD 開采技術在興Ⅵ平43-平50井組是可行的；

（3）該技術能有效降低蒸汽腔熱損失，提高油藏采收率和油氣比，延長SAGD生產時間，有較好的應用前景；

（4）注煙道氣輔助SAGD試驗取得較好效果，減少了蒸汽用量，實現了節能減排，并有助于油藏經濟開發。