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注氮气改善稠油蒸汽吞吐后期开采效果

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氮气 改善 蒸汽 吞吐 后期 开采 效果
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  文章编号 : 1000 - 2634 (2002) 03 - 0046 - 04注氮气改善稠油蒸汽吞吐后期开采效果 ,李 允 2(1. 新疆石油管理局采油工艺研究院 , 新疆 克拉玛依 834000 ; 2. 西南石油学院 )摘要 : 蒸汽吞吐后期随着地层能量枯竭和井筒周围含油饱和度减少 ,周期含水升高 ,油气比下降 ,开采效益变差。注氮气是改善稠油蒸汽吞吐后期开采效果的有效途径 ,其主要增产机理是增加蒸汽波及体积 ,补充驱动能量 ,进一步降低残余油饱和度和提高回采水率。模拟研究表明 ,在吞吐后期宜采取先注氮气、后注蒸汽的注入方式 ,并且存在一个优化的周期注氮量。关键词 : 稠油油藏 ;蒸汽吞吐 ;注氮气 ;数值模拟中图分类号 : 7          文献标识码 : 注蒸汽是开采稠油的有效技术。我国除了克拉玛依九 1~九 5 区已转入大规模蒸汽驱外 ,大部分稠油区块都采取蒸汽吞吐方式开发。蒸汽吞吐的特点是采油速度快 ,油气比较高 ,适用性广 ,但蒸汽波及范围有限 ,总体上属于衰竭式开采。吞吐后期随着地层能量枯竭和井筒周围含油饱和度减少 ,周期含水升高 ,油气比下降 ,开采效益变差。当达到周期极限油气比后 ,要么转为蒸汽驱 ,要么采取措施延长经济开采周期 ,否则只能废弃。根据国内外专家们的研究 ,蒸汽吞吐采出程度一般低于 25 % ,可见在蒸汽吞吐后期仍有进一步提高采收率的物质基础。本文对注氮气开采稠油机理进行了分析 ,介绍了国内外注非凝结气改善蒸汽吞吐效果的典型实例 ,并结合一个典型油田的数值模拟结果对注氮方式和周期注氮量进行考察。1  注氮气开采稠油机理分析稠油油藏大多埋藏较浅 ,地层压力低 ,且原油组成以重质组分为主 ,注入甲烷、二氧化碳或氮气后难以达到混相驱替 ,因此主要为非混相驱替作用机理。通常认为蒸汽吞吐或蒸汽驱过程中加入少量气体在理想情况下可使稠油最终采收率提高 10 %~ 20 % ,如果注入气量过大 ,则可能适得其反。注非冷凝气采油的基本机理主要为原油溶解气体后体积膨胀、油相粘度降低和补充地层能量以及溶解气驱作用。在蒸汽吞吐中注入非冷凝气还有另外两种增产机理 ,即扩大蒸汽波及体积和进一步降低残余油饱和度。一般情况下 ,氮气在重油中的溶解度很低。 1 \]的实验结果显示 , 在 6. 0233. 9 ℃条件下 , 青中的溶解度仅为 3. 28 温度对 稠油中的溶解度影响较小 ,而压力的影响较大 (图 1) 。由于溶解度低 ,因此氮气对原油粘度和膨胀率的影响较小。随着压力增加 ,饱和 沥青粘度降低程度不显著(图 2) 。 出 ,在油藏条件下 ,重油饱和 %\[2 \]。图 1   特稠油中的溶解度第 24 卷  第 3 期           西 南 石 油 学 院 学 报           24   32002 年   6 月                 J 2002  X 收稿日期 : 2001 - 09 - 13作者简介 : 王嘉淮 (1957 - ) ,男 (汉族 ) ,四川眉山人 ,总工程师 ,教授级高工 ,在读博士 ,主要从事采油工程和稠油热采技术方面的研究工作。图 2  饱和 特稠油粘度变化虽然如此 ,在注蒸汽的同时注入氮气依然可以起到显著增产作用 ,其主要的增产机理是扩大蒸汽波及体积 ,补充驱动能量和降低残余油饱和度。王嘉淮等人 \[3 \]的模拟研究表明 ,蒸汽吞吐时注入适量天然气可增大加热半径 ,维持更高的地层压力。大量研究已证实气相饱和度的存在能够减少水驱残余油饱和度。2  注非凝结气改善蒸汽吞吐效果实例2. 1   田蒸汽 / 天然气吞吐试验委内瑞拉 田蒸汽 / 天然气吞吐试验区选择 L 进行先导试验 ,先注入 4 800汽 ,接着注入 141. 6 × 103然气。作为对比 ,该井周围还有 3 口井也同时进行蒸汽吞吐 ,平均注汽量为 4 637 在 365 天的生产周期内 ,L 累积产油 10 922 油气比 2. 3 ,而相邻 3口只注蒸汽井平均产油 4 494 平均油气比0. 969。 无论是产油量还是油气比 ,前者均比后者高出 2 倍以上。主要增产机理为注蒸汽后注天然气提高了油井附近地层压力 ,扩大了加热区域。此外 ,气体混相和驱替也可能对改善生产效果有贡献。2. 2  巴黎谷空气 / 蒸汽吞吐试验油公司曾在加里福尼亚巴黎谷油田 20号和 3 号两口井上进行空气 / 蒸汽吞吐试验。注入步骤为 : ⑴从油管注蒸汽一周 ; ⑵从环空注蒸汽同时从油管注空气 ,时间约 10 d ; ⑶持续注 4~ 7 d 蒸汽。示踪剂测井表明 ,空气主要进入油层下部 ,而蒸汽主要进入油层中上部。 20 号井第三周期和第五周期注入空气 / 蒸汽 ,与只注蒸汽的第二周期和第四周期相比 ,产油量分别增加 92 %和 86 %。 3 号井第七周期注空气后比前一周期增产 77 %。通过模拟研究 ,认为增产机理包括气体的捕集、对井筒附近已加热原油的气驱作用、推动热量进入粘度更高的上部层段和提高地层压力。2. 3  克拉玛依九 6 区氮气 / 蒸汽吞吐试验该油藏属浅层特稠油油藏。从 1995 年到 1997年在该区 16 口不同蒸汽吞吐轮次的井上进行了氮气 / 蒸汽吞吐试验 ,注氮方式分别为混注和段塞式。截止 1997 年 9 月 ,除 1 口井无效外其井均见到显著增产效果 ,累积增产油量 4 158 t ,油气比提高 0. 16以上。注氮后生产动态显现以下特点 :⑴油井生产时率显著提高 ,由注氮前的 32. 3 %增加到注氮后 78. 8 % ;⑵周期产油、油气比、回采水率大幅度提高 ,措施井注氮前一周期平均周期产油 362 t ,注氮气后周期产油达 580 t ,油气比提高 0. 05~ 0. 37 ,回采水率提高 12 %~ 141 % ;⑶油层吸汽剖面得到改善 ,表现为注汽压力明显高于未注氮井 ;⑷与同期只注蒸汽井相比 ,氮气 / 蒸汽吞吐井生产效果大大优于前者。3  氮气 / 蒸汽吞吐模拟研究室内研究和现场试验都已证实注蒸汽过程中添加适量非凝结气有助于改善开采效果。但是 ,现场试验基本上都是在蒸汽吞吐开采初期到第六周期以前的井上进行的。对于已接近常规蒸汽吞吐末期的稠油油藏 ,注氮气是否还有效 ,经济性如何 ,这些问题尚需进一步研究。为此 ,以某典型稠油油藏为例 ,运用油藏数值模拟技术对蒸汽吞吐后期注氮气的潜力进行考察 ,如表 1 所示。表 1  典型稠油油藏油层模型层号厚度/ m 孔隙度渗透率 /10 - 3μ 饱和度1 2. 7   0. 238 1976 0. 732 0. 4   0. 080 80 0. 733 13. 5   0. 247 2457 0. 734 2. 1   0. 080 80 0. 455 10. 4   0. 230 1647 0. 736 0. 6   0. 080 80 0. 457 1. 2   0. 170 516 0. 733. 1  模型建立为便于研究 ,采用了 网格系统为10 × 7 ,分层厚度和孔隙度、渗透率、含油饱和度数据见表 2。为使模型更有代表性 , 对该油藏单井吞74第 3 期            王嘉淮等 :  注氮气改善稠油蒸汽吞吐后期开采效果吐动态进行了历史拟合 ,到第 10 周期 ,累积产油拟合误差 - 2. 0 % ,累积产水拟合误差为 4. 19 %。表 2  氮气 / 蒸汽吞吐模拟结果运算方案 第 8 周期 第 9 周期 第 10 周期 第 11 周期 第 12 周期基本方案 产油 / 0250. 3767 8040. 2971 7010. 2968 6200. 2625 5740. 2430方案 1 产油 / 0630. 3907 8460. 3132 7410. 3154 6580. 2786 6180. 2616方案 2 产油 / 0710. 3936 8320. 3080 7540. 3192 6740. 2853 6160. 2608方案 3 产油 / 2200. 4484 11010. 3743 8850. 3747 8010. 3391 7450. 3154方案 4 产油 / 5300. 5623 11720. 4339 10250. 45340 9430. 3991 8710. 36883. 2  模拟方案确定下面给出注氮气模拟方案的工况参数。基本方案 : 只注蒸汽吞吐开采至 12 周期 ;方案 1 : 第 8 周期开始注氮气 ,周期注氮量 2 ×104注入顺序为先注蒸汽接着注氮气 ;方案 2 : 第 8 周期开始注氮气 ,周期注氮量 2 ×104注入顺序为先注氮气接着注蒸汽 ;方案 3 : 与方案 2 类似 ,周期注氮量 4 × 104方案 4 : 与方案 2 类似 ,周期注氮量 8 × 1043. 3  模拟结果讨论表 2 给出了上述模拟方案的周期产油量和油气比 ,注氮气后周期产油量和周期油气比均有提高。如果仅注蒸汽吞吐 ,根据 \[4 \]提出的蒸汽吞吐结束时极限油气比标准 ,则到第 11 周期后就应停止蒸汽吞吐开采。如果每周期在注蒸汽的同时注入 40 000上的氮气 ,那么即使 12 周期以后仍然能在经济极限油气比之上生产。从模拟结果看 ,若要在蒸汽吞吐后期通过注入氮气提高开采效果 ,周期注氮量必须达到一定规模 ,在模拟中需达到 40 000 上 ,方案 1 和方案 2 虽有一定效果 ,但增产幅度太小。方案 2 注氮气五个周期的平均周期增油才44. 2 t ,而方案 3 和方案 4 分别达到 187. 6 t 和 363t 。从三种方案周期增产油量和单位体积氮气增产率变化规律 ,单纯从增产油量看 ,注气量越大增产越多 ,但考虑单位氮气量的增产率 ,每周期 40 000 外 ,从经济方面来对比 ,方案 2、方案 3和方案 4 的投入产出比分别是 1∶ 1. 836、 1∶ 3. 853 和1∶ 3. 728 ,可见存在一个优化的周期注氮量。比较方案 1 和方案 2 的结果 ,似乎先注氮气后注蒸汽的增产效果稍好 ,这与以前的一些研究结论相反。究其原因可能有两点 ,一是经过多轮蒸汽吞吐后加热半径已近极限 ,注少量氮气不足以使加热区进一步扩大 ,二是后注氮气情况下周期生产初期首先产出大量气体 ,不能充分利用气体能量驱替地层流体 ,因而回采水率相对低一些 ,例如方案 1 注氮气五个周期内的回采水率为 80. 47 % ,而方案 2 达到 84. 76 %。蒸汽吞吐后期注氮气的主要增产机理是什么 ?图 3 是模型中第四层到 12 周期结束时径向上含油饱和度分布。注氮气后的含油饱和度比未注氮气方案 (基本方案 ) 低 2. 1 %左右 ,而这部分孔隙恰恰被气体占据。从周期日产油量变化曲线见图 4 ,两种方案初期相差不大 ,而在中后期注氮气方案的产油速度更高 ,原因是注气对地层能量的补充和驱替作用。由此 ,在蒸汽吞吐开采稠油后期向地层注入氮气的主要增产机理可归纳成三点 : ⑴气相的存在进一步降低残余油饱和度 ,提高驱油效率 ; ⑵补充地层能量和气驱作用 ; ⑶提高回采水率 ,使作用于原油的有效热量增加。图 3  油层饱和度对比84 西南石油学院学报                     2002 年图 4  产油速度比图 5 给出了 8~ 15 周期氮气 / 蒸汽吞吐周期油气比预测结果 ,按 0. 26 的经济极限周期油气比 ,注氮气后蒸汽吞吐开采期大约可延长至 14 周期。图 5  氮气 / 蒸汽吞吐油气比模拟研究证明在此类特稠油油藏实施氮气 / 蒸汽吞吐是可行的。以往制约此项技术应用的主要因素是现场制氮设备和制氮费用高 ,制氮能力不能满足要求 ,而目前开发的中空纤维膜分离制氮注氮装置使制氮注氮成本大幅度降低 ,现场制氮注氮能力有较大提高。辽河油田中深稠油油藏注氮成本已降到 0. 88 元 / 曙 1总共注入氮气 11. 7 ×104、 、 24 口井的平均注氮气量也达到 9. 36 × 104因此 ,无论在技术成熟度方面还是在经济效益方面 ,氮气 / 蒸汽吞吐作为各类稠油油藏蒸汽吞吐开采后期的主要调整措施都能满足油田的要求。4  结 论4. 1  在蒸汽吞吐开采稠油后期向地层注入氮气其主要增产机理是 : ⑴气相的存在进一步降低残余油饱和度 ,提高驱油效率 ; ⑵补充地层能量和提供气驱作用 ; ⑶提高回采水率 ,增加作用于原油的有效热量。4. 2  现场实例及数值模拟研究表明 ,注氮气是改善蒸汽吞吐后期开采效果的有效途径。此项技术适用于各种类型稠油油藏 ,在蒸汽吞吐开采的各个阶段均可采取注氮增产措施。4. 3  注氮方式对增产效果有较大影响。在蒸汽吞吐后期 ,采用先注氮气、后注蒸汽的增产效果优于先注蒸汽、后注氮气或者氮气和蒸汽同时注入方式。4. 4  从增产效果和经济效益考虑 ,对具体的油藏而言存在最佳的周期注氮量。从模拟结果看 ,若要在蒸汽吞吐后期通过注入氮气提高开采效果 ,周期注氮量必须达到一定规模。最佳周期注氮量可根据单位氮气量的增产率和投入产出比来确定。参考文献 :\[ 1 \]  Y , K. [J \]. J J 982 :31 - 38.\[ 2 \]  V. 2 [J \]. 978 :40 - 50.\[3 \]  王嘉淮 ,马新民 ,李桂霞 . 克拉玛依油田九 1 区蒸汽吞吐历史拟合及加注天然气的效果预测 \[ A \][ C\]石油工业出版社 ,1993.\[4 \]  刘文章 . 热采稠油油藏开发模式 \[ M \]石油工业出版社 ,1998.\[ 5 \]  ,. C \]. 5N 991.(编辑  朱和平 )94第 3 期            王嘉淮等 :  注氮气改善稠油蒸汽吞吐后期开采效果in of of 4of 7 % of to - 3 Y 34000 ,, L I   F S S T U M I E ,V 24 , N O. 3 , 46 - 49 , 2002 ( 1000 - 2634 , S E)At of so is is of to is an to at of to to at an in a , L J et   S S T U M I E , V 24 ,N O. 3 , 50 - 53 , 2002 ( 1000 - 2634 , S E)is to to of In it is to to In on on a to to a 37001 , ,   U T S T U M I E , V 24 ,N O. 3 , 54 - 57 , 2002 ( 1000 - 2634 , S E)a of to to of on we of to As a of ① be ② in be in be ③ OC be at a ④ be if in is of N F &D 30023 , .   U T S T U M I E , V 24 ,N O. 3 , 58 - 60 , 2002 ( 1000 - 2634 , S E)6 an to On of ab a 6 to in to of to a of be a to Ⅳ                        2002
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