摘要：文章以LH油田D84块的X1012～X1011井组为研究工区，分析了蒸汽吞吐后的稠油油藏特征，研究发现经过多个周期的普通蒸汽吞吐后，油藏呈现加热半径小、压力下降快、动用程度低等特点。针对这些问题，开展了非凝析气体辅助蒸汽吞吐数值模拟研究，结果表明非凝析气体(CO2、N2、烟道气)辅助蒸汽吞吐能有效改善稠油油藏的开发效果，提高产油量和油气比，其中以CO2效果最佳，值得应用推广。
关键词：CO2,N2,烟道气,D84块,蒸汽吞吐
0引言
稠油是一种高黏度、低流动性的油藏类型。目前全世界已探明的稠油储量达到了155.5×1011 t，对全球能源供应至关重要[1-2]。目前，我国已探明的稠油储量约为4×109 t，其中4/5左右的稠油油藏都是使用蒸汽吞吐进行开采。但是，纯蒸汽吞吐开发的稠油油藏，其采收率比较低，平均只有20.3%左右，并且经过长时间开发之后，稠油油藏的压力会持续减小，导致储层出现各种问题，如加热半径有限、储量动用不均一、汽窜等，在一定程度上影响了蒸汽吞吐的开发质量[3]。非凝析气体辅助蒸汽吞吐(NGHP)是通过注入CO2、N2、烟道气等气体，提高蒸汽吞吐的生产效率，从而提高油气采收率和产量[4]。基于此，本文以LH油田D84块为例，对非凝析气体辅助蒸汽吞吐技术进行深入分析。
1工区概况
D84块位于LH油田S 1区的西北部[2]。研究工区为D84块的X1012～X1011井组，目的层为XⅢ1，探明含油面积为0.32 km2，石油地质储量为33×104 t，储层平均有效厚度为5.2 m，物性比较好，如有效孔隙度大(29.5%)、含油饱和度高(61.2%)、渗透率大(1.1μm2)等。D84块的油品为特稠油(>1 000 mPa·s)，原油黏度对温度非常敏感。工区内总共有X1011、X1012、X1013、X1014、X1015和X1016六口水平井，如图1所示，井组的构造比较平缓，由西南向东北方向倾斜，地层非常平缓，倾角仅为1°左右。从1996年开始，研究人员使用蒸汽吞吐的方式对D84块兴隆台油层进行开发，经过20多年的开发，该块的很多生产井均进入了开发中后期，蒸汽吞吐的效果持续变差，可采储量比较少，采出程度已经超过90%，呈现出“低压力、低油气比、低产量”的特点，亟需引入更加先进的开发手段，来提高油藏的采收率[2]。
2非凝析气体辅助蒸汽吞吐机理
目前，国内外很多专家研究了非凝析气体辅助蒸汽吞吐的可行性，其中以对CO2、N2和烟道气的研究最多，因此本文主要对这3种气体辅助蒸汽吞吐的机理进行系统阐述。
2.1 CO2辅助蒸汽吞吐
CO2辅助蒸汽吞吐机理主要表现在以下5个方面：(1)CO2溶解于原油中可显著降低其黏度，尤其对于高黏度原油效果更为显著，可使黏度降至原始值的1/100～1/10，从而提高原油流动性和产量；(2)CO2溶于原油中可导致原油体积膨胀，增加液体动能，提高驱油效率；(3)油层中的CO2溶解气在井下释放压能，推动原油向井筒运移，排出阻塞物，同时CO2溶于水后呈弱酸性，与地层堵塞物发生反应，提高油层渗透率，解堵效果显著；(4)CO2在驱油过程中可降低油水界面张力，减少残余油饱和度，提高驱油效率；(5)CO2主要通过分子扩散作用溶于原油中，并受最小混相压力的限制，最小混相压力受CO2纯度、原油组分和油藏温度影响[1]。
2.2 N2辅助蒸汽吞吐
N2辅助蒸汽吞吐机理主要表现在以下4个方面：(1)通过注入N2，能保持油藏压力，延长吞吐周期，增加油藏能量，改善油的渗流阻力，形成气驱，从而提高原油产出；(2)注入N2可以扩大蒸汽的波及范围，减小热损失，提高蒸汽的热利用率，降低残余油饱和度；(3)注入N2后形成泡沫油，降低原油黏度，有利于超稠油的吞吐开采；(4)N2的注入还能使原油溶解气膨胀，改变饱和度分布，提高油相的相对渗透率，降低界面张力，提高驱油效率，改善多周期开发效果[3]。
2.3烟道气辅助蒸汽吞吐
烟道气中的成分主要是N2和CO2，因此，烟道气驱油过程中同时具有N2和CO2双重驱油机理，主要表现在以下5个方面：(1)烟道气溶解于原油后会使原油体积膨胀，增加弹性能量，改善原油的采出；(2)烟道气的注入降低了原油的黏度，改善了流动性，提高了稠油油藏的采收率；(3)烟道气能强化蒸馏作用，降低了蒸汽的热损失，保持了蒸汽温度和干度，提高了对原油中轻质组分的蒸馏效应；(4)烟道气的注入可以增大加热腔的体积和油藏压力，改善了波及系数，提高了驱油效率，促进了重力驱油；(5)烟道气中的N2含量高，能够提高热效率，减少蒸汽的热损失，有利于提高蒸汽波及体积[4]。
3蒸汽吞吐后油藏特征
本次研究采用工区从2010年5月开始投产到2014年5月的资料，应用油藏数值模拟软件，对该工区X1012～X1011井组进行开发动态的跟踪模拟，并据此进行蒸汽吞吐后油藏特征研究，从而为后续非凝析气体辅助蒸汽吞吐数值模拟奠定良好的基础。
3.1地层温度分布特征
经过多轮常规蒸汽吞吐之后，井筒周围温度明显升高，表明加热作用已初显，但加热范围相对有限，井间热传递效果不佳，影响了后续转驱等工艺的展开。然而，若继续进行蒸汽吞吐操作，预计加热半径的扩大幅度将不会显著增加，需采取措施增加波及范围，提高原油动用率。
3.2地层压力分布特征
经过多轮常规蒸汽吞吐之后，井筒周围压力都比较低，并且下降幅度较大，其中X1011井和X1012井周围压力最低，主要是由于这两口井累积采注比都比较大，为1.36和1.32，整个井组采注比为1.18，故两口井周围压力下降最快；X1015井采注比最小，为1.02，故其周围压力下降幅度较小。总体来说，各井井底周围的压力都有一定程度的下降，如果继续进行蒸汽吞吐可能会导致油藏的供液不足，需采取措施维持压力，提升供液能力，确保后续开采的持续有效性。
3.3剩余油分布特征
经过多轮常规蒸汽吞吐，油藏中含油饱和度和剩余油丰度略有变化，但幅度较小。X1011和X1012井附近的含油饱和度最低，X1016和X1014井次之，而X1013和X1015井周围的含油饱和度最高。X1011井投产时间比较早，吞吐周期达9周期，累积注汽和累积产液量都比较高，导致井筒附近流体分布情况变化较大；X1012井初始储量较小，投产虽晚但附近含油饱和度下降迅速；X1016井附近储量丰度大，但气油比最高，导致饱和度下降较快；X1014井附近原始储量低，产油量一定，含油饱和度下降较快；X1013井储量相对较大，原油供给充足，含油饱和度降低幅度较小；X1015井附近储层物性良好，原油供给半径大，含油饱和度下降缓慢。X1013、X1016和X1011井附近剩余储量丰富，仍有挖掘潜力，这说明蒸汽吞吐技术在剩余油开采方面已取得一定成效。
4非凝析气体辅助蒸汽吞吐数值模拟
根据研究工区地质、油藏、储层以及蒸汽吞吐后的油藏特征，并且结合前人研究成果，本文在拟合后的数学模型基础上，对X1012～X1011井组进行非凝析气体辅助蒸汽吞吐数值模拟，预测开发效果。非凝析气体的各种参数数值如表1所示，各水平井蒸汽注入量和非凝析气注入量如表2所示。
将以上参数组合分别代入模型中，各吞吐八个周期预测纯蒸汽吞吐以及非凝析气体辅助蒸汽吞吐的开发效果。图2为纯蒸汽吞吐和非凝析气体辅助蒸汽吞吐的累产油及累积油气比对比图，可知，N2辅助蒸汽吞吐、CO2辅助蒸汽吞吐、烟道气辅助蒸汽吞吐都能有效改善X1012～X1011井组开发效果，其中CO2辅助蒸汽吞吐开发效果最好。生产相同时间，三种开发方式井组增油量分别为1.3×104 t、2.8×104 t、1.5×104 t，平均单井增油量分别为2 234 t、4 638 t、2 438 t，油气比增量分别为0.027、0.051、0.032，达到预期效果。
5结语
(1)D84块特稠油油藏经过多轮常规蒸汽吞吐之后，呈现出加热半径小、压力下降快、动用程度较低等特点。为了实现增能保压、提高波及体积的目的，需要采取一系列适当的措施，以进一步优化油藏开采效果，提高产量和经济效益。
(2)非凝析气体辅助蒸汽吞吐可以有效改善开发效果，产油量和油气比也得到显著提升，其中CO2辅助蒸汽吞吐开发效果最好。这表明CO2辅助蒸汽吞吐技术在稠油开采中具有重要的应用潜力，并为稠油开发提供了全新的思路和方法。
参考文献：
[1]陈昱铭.小洼油田非烃气辅助蒸汽吞吐技术研究[D].重庆:重庆科技学院,2018.
[2]孙昊.杜84块兴Ⅱ-Ⅳ组深度开发研究[D].大庆:东北石油大学,2016.
[3]刘佳明.气体辅助蒸汽吞吐机理研究[D].北京:中国石油大学(北京),2021.
[4]靳月明.非凝析气体CO2改善蒸汽吞吐效果技术研究[J].复杂油气藏,2016,9(4):58-61.
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