適度注氣在稠油熱采中的優化
——以渤海油田A油藏為例

林 濤，孫永濤，孫玉豹，宋宏志，劉海濤，李田靚

（中海油田服務股份有限公司油田生產研究院，天津塘沽 300459）

中國渤海油田原油黏度大于350 mPa·s的稠油儲量豐富，常規開發方式油井產能低、采油速度慢、采收率低。熱采作為目前非常規稠油開發的主要技術工藝，已在國內外稠油開發中廣泛應用，形成了蒸汽吞吐、蒸汽驅、蒸汽輔助重力泄油（SAGD）、火燒油層等一系列技術[1]。注氣在熱采工藝中被廣泛應用，向稠油油藏中注入蒸汽的同時，注入N2、CO2或煙道氣等氣體，可以提高蒸汽的波及體積，補充地層能量，改善稠油蒸汽吞吐后期的開發效果。其機理是注入的氣體可進一步降低稠油黏度和產生溶解氣驅而提高稠油采收率，附加的氣驅能使原油產量增加，但在氣體或蒸汽突破后，氣體對原油增產將不再起作用[2]。

自2008年以來，稠油熱采技術逐步在海上油田開展試驗應用，目前主要以多元熱流體吞吐熱采為主。多元熱流體熱采技術是一種新型熱采技術，符合當前熱采技術的發展趨勢，通過燃燒產生高溫高壓的水蒸汽、CO2及 N2等混合氣體，具氣體混相驅（N2驅、CO2驅）和熱力采油（蒸汽吞吐、蒸汽驅）的特點[3–8]。經過多年的熱采試驗，目前大部分熱采井已經進入多輪次吞吐熱采階段。海上稠油油田多具有儲層高孔高滲、隔層不發育、層間滲透率差異大等特點，注入熱流體時受蒸汽/氣體超覆的影響，氣體容易沿高滲透條帶突進。當井間高滲透條帶被氣體連通后，就會出現井間氣竄干擾現象，影響鄰井的正常生產，也降低本井的吞吐效果。本文通過實驗研究探索了適度注氣在熱采工藝中的應用，即優化氣體注入量，使得氣體對于稠油油藏增產的作用最大，同時又不突破限值導致氣竄。

1 氣體在稠油油藏的存在方式

在稠油油藏熱力開采中，采用注熱工藝同時輔助注入氣體的做法在各油田被廣泛應用，氣體輔助熱采的有益作用主要包括氣體的溶解降黏、提高波及體積、增能保壓、重力驅和提高熱效率等。稠油油藏中氣體的存量受溶解、吸附和擴散三方面的影響，由于其作用不同，氣體在稠油油藏中的存在方式也不同，主要有以下三種方式：

（1）氣體溶解在稠油中。由于受不同壓力、溫度的影響，不同氣體組分在原油中的溶解度不同。

（2）氣體在多孔介質中吸附。烴類氣體的吸附與儲層孔隙結構、表面粗糙度、氣體的性質以及溫度、壓力等因素相關[9–11]。

（3）氣體的擴散在孔道內的傳輸形式主要有努森擴散、主體擴散、表面擴散和黏性流 4類[12]。由于氣體具有壓縮性、膨脹性、小熱容、低黏度等特點，氣體在稠油油藏中的擴散作用主要表現在兩個方面：一是可以擴大波及半徑，提高熱利用率；二是氣體在高孔高滲油藏中擴散很快，會導致氣竄從而影響生產。

2 氣體在稠油油藏的存量研究

2.1 管式模型物理模擬實驗

為了探索熱采過程中氣體在稠油油藏中的運移變化方式，以及在不同氣水比的條件下，注入氣體量與氣體竄流的關系，同時探索氣體竄流對稠油開采效果的影響，開展了管式模型物理模擬實驗研究。

2.1.1 實驗條件

實驗用水按渤海油田A油藏地層水離子組成配制（表1），水型為NaHCO3型。

表1 實驗用模擬地層水離子組成

實驗用油為渤海油田 A油藏原油，實驗溫度56 ℃。

例題 硝酸工業尾氣中氮的氧化物(NO、NO2)是主要的大氣污染物之一。可用以下方法進行治理,其主要原理可表示如下:

實驗模型采用人工填砂模型，模型尺寸為 25 mm×150 mm。

實驗用氣體為CO2和N2，氣體樣品為鋼瓶裝壓縮氣體，CO2純度99.9%，N2純度99.5%。

實驗設備采用熱采多功能驅替模擬設備，由恒溫箱、蒸汽注入系統、氣體注入系統、液體注入系統（注入泵、儲液中間容器等）、填砂模型、回壓控制系統、溫度計量、流量計量系統（包括氣體流量計量、液體流量計量等）、數據采集控制系統等組成。

2.1.2 實驗步驟

首先按照渤海油田A油藏特性填制巖心模型，然后模型出口連接真空泵，進行抽真空，直至模型內壓力降至1 kPa以下；之后在恒溫箱內升溫至油藏模擬溫度 56 ℃，進行飽和水，記錄相關數據并計算孔隙度；恒溫箱內放置12 h以上，再以恒定的速率用實驗原油驅替巖心中的飽和水，直到巖心兩端的壓差平穩，建立束縛水飽和度（原始含油飽和度）[13]，記錄相關數據；最后按照實驗方案，采用恒速法注入氣體和水，并記錄時間、氣體量、油水量、壓力等相關數據。

2.1.3 實驗方案

通過注入不同的氣水比（9︰24、1︰0、4︰1），研究注入不同氣體量條件下模型采出端見氣時間及最終驅油效率的差異。

在基本物性相同的條件下，通過對見氣時間和注入氣體的總量進行分析，當氣水比為1︰0時，即只有氣體注入，沒有其他流體注入時，在注入氣體量為 0.12 PV時，采出端見氣；當氣水比為 9︰24和 4︰1時，采出端見氣時的注入氣體量分別為0.15PV和0.17 PV（表2）。當有氣體與液體共同存在于多孔介質時，氣體的溶解、擴散受到影響，其復合作用對于原油的驅動明顯增加，表現為見氣階段 的驅油效率大幅度增加，最終驅油效率也明顯提升。

表2 注入不同氣體量驅替實驗結果

2.2 大型物理模擬實驗

為了進一步驗證管式模型實驗得到的結果，利用自主研發設計的大型三維高溫高壓物理模擬實驗裝置系統進行模擬研究。

模擬實驗的整套系統包括模型系統、高壓艙系統、數據采集處理系統、自動控制系統、采出計量系統及輔助系統等。物理模型為人工填制模型，以行業標準《注蒸汽采油高溫高壓三維比例物理模擬實驗技術要求》為基礎，并考慮溫度損失進行了相應修訂，模型模擬的是渤海油田A油藏的實際井網，采用的井網是一注四采，均采用水平井開采，實驗所用的油、水、氣要求均與文中管式模型物理模擬實驗要求一致，注入流體溫度200 ℃，原型參數和模型參數對應的情況如表3所示。

表3 原型參數和模型參數對比

模型采用一口注入井四口采出井的反五點井網（圖1），注入井位于四口采出井的中部，模型表面覆涂高溫密封脂進行密封。實驗方法參考行業標準執行，實驗方案為先開展蒸汽驅0.55 PV，然后注入0.15 PV的氮氣后再注入蒸汽。

圖1 井網分布示意圖

實驗結果表明，在注入蒸汽階段，當注入量為0.55 PV時采收率達到11.07%，由于該方案的布井均在一個平面上，主要以平面波及為主，在蒸汽注入量達0.40 PV后驅油效率即達到穩定；注入氮氣后，驅油效率緩慢上升，主要是由于氣體的上浮作用和增能作用增加了蒸汽對模型頂部原油的動用程度，降低了采出液含水率，但當注氮氣量達到 0.14 PV時，采出井B1井見氣，這與前期管式模型得到的結果基本一致。

3 現場試驗井理論計算

結合渤海油田多元熱流體熱采的實際情況，對實驗結果進行驗證。選取渤海油田A油藏熱采井A–1井和 A–2井進行計算，這兩口井都在注熱期間出現了氣竄，致使鄰井見氣，通過油藏工程計算，鄰井見氣時注入的氣體量均大于 0.12 PV（表4）。

分析認為，當注入氣體量超過稠油溶解和介質吸附的氣體量閥值時采出井即見氣，渤海油田A油藏的這個氣體量閥值為0.12 PV。

表4 現場試驗井的見氣情況分析

4 結論

（1）通過室內實驗研究表明，在稠油油藏熱采時注入氣體，當注入氣體量超過稠油溶解和介質吸附的氣體量時采出井即見氣，一維巖心驅替實驗、大型三維物理模擬實驗和現場試驗井的理論計算的結果均表明，注入氣體量大于0.12 PV時采出端見氣。

該研究成果雖具有一定的局限性，但可為注氣優化和提前氣竄防治等提供實驗數據，也可為油藏和工藝方案的設計提供重要依據。