稠油注空氣輔助蒸汽吞吐機理認(rèn)識與實踐

郎 寶 山

（中油遼河油田公司， 遼寧 盤錦 124109）

注空氣開采技術(shù)已經(jīng)在國外多種油藏和各種地質(zhì)條件下得到了成功應(yīng)用, 與熱力采油和化學(xué)采油技術(shù)相比, 注空氣技術(shù)在操作成本、采收率、經(jīng)濟效益以及對環(huán)境的影響方面具有明顯優(yōu)勢[1,2]，且通過爆炸極限研究，明確了臨界氧含量，有效保障了現(xiàn)場安全[3-5]，已被證明是一種很有發(fā)展前景的新技術(shù)。注空氣采油既可以用于輕質(zhì)油藏，又可用于重度的油藏。注空氣采油技術(shù)在輕質(zhì)油藏應(yīng)用較多，在大慶、勝利、吐哈、中原等油田均進行了注空氣及空氣泡沫驅(qū)相關(guān)的研究[6-9]；國外稠油注空氣采油主要是指的高溫注空氣，例如羅馬尼亞的 Suplacu Barcau油藏、加拿大的Wolf Lake油田；近年來，遼河油田、渤海油田進行了稠油低注空氣催化氧化采油的相關(guān)研究試驗[10,11]，主要是從降粘角度行相關(guān)研究[12]，或是在蒸汽驅(qū)開發(fā)方式下應(yīng)用[13]，對蒸汽吞吐開發(fā)方式下注空氣采油技術(shù)的相關(guān)研究較少。

中國稠油資源豐富，稠油開發(fā)方式主要以蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)等為主要。稠油蒸汽吞吐降壓開發(fā)方式，決定了開發(fā)中后期必然存在地層壓力降低、產(chǎn)量遞減加劇、開采成本升等問題。以遼河曙光稠油油田為例：平均吞吐周期 13周期，稠油壓力系數(shù)0.11，目前48.6%油井周期油汽比低于0.3，平均只有0.13，低產(chǎn)低效矛盾突出。為了解決稠油低產(chǎn)低效矛盾，在國內(nèi)嘗試應(yīng)用CO2和N2補充地層能量，獲得成功，稠油開發(fā)效果得到改善。但受氣源緊缺或成本因素限制，實施觃模受到限制。

受注氮氣采油技術(shù)啟發(fā)，進行稠油注空氣輔助蒸汽吞吐技術(shù)研究，幵應(yīng)用研究成果指導(dǎo)現(xiàn)場試驗，逐步加大礦場試驗觃模，累計試驗192井次，周期同期對比，增產(chǎn)原油4.19萬t，蒸汽吞吐效果得到改善。

1 機理認(rèn)識

稠油注空氣輔助蒸汽吞吐是在注蒸汽前，注入常溫空氣，通過空氣中氧氣與原油氧化反應(yīng)，消耗氧氣，產(chǎn)生少量的CO2，生成以N2為主要成分的煙道氣，起到增壓、驅(qū)油助排、降粘等作用。

為了探索增產(chǎn)機理，通過模擬注空氣輔助蒸汽吞吐采油過程進行物理模擬實驗，考察兩種吞吐方式采油速度、采水速度、油汽比、回采水率和階段采收率變化，幵結(jié)合數(shù)學(xué)模型，分析注空氣增產(chǎn)機理。幵通過靜態(tài)反應(yīng)釜實驗，考察催化劑對氧氣消耗的效果。

試驗結(jié)果表明：注空氣對改善蒸汽吞吐開采效果明顯。周期產(chǎn)油量平均上升了 42.7%、產(chǎn)水率平均降低了 5.4%、回采水率平均提高了 8.9%，采油速度平均提高了0.7 L/min、油汽比上升了0. 139、階段采收率最高提高6.8%。

通過注空氣，模型壓力降低幅度明顯減緩，見圖1。

圖1 實驗?zāi)Ｐ蛪毫ψ兓厔輬DFig.1 The experimental model of the pressure change trend

根據(jù)遼河油田稠油油藏地質(zhì)特征，建立了50×40×25個網(wǎng)格的均質(zhì)油藏地質(zhì)模型，建立了瀝青質(zhì)、膠質(zhì)、輕質(zhì)組分、焦炭、O2、CO和 N2七個擬組分的PVT模型。

應(yīng)用計算結(jié)果，幵結(jié)合物理模擬實驗結(jié)果，分析注空氣輔助蒸汽吞吐作用機理主要有：

1.1 加熱降粘作用

低溫氧化反應(yīng)為放熱熱反應(yīng)，理論計算結(jié)果表明，稠油低溫氧化反應(yīng)熱一般為30～100 kJ/molO2，曙光杜 84塊稠油氧化反應(yīng)放出的熱量為 45 kJ/molO2。空氣中10×104Nm3O2在3 MPa條件下,經(jīng)過氧化反應(yīng)放出的熱量相當(dāng)于73.0 t 234 ℃、干度0.5蒸汽的熱量，具有輔助熱降粘作用。

1.2 氣體溶解降粘作用

在不同溫度和壓力條件下，測試飽和N2和煙氣(14% CO2+ 86% N2)稠油的粘度，實驗結(jié)果表明100℃條件下，飽和煙氣(14% CO2+ 86% N2)可使杜84超稠油粘度降低10%～15%，具有一定的氣體溶解降粘作用。

1.3 重力驅(qū)替作用

N2在一定溫度、壓力條件下以氣態(tài)存在，重力驅(qū)替作用力為正值，重力作用使氣體向上“浮動”，使稠油向下“驅(qū)動”。由于 N2密度較低，其重力驅(qū)替作用明顯，達到0.005 9 MPa，室內(nèi)高壓驅(qū)替實驗中，驅(qū)替壓差為0.2～1.0 MPa，重力驅(qū)替作用為壓力驅(qū)替作用的 2.74%，在油藏壓力較低時，具有輔助重力驅(qū)替作用。

1.4 氣體增壓作用

氣體分壓作用，可使5 MPa油藏壓力提高5%左右，1 MPa油藏壓力提高50%～100%；

1.5 催化劑加速氧氣消耗

用曙光油田杜 80興隆臺油樣進行高溫反應(yīng)釜靜態(tài)實驗，考察催化劑加速氧消耗的效果。

實驗條件：反應(yīng)時間24 h，反應(yīng)溫度200 ℃，注空氣壓力0.8 MPa，用水量50%(m)，進行催化劑氧化實驗。加入不同量催化劑，氧含量消耗速度量明顯加快。不加催化劑剩余氧含量 17%，加入0.05%(m)催化劑，剩余氧含量 9.53%，氧氣消耗率提高了41.4%，

觀察實驗中反應(yīng)時間對催化氧化效果的影響，當(dāng)反應(yīng)120 h后，氧氣含量下降到10%以下。反應(yīng)240 h后，氧氣基本全部消耗掉。

2 礦場應(yīng)用試驗

2008年以來，先后在曙光油田杜80興隆臺6個區(qū)塊應(yīng)用192井次，現(xiàn)場未發(fā)生安全事故，措施有效的改善了高輪次井吞吐效果。

2.1 施工工藝

2.1.1 注入工藝

通常采用先注入催化劑及助劑，再注入空氣、蒸汽的注入工藝；現(xiàn)場考慮到為提高油井的利用時率，也可采取先注入催化劑及助劑、同時注空氣和蒸汽的方式。

針對部分油井射孔井段較長，射開井段層間差異較大的實際情況，現(xiàn)場配套了選層注空氣管柱，一次管柱實現(xiàn)選層注空氣及蒸汽，更有針對性的補充地層能量，提高措施效果。

2.1.2 注入?yún)?shù)

根據(jù)室內(nèi)實驗結(jié)果設(shè)計注入?yún)?shù)，其中催化劑用量要保證注入120 h后氧含量消耗到安全范圍內(nèi)，一般10 000 Nm3空氣對應(yīng)催化劑用量為0.2～0.3 t；空氣的注入量一般為每100 t蒸汽對應(yīng)6 000～6 500 Nm3空氣，蒸汽量按正常注入強度設(shè)計。

2.2 區(qū)塊選擇條件

結(jié)合室內(nèi)實驗結(jié)果和試驗效果，總結(jié)歸納出適合曙光油田稠油開發(fā)的技術(shù)適用條件（表1）。

2.3 現(xiàn)場監(jiān)測

產(chǎn)出氣氧含量是重要的安全控制點，科學(xué)合理制定氧含量制定氧含量檢測制度，是保障試驗順利進行的關(guān)鍵。

表1 曙光油田注空氣采油技術(shù)適用標(biāo)準(zhǔn)Table 1 The air injection technology applicable standards in Shuguang oil field

范圍確定：汽竄井和措施井300米內(nèi)的同層位鄰井；

監(jiān)測時間確定：依據(jù)室內(nèi)實驗結(jié)果，反應(yīng)達到120 h，氧含量降低到6.47%，在安全范圍內(nèi)，現(xiàn)場監(jiān)測延長到到 30 d，具體要求見表2。

表2 監(jiān)測時間與氧含量對應(yīng)表Table 2 Monitoring the time corresponding to oxygen content in the exhaust gas

當(dāng)監(jiān)測井需要作業(yè)、測試、改流程時，需要連續(xù)4 h無氧氣，方可實施；

當(dāng)措施井放噴時氧含量超過 3%時繼續(xù)燜井，下泵生產(chǎn)后，繼續(xù)監(jiān)測30 d。

現(xiàn)場試驗中含氧量安全極限暫定為 5%。相關(guān)監(jiān)測達到 5%,關(guān)井，套管注氮氣，同時對采油站儲液罐、相關(guān)集輸系統(tǒng)進行氧含量監(jiān)測。

2.4 礦場應(yīng)用效果分析

2008年以來，先后在曙光油田杜80興隆臺6個區(qū)塊應(yīng)用192井次，累注空氣2 460×104Nm3。周期同期對比，階段有效率 71.8%，階段日產(chǎn)能力、階段油 汽比上升，綜合含水下降，增產(chǎn)效果明顯，增產(chǎn)原油4.19萬t，累計投入措施費2 875.8萬元，獲經(jīng)濟效益達1.05億元，投入產(chǎn)出比1∶4.66，為稠油蒸汽吞吐開發(fā)提供了堅實的技術(shù)保障。具體措施效果見表3。

2.4.1 地層壓力回升

統(tǒng)計2008年以來實施的192井次， 通過注空氣后，地層能量得到不同程度的補充，具體表現(xiàn)為集中實施區(qū)域地層壓力上升，如杜80-36-60井區(qū)，累注空氣182×104Nm3，地層壓力由0.874 MPa上升到1.9 MPa；杜80-14-62井區(qū)，累注空氣48.7×104Nm3，地層壓力由0.613 MPa上升到0.925 MPa。措施后單井注汽壓力普遍上升，注汽壓力由上周期的12.1 MPa平均上升到本周期的12.8 MPa，提高了0.7 MPa，注汽壓力提高有利于改善了油層縱向動用程度及擴大了平面的加熱范圍，對改善吞吐效果具有重要作用。

表3 曙光油田注空氣采油技術(shù)適用標(biāo)準(zhǔn)Table 3 Test results of air injection production technology in Shuguang oilfield

2.4.2 周期產(chǎn)油量增加

周期結(jié)束102井次，其中可對比96井次，階段產(chǎn)油由上周期的309 t上升到本周期的615 t，平均單井階段增產(chǎn)原油306 t。周期未結(jié)束90口井，同期對比階段產(chǎn)油從上周期的289 t上升到本周期的418 t，平均單井階段增產(chǎn)原油129 t。

2.4.3 平均日產(chǎn)能力上升

周期結(jié)束井周期平均日產(chǎn)油由上周期的 2.4 t上升到本周期的3.2 t，平均上升0.8 t；周期未結(jié)束井同期對比，階段平均日產(chǎn)油由上周期的2.7 t上升到本周期的3.9 t，平均上升1.2 t，目前平均生產(chǎn)時間107 d。

2.5 階段油汽比上升

周期結(jié)束井周期油汽比由上周期的0.14上升到本周期的0.29，上升了0,15；周期未結(jié)束井同期對比，階段油汽比由上周期的 0.13上升到本周期的0.19，上升了0.06。

2.6 階段綜合含水下降

空氣的調(diào)剖、堵水作用，使油井綜合含水下降，周期結(jié)束井含水由上周期的 67%下降到本周期的57%，平均下降了10個百分點；周期未結(jié)束井含水由上周期的61%下降到本周期的51%，平均也下降了10個百分點。

2.7 階段采注比提高

周期結(jié)束井采注比由上周期的0.44提高到本周期的0.67，提高了0.23；周期未結(jié)束井階段采注比由上周期的0.34提高到本周期的0.40，提高了0.06。

2.8 排水期呈縮短趨勢

統(tǒng)計排水期結(jié)束的井124井次，其中排水期縮短72井次，沒變化23井次，延長的29井次。平均排水期縮短11.5 d，排水期縮短提高了油井開井時率。

3 結(jié)束語

（1）研究表明注空氣輔助蒸汽吞吐，明顯具有增壓助排作用，可大幅提高采油、采水速度，提高了油汽比、回采水率和階段采收率。注空氣輔助蒸汽吞吐同時還具有加熱降粘、氣體溶解降粘、重力驅(qū)替等輔助作用，有利于改善油井蒸汽吞吐效果，提高稠油蒸汽吞吐開發(fā)水平。

（2）注空氣輔助蒸汽吞吐試驗表明：該技術(shù)有效率高，增產(chǎn)幅度大。高輪次蒸汽吞吐油井實施該技術(shù)后周期產(chǎn)量增加300 t以上，降低綜合含水效果、提高采注比明顯。

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