氮气吞吐技术试验与应用

乔志学（中国石油大港油田分公司第三采油厂）

世界稠油资源极为丰富，稠油分布广、储量大、开采潜力大。但由于原油黏度高，油层渗流阻力大，使得原油从井底向井口流动的过程中，降压脱气和散热降温使得原油黏度进一步增大，影响原油的正常生产运行，开采难度巨大[1-3]。目前稠油热采技术成本高，检泵周期短，维护难度大，制约了稠油油藏的开发。随着冷采技术的不断应用，氮气降黏吞吐技术开始崭露头角[4-5]；为此，在大港南部油田开展现场试验，研究氮气降黏吞吐效果，为稠油油藏开发提供了新的技术手段。

1 技术原理

1.1 氮气吞吐降黏技术

氮气降黏吞吐技术是利用氮气把降黏剂雾化带至地层深部，通过降黏剂在多孔介质中与原油相溶，原油发生触变从而有效降低黏度，增强原油流动性；同时利用氮气增加地层能量使原油更有效地实现返排，从而提高产量。氮气降黏吞吐机理及设备如图1和图2所示。

图2 氮气降黏吞吐设备

1.2 低压雾化油层处理技术

低压雾化油层处理技术即在低于地层破裂压力条件下，利用高压气体（N2），通过雾化装置把雾化剂溶液分散成微小液滴，伴随气体进入地层深部微孔隙和微裂隙或者原油中，达到溶蚀改造微孔隙、微裂缝或改变岩石润湿性，改善渗流通道或降低原油黏度的目的。具体雾化现场试验如图3所示。

图1 氮气降黏吞吐机理

图3 雾化过程现场试验

2 技术优势及适用范围

2.1 技术优势

选择氮气注入具有以下优势：溶解度小，容易在地层形成次生气顶；氮气为非腐蚀性的惰性气体；受矿化度影响很小，能解决注水困难或水敏性油藏的很多问题；气源广，可以就地取材，不需要有管道输送，现有的制氮、分离、注入技术和设备能够完全满足需要；有利于增加地层能量且成本低，氮气压缩系数比气顶气、烟道气和CO2的都大，可以防止大气污染。不同气体在120℃、55MPa下的溶解能力、压缩因子及体积换算见表1。

表1 不同气体在120℃、55MPa下的溶解能力、压缩因子及体积换算

2.2 适用范围

氮气降黏吞吐技术适用范围主要包括以下几方面：

1）储量要求：储量落实，具备一定的物质基础，剩余油富集[6-8]。

2）油藏条件要求：有效厚度5m以上[9-10]，无明显的边底水突破。

3）含水要求：小于95%。

4）原油黏度要求：储层条件下保证有流动性。

5）地层能量要求：冷采有一定的地层能量。

6）油井类型：水平井、直斜井均可，井况完好，套漏井必须封堵试压合格，有套损的不选。

7）适用于边底水普通稠油，浅薄层特稠油、多轮次吞吐后低效稠油，及套损无法注汽井、近井地带堵塞稠油井等。

图4 32MPa不同注气量周期累产油及对比

图5 31MPa不同注气量周期累产油及对比

2.3 施工情况

通过大港南部王官屯油田先导试验井施工情况可以得出：

1）注气压力小于32MPa，周期采油量随注气量增加而增大，但大于40×104m3后增油幅度减小。32MPa不同注气量周期累产油及对比见图4。

2）注气压力31MPa，周期采油量随注气量增加而增大，但大于50×104m3后增油幅度减小。

通过现场试验确定注气压力31MPa，注气量40×104m3，严格控制注气压力及注气量，保证注气效果。31MPa不同注气量周期累产油及对比见图5。

3 效益分析

在大港南部王官屯油田2口油井上开展了氮气吞吐试验，效果显著，初期日增油7.56t。截至目前，累计增油1472t，累计创效1240余万元；同时氮气吞吐前2口井采用电加热器生产，日节电480kWh，年累计节电效益为15.4万元。现场试验效果统计见表2。

氮气降黏吞吐技术实现了稠油冷采，不需要应用电加热器及倒地下伴热水生产，降低了管理难度及生产护理成本及员工的工作强度，产生了一定的社会效益。

表2 现场试验效果统计

4 结束语

稠油油藏氮气综合增产技术能够有效提高地层能量，提高原油流度，提高开发效果，目前，累计增油1472t，累计创效1240余万元；日节电480kWh，节电子效益15.4万元，在降低生产成本及员工的劳动强度的同时，也对同类油藏开发具有一定的借鉴与指导作用。