百重7油田开展多元热流复合注汽试验

百重7油田开展多元热流复合注汽试验

那比江 · 吐尔逊 1 米纳瓦尔 · 阿不都卡德尔 2

1. 新疆油田公司重油开发公司采油作业六区 2. 西部钻探井下作业公司

摘要: 多元热采技术是利用火箭发动机的高压燃烧喷射机理，将柴油和空气在燃烧室密闭燃烧，产生高温高压气体将喷入燃烧室的水瞬间汽化产生多元气体。多元热采技术具有增能、增压和波及范围广等特点，显著降粘提高采收率。同时具有高效节能、注入阶段零排放，存水率低波及体积大。百重7油田开展多元热流复合注汽试验,能降低油田配套设施和开发成本，同时解决克拉玛依地方就业。

主题词: 百重；多元热流；复合注汽；试验

1.多元热采技术原理

多元热流体发生器利用火箭发动机的高压燃烧喷射机理，将注入的燃料（天然气、柴油、原油）和氧化剂（空气）在燃烧室中密闭燃烧，依靠产生的高温高压气体（体积系数二氧化碳15.27% 、氮气84.19% 、氧气0.54% ）将混合掺入的水汽化产生高压混合汽体，主要成分是二氧化碳、氮气 、水蒸气/热水，直接注入油层。

国内外研究表明，多元热流体吞吐技术是利用氮气、二氧化碳与水蒸汽产生协同效应，通过加热降粘和气体溶解降粘、气体增压、扩大加热范围和减小热损失、气体辅助原油重力驱等机理来开采原油。多元热流体中的氮气和二氧化碳在较高压力下可溶解于原油，从而降低原油粘度，提高原油膨胀系数。

通过对稠油样品进行室内试验，发现在油藏温度在56℃，饱和压力为10.2MPa条件下，二氧化碳溶解气油比为45，溶解二氧化碳的原油粘度从464mPa•s降低到79mPa•s，降幅约为83%。在温度在180℃，饱和压力为18.2MPa条件下，二氧化碳溶解气油比为40，溶解二氧化碳的原油粘度从14.1mPa•s降低到7.3mPa•s，降幅约为48%。

油藏中流体间及流体与岩石间界面张力的大小影响流体在岩石孔隙中的分布和流动。试验表明，油气的界面张力比油水间的界面张力降低近70%，有利于提高驱油效率。氮气和二氧化碳的导热系数分别为0.01-0.05和0.01-0.25W/（m•K），低于热水的导热系数0.4-0.5 W/（m•K），且密度比蒸汽轻，注入油层后会向油层上部扩展，降低注入蒸汽在油层顶部的热损失，同时在一定程度上降低注入蒸汽的超覆，增大波及体积。研究表明，在注入相同体积热水的情况下，多元热流体加热腔大小是注蒸汽加热腔的2倍。

2.多元热采技术优势

1）多元热流体技术具有增能、增压、波及范围广等特性，确保较长的生产周期；

2）具有显著降粘能力，多元热流体具有热降粘、CO2溶解降粘、N2泡沫降粘、蒸汽水混相降粘的四重复合降粘作用，提高了可动油波及体积，提高采收率（提高幅度会超过10个百分点）；

3）具有高效节能节约资源，多元热流体技术表现出非常高的能效，常规热吞吐技术的燃料热有效性只有85%，而此项技术达到97%；

4）注入阶段零排放，回采时只有1/4的CO2随采出液采出，其余部分为地层所吸收；

5）存水率低，始终保持较高的注入有效性，由于用水量只有普通蒸汽吞吐的1/3，因此本技术不会在地下形成井筒周围的蒸汽水池。因此保持油藏很低的含水率，延长油藏的低含水开发周期；

6）波及体积大可以有效地提高了单井生产能力，由于多元热流体中所含CO2、N2在地下始终以气态化形式存在，具有持续的弹性能，而蒸汽一旦失热后会变成水，弹性能将完全消失，采用本技术具有更大的作用空间和弹性驱作用时间，会波及到更大的油藏范围；

7）降低了油田配套设施的要求，极大地降低了综合开发成本，由于本技术采出液含油更高，含水更低，减少污水处理设施和油水分离设施的建设要求；由于其极高的降粘能力，使得采出油具有更高的流动性，降低了原油集输的设备要求，从而降低综合开发成本。

3.百重7井区多元热流体吞吐试验

百重7井区处于吞吐开发末期，由于地层亏空较大，常规蒸汽吞吐注汽压力低，测试表明注入蒸汽在井底呈现热水状态，热损失较大，加热降粘作用弱，导致经济效益差，为改善开发效果，提出多元热流体吞吐技术，利用多组分协同作用机理开采原油，弥补开发后期常规蒸汽吞吐技术的不足。

2016年新疆永升能源有限责任公司在百重7开展多元复合驱热流注汽试验8口井，主要目的是通过采用多元复合驱新技术探索百重7井区稠油开发后期提高经济效益的有效途径。

试验井主要选井条件：

1）吞吐末期长期未注汽井；

2）存在未动用或动用较小的油层，如克上组与白碱滩组合采井、克上组南部直井（因油层物性差异存在动用不均）；

3）高产区内的低产低能井；

4）断层附近井，存在未动用区域。

根据选井条件，在集中关停区域选取合采井5口，克上组南部井2口，八道湾组扩边区井1口，合计8口井，采取封上注下的措施方式，以期增加下部动用程度。

目前7口直井已焖开见产，其中1口井（bHW040）计划于11月24日焖开。截止目前累积增油242.3t，含水71.9%，单井日均产油0.7t，高于百重7井区平均单井日产水平（0.4t），取得初步的效果。由于冬季低温无法生产，目前7口措施直井已调关。

表1 百重7井区多元热流体吞吐措施井措施效果表

生产特点：

1）产液量低，单井平均日产液仅为2.4t，且日产液量下降快，生产10天后均呈供液不足现象；

2）含水下降幅度大，由措施前的90%以上，下降到71.9%；

初步结论：开发参数变好，但试注效果不理想。

原因分析：

1）蒸汽吞吐末期地层亏空大，长期未注汽导致油层温度低，降粘难度大；2）试验井选井较为分散，周围井窜扰多，大量气体溢散影响增产效果。

4 、认识及结论

1）多元热流体吞吐井的生产分为三个阶段：高产阶段、迅速递减阶段和缓慢递减阶段。

2）多元热采技术具有增能、增压和波及范围广等特点，显著降粘提高采收率。

3）多元复合驱作为百重7稠油开发的新技术，能够实现注入过程零排放和有一定的增油效果。

5、存在问题

多元复合驱热流注汽试验在百口泉采油厂稠油初步尝试的新课题，该试注试验完全由永生能源主导实施,工艺配套技术需要消化吸收，化注汽参数和注汽方式、优选加降粘剂数量及加降粘剂时机需要摸索，希望能通过采用多元复合驱新技术以期找到百重7井区增产的突破口，换发老油田的活力，为百重7油田提质增效而努力。