孤島油田底水稠油油藏注氮?dú)廨o助蒸汽吞吐的選區(qū)新方法

楊 陽，劉慧卿，龐占喜，張兆祥，陳慶元

（1.中國(guó)石油大學(xué)（北京）石油工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249；2.中國(guó)石油大港油田分公司勘探事業(yè)部，天津 300000）

孤島油田構(gòu)造上隸屬于渤海灣盆地濟(jì)陽坳陷沾化凹陷，為發(fā)育在孤島凸起之上的以新近系館陶組為主要儲(chǔ)油層系的大型披覆背斜油田，其石油儲(chǔ)量大，產(chǎn)量高，是中國(guó)著名油田之一[1]。根據(jù)孤島油田的地質(zhì)特征，分別對(duì)強(qiáng)、弱底水稠油油藏和特稠油油藏進(jìn)行了數(shù)值模擬研究。油藏頂面深度為1250 m，普通稠油和特稠油在50℃時(shí)粘度分別為5000和12000 mPa·s，原始含油飽和度為65%，初始地層溫度為60℃。選取孤島油田3種典型地層參數(shù)實(shí)施注氮?dú)廨o助蒸汽吞吐，即滲透率分別為500×10-3，1000×10-3和2000×10-3μm2；對(duì)應(yīng)的孔隙度分別為30%，35%和40%；油層厚度分別為2～5，5～8和8 m以上。

蒸汽吞吐主要是通過溫度的升高改變稠油的流動(dòng)性以達(dá)到高效采油的目的。許多學(xué)者在注入相同蒸汽量的基礎(chǔ)上對(duì)比分析注氮?dú)鈱?duì)蒸汽吞吐的改善，卻忽略了注入總熱量對(duì)蒸汽吞吐的影響，不能充分體現(xiàn)注氮?dú)鈱?duì)蒸汽吞吐的改善程度[2-5]。因此，在注入總熱量相同的條件下，對(duì)注氮?dú)廨o助蒸汽吞吐重新進(jìn)行了對(duì)比分析。為使注氮?dú)廨o助蒸汽吞吐時(shí)波及體積達(dá)到最大，選取氮?dú)夂驼羝幕熳⒈葹?0∶1[6]。

1 注氮?dú)廨o助蒸汽吞吐效果對(duì)比

根據(jù)熱力學(xué)中干度定義，在干度為0.55時(shí)，濕蒸汽焓值為

式中：Hs為濕蒸汽焓值，kJ/m3；Hw為飽和水焓值，kJ/m3；Hst為飽和蒸汽焓值，kJ/m3。

當(dāng)注入蒸汽密度為46.19 kg/m3時(shí)，濕蒸汽焓值為96362.802 kJ/m3；當(dāng)?shù)獨(dú)庾⑷霚囟葹?00℃時(shí)，氮?dú)忪手禐?95 kJ/m3。根據(jù)注入總熱量相同得

式中：Qs1為只注蒸汽時(shí)的注汽強(qiáng)度，m3/m；Qg為注氮?dú)鈴?qiáng)度，m3/m；Hg為氮?dú)忪手担琸J/m3；Qs2為注氮?dú)廨o助蒸汽吞吐時(shí)的注汽強(qiáng)度，m3/m。

以4個(gè)輪次作為研究對(duì)象，第1輪次注汽強(qiáng)度選用270 m3/m，周期遞增率約為1.15，后3個(gè)輪次的注汽強(qiáng)度依次為310，360和410 m3/m。為了與實(shí)際生產(chǎn)情況相近，從第3輪次開始對(duì)比蒸汽吞吐與注氮?dú)廨o助蒸汽吞吐的效果。由式（2）的計(jì)算結(jié)果（表1）可以看出，注氮?dú)廨o助蒸汽吞吐一組的注汽量小于蒸汽吞吐的，這是注入總熱量相同導(dǎo)致的必然結(jié)果。

表1 注汽強(qiáng)度和注氮?dú)鈴?qiáng)度計(jì)算結(jié)果

1.1 增油量對(duì)比

對(duì)于不同地層參數(shù)條件下的稠油油藏而言，添加氮?dú)夂罂捎行Ц纳仆掏碌拈_發(fā)效果，其增油效果明顯。隨著油層厚度的增加或地層滲透率和孔隙度的增大，累積增油量和累積油汽比也不斷增加。從增加幅度上可以看出，油層的滲透率和孔隙度比油層厚度對(duì)增油量的影響顯著。這表明地層條件越好，氮?dú)飧纳普羝掏碌男Ч胶茫ū?）。

表2 生產(chǎn)數(shù)據(jù)對(duì)比

1.2 加熱半徑增加量對(duì)比

由不同條件下加熱半徑增加量的對(duì)比（圖1）可知：①在不同的油層厚度下，注入氮?dú)廨o助蒸汽吞吐后，蒸汽吞吐的加熱半徑都明顯增加，并且隨著地層滲透率和孔隙度的增大，加熱半徑增加量逐漸增大。②當(dāng)?shù)貙訚B透率和孔隙度很小時(shí)，油層越厚，加熱半徑增加量越大；當(dāng)?shù)貙訚B透率和孔隙度很大時(shí)，油層越薄，加熱半徑增加量也越大。③油層越厚，隨著滲透率和孔隙度的增大，加熱半徑增加幅度越小?？傊?，注氮?dú)廨o助蒸汽吞吐開發(fā)效果變好的主要原因在于增大了生產(chǎn)壓差，擴(kuò)大了蒸汽的波及范圍，提高了蒸汽的洗油效率[7]。

圖1 加熱半徑增加量對(duì)比

1.3 底水錐進(jìn)

通過對(duì)數(shù)值模擬過程中每個(gè)時(shí)間點(diǎn)各參數(shù)的監(jiān)測(cè)，注氮?dú)廨o助蒸汽吞吐抑制底水錐進(jìn)主要體現(xiàn)在3個(gè)方面：①氮?dú)庠诘貙訔l件下生成一定數(shù)量的氣泡起到了封堵作用，對(duì)底水的向上錐進(jìn)有一定的抑制作用；②注入氮?dú)饩S持了地層壓力，抑制了由于底水能量過大導(dǎo)致的水錐；③由于氮?dú)獾淖饔茫嘞鄬?duì)滲透率降低，從而降低了油水界面張力，控制了水錐[8-10]。

2 注氮?dú)廨o助蒸汽吞吐適用條件

在注入總熱量相同的條件下，注氮?dú)廨o助蒸汽吞吐能減少蒸汽注入量，增加累積產(chǎn)油量，但不一定能帶來經(jīng)濟(jì)效益。以孤島油田參數(shù)為基礎(chǔ)，通過計(jì)算增收益，形成稠油油藏注氮?dú)廨o助蒸汽吞吐的地質(zhì)篩選條件，從而建立以油層厚度、滲透率為變量的篩選圖版。

2.1 增收益平衡點(diǎn)

注汽費(fèi)為236.76元/t，注氮?dú)赓M(fèi)為5元/m3（標(biāo)準(zhǔn)狀況下），操作費(fèi)為1565元/t，管理費(fèi)為48.52元/t，平均單井日費(fèi)用為576元/t，銷售費(fèi)按銷售收入的0.25%提取，約為每噸油1.86元；稅金按每噸油15.5元提取。注氮?dú)廨o助蒸汽吞吐的增收益為：增油量×（油價(jià)-操作費(fèi)-管理費(fèi)-平均單井日費(fèi)用-銷售費(fèi)-稅金）+減少的注汽量×注汽費(fèi)-注氮?dú)饬俊磷⒌獨(dú)赓M(fèi)。計(jì)算結(jié)果如圖2和圖3所示。

圖2 弱底水普通稠油油藏增收益

圖3 強(qiáng)底水普通稠油油藏增收益

弱底水普通稠油油藏 對(duì)于油層厚度為2～5 m的稠油油藏，滲透率小于700×10-3μm2時(shí)增收益為負(fù)值，應(yīng)注蒸汽；大于該值時(shí)應(yīng)注氮?dú)廨o助蒸汽吞吐，增收益平衡點(diǎn)為700×10-3μm2。對(duì)于油層厚度為5～8 m的稠油油藏，滲透率小于850×10-3μm2時(shí)增收益為負(fù)值，應(yīng)注蒸汽；大于該值時(shí)應(yīng)注氮?dú)廨o助蒸汽吞吐，增收益平衡點(diǎn)為850×10-3μm2。對(duì)于油層厚度為8～12 m的稠油油藏，滲透率小于1000×10-3μm2時(shí)增收益為負(fù)值，應(yīng)注蒸汽；大于該值時(shí)應(yīng)注氮?dú)廨o助蒸汽吞吐，增收益平衡點(diǎn)為1000×10-3μm2。

強(qiáng)底水普通稠油油藏 強(qiáng)底水普通稠油油藏油層厚度通常大于8 m。對(duì)于油層厚度為10 m的稠油油藏，滲透率小于650×10-3和大于3500×10-3μm2時(shí)增收益為負(fù)值，應(yīng)注蒸汽；當(dāng)滲透率為650×10-3～3500×10-3μm2時(shí)應(yīng)注氮?dú)廨o助蒸汽吞吐，初始增收益平衡點(diǎn)為650×10-3μm2，閉合增收益平衡點(diǎn)為3500×10-3μm2。對(duì)于油層厚度為12 m的稠油油藏，滲透率小于700×10-3和大于1800×10-3μm2時(shí)增收益為負(fù)值，應(yīng)注蒸汽；當(dāng)滲透率為700×10-3～1800×10-3μm2時(shí)應(yīng)注氮?dú)廨o助蒸汽吞吐，初始增收益平衡點(diǎn)為700×10-3μm2，閉合增收益平衡點(diǎn)為1800×10-3μm2。對(duì)于油層厚度為15 m的稠油油藏，滲透率小于750×10-3和大于1400×10-3μm2時(shí)增收益為負(fù)值，應(yīng)注蒸汽；當(dāng)滲透率為750×10-3～1400×10-3μm2時(shí)應(yīng)注氮?dú)廨o助蒸汽吞吐，初始增收益平衡點(diǎn)為750×10-3μm2，閉合增收益平衡點(diǎn)為1400×10-3μm2。

特稠油油藏 對(duì)于特稠油油藏而言，不論油層厚度和滲透率、孔隙度如何變化，注氮?dú)廨o助蒸汽吞吐增收益都為負(fù)值，所以不適合應(yīng)用注氮?dú)廨o助蒸汽吞吐開發(fā)。

2.2 篩選圖版的建立

利用不同油層厚度、滲透率和孔隙度下的增收益平衡點(diǎn)，繪制增收益平衡曲線。由弱底水普通稠油油藏地層參數(shù)篩選圖版（圖4）可見，當(dāng)?shù)貙訁?shù)值是曲線上的某點(diǎn)時(shí)，注蒸汽與注氮?dú)廨o助蒸汽吞吐的收益相同，即增收益為零；當(dāng)?shù)貙訁?shù)值落在曲線上方區(qū)域時(shí)，增收益為負(fù)值，應(yīng)選用注蒸汽；當(dāng)?shù)貙訁?shù)值落在曲線下方區(qū)域時(shí)，增收益為正值，應(yīng)選用注氮?dú)廨o助蒸汽吞吐。增收益平衡曲線特征為兩端平緩、中間陡峭。當(dāng)滲透率很小時(shí)，油層厚度越大，應(yīng)選用注蒸汽；當(dāng)滲透率很大時(shí)，油層厚度越小，應(yīng)選用注氮?dú)廨o助蒸汽吞吐。

圖4 弱底水普通稠油油藏地層參數(shù)篩選圖版

圖5 強(qiáng)底水普通稠油油藏地層參數(shù)篩選圖版

利用初始增收益平衡點(diǎn)繪制初始增收益平衡曲線，閉合增收益平衡點(diǎn)繪制閉合增收益平衡曲線，建立強(qiáng)底水普通稠油油藏地層參數(shù)篩選圖版（圖5）。當(dāng)?shù)貙訁?shù)值是曲線上的某點(diǎn)時(shí)，注蒸汽與注氮?dú)廨o助蒸汽吞吐的收益相同，即增收益為零；當(dāng)?shù)貙訁?shù)值位于2條曲線所圍區(qū)域之外時(shí)，增收益為負(fù)值，應(yīng)選用注蒸汽；當(dāng)?shù)貙訁?shù)位于2條曲線所圍區(qū)域之內(nèi)時(shí)，增收益為正值，應(yīng)選用注氮?dú)廨o助蒸汽吞吐。

3 應(yīng)用實(shí)例

孤島油田東區(qū)Ng3油層的原油粘度為3000～5500 mPa·s，屬于弱底水普通稠油油藏。油層厚度為6.3 m，平均滲透率為1800×10-3μm2，對(duì)照?qǐng)D4，其地層參數(shù)位于增收益平衡曲線的下方，因此適合注氮?dú)廨o助蒸汽吞吐。

孤島油田中二北Ng5油層的原油粘度為5000～10000 mPa·s，屬于強(qiáng)底水普通稠油油藏[11]。油層厚度為12 m，平均滲透率為1700×10-3μm2，對(duì)照?qǐng)D5，其地層參數(shù)位于初始增收益平衡曲線與閉合增收益平衡曲線所圍區(qū)域內(nèi)，因此適合注氮?dú)廨o助蒸汽吞吐。

孤北1區(qū)Ng3油層為過飽和重質(zhì)稠油油藏，其原油具有高密度、高粘度、高含硫的“三高特點(diǎn)”，50℃時(shí)地面原油動(dòng)力粘度為13769 mPa·s，屬于特稠油油藏[12]。因此不適合注氮?dú)廨o助蒸汽吞吐。

4 結(jié)論

從新的角度研究了注氮?dú)廨o助蒸汽吞吐，即在注入總熱量相同的條件下，經(jīng)過數(shù)值模擬計(jì)算，對(duì)比分析注氮?dú)飧纳普羝掏碌男Ч?，結(jié)果表明不僅增加了累積產(chǎn)油量，擴(kuò)大了加熱半徑，而且能抑制底水錐進(jìn)。這主要是因?yàn)榈獨(dú)鉂B透性好且膨脹系數(shù)大，具有助排作用，可擴(kuò)大蒸汽加熱半徑，降低殘余油飽和度；加注氮?dú)庠黾拥膲毫ζ鸬搅搜a(bǔ)充地層能量的作用，延長(zhǎng)了吞吐周期；氮?dú)獾淖⑷肫鸬接行У母魺嶙饔?，并且在地層條件下生成一定數(shù)量的氣泡，起到了封堵作用。

建立了弱底水和強(qiáng)底水普通稠油油藏注氮?dú)廨o助蒸汽吞吐的地層參數(shù)篩選圖版，利用該圖版可有效分析底水稠油油藏注氮?dú)廨o助蒸汽吞吐的可行性；對(duì)于特稠油油藏而言，不適合注氮?dú)廨o助蒸汽吞吐。圖版應(yīng)用結(jié)果表明：孤東油田東區(qū)Ng3、中二北Ng5油層適合注氮?dú)廨o助蒸汽吞吐；孤北1區(qū)Ng3油層不適合注氮?dú)廨o助蒸汽吞吐。

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