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顏偉濤

（魯勝石油開發(fā)有限責任公司，山東  東營  257000）

 

摘?要：煙道氣是含碳燃料燃燒時產(chǎn)生的、從煙道或煙囪排出的氣體，主要成分為N₂、CO₂以及少量O₂，捕集處理后注入稠油儲層，可起到補充地層能量、擴大蒸汽腔波及范圍、提高蒸汽驅(qū)油效率等作用。林樊家油田林東館三區(qū)塊采用煙道氣輔助蒸汽吞吐技術(shù)，累計實施煙氣復合吞吐井18井次，與常規(guī)吞吐轉(zhuǎn)周同期相比，累計增油3240t，油氣比提高0.1，取得較好的效果，同時減少CO₂排放433t。

關(guān)鍵詞：煙道氣；稠油；增能；減排

中圖分類號：F272.9 文獻標識碼：A 文章編號：1671-2064（2024）04-0011-03  

 

0引言

煙道氣是含碳燃料燃燒時所產(chǎn)生的、從煙道或煙囪排出的氣體，主要成分為N₂、CO₂以及少量O₂^[1]。勝利稠油熱采年注氣量近800萬t，注氣產(chǎn)生的煙道氣年排放量約70億Nm³，對環(huán)境影響較大^[2-8]。

研究表明，將煙道氣捕集處理后注入稠油儲層，可起到補充地層能量、擴大蒸汽腔波及范圍、提高蒸汽驅(qū)油效率等作用^[1]。魯勝石油公司本著“變廢為寶、低碳減排”的宗旨，對將注氣鍋爐煙道氣用于輔助稠油吞吐開采進行了探索與實踐。

1煙道氣工藝捕集處理工藝原理

燃氣鍋爐產(chǎn)生的煙道氣經(jīng)過換熱器換熱，從110℃降至50℃以下，用濾器分離其中的煙塵、液體，再深度脫水后進入增壓機進行加壓，從油套環(huán)空伴注蒸汽進入油層。

2煙道氣驅(qū)油機理研究

2.1 溶解降黏增效

為更好地說明溶解氣在蒸汽吞吐過程中的作用，實驗室通過建立氣體輔助蒸汽吞吐機理模型，對蒸汽吞吐過程進行了模擬。在蒸汽吞吐過程中，熱量主要集中在近井地帶，原油溫度遠高于稠油的拐點溫度，原油主要是加熱降黏。在遠井地帶，儲層基本不受熱量影響，但受氣體的擴散作用影響，原油中仍能溶解一部分氣體，能夠降低黏度。在遠井地帶，起降黏作用的主要是氣體溶解。

2.2 氣體的增能保壓作用

對比飽和N₂、CO₂與煙道氣后原油飽和壓力的變化可以發(fā)現(xiàn)，當溫度相同時，無論是N₂、CO₂還是煙道氣，隨著氣油比增加，原油的飽和壓力也隨之升高，這主要是由于氣油比越高，因此，溶解氣體的量越多。在相同的試驗溫度下，需要更高的壓力才能使氣體完全溶解于原油中，對外表現(xiàn)為原油飽和壓力升高。對同一氣體來說，隨著溫度升高，原油的飽和壓力也呈現(xiàn)升高趨勢。在較高的溫度條件下，氣體分子的運動更加劇烈，氣體越不容易溶于原油，氣體在原油中的溶解能力越弱，導致原油的飽和壓力升高。對比相同氣液比條件下（8:1）三種氣體的飽和壓力，可以發(fā)現(xiàn)，CO₂的飽和壓力最低，煙道氣次之，N₂的飽和壓力最高。這說明在相同的溫度和壓力條件下，N₂更容易從原油中逸出形成游離態(tài)的氣體，也從側(cè)面說明N₂具有一定的保壓作用。

為進一步說明氣體的保壓作用，實驗室建立氣體輔助蒸汽吞吐機理模型。在蒸汽吞吐過程中，近井地帶溫度較高，飽和壓力高，原油中溶解的氣體較少，氣體主要以游離態(tài)存在，這部分氣體能夠擴散到遠井地帶，溶解在原油中起到降黏和維持儲層能量的作用。隨著原油的大量開采，地層壓力下降，這部分溶解的氣體逸出，仍能維持地層壓力。

2.3 擴大蒸汽的波及范圍

利用二維可視模型模擬單純注蒸汽、注煙道氣輔助蒸汽開發(fā)，分析流體分布和溫度場變化情況。研究發(fā)現(xiàn)，煙道氣注入初期攜帶蒸汽向上運移，促進蒸汽腔“縱向發(fā)育”，后期在頂部形成氣頂隔熱，促進蒸汽腔“橫向擴展”。

2.4 提高驅(qū)油效率

為了對比研究注蒸汽和煙道氣輔助蒸汽的驅(qū)油規(guī)律，進行注蒸汽、煙道氣輔助蒸汽、注蒸汽轉(zhuǎn)煙道氣輔助蒸汽三組物模試驗，對驅(qū)油規(guī)律、產(chǎn)氣規(guī)律、殘余油以及含水率、采收率等驅(qū)油特征進行對比，總結(jié)分析煙道氣輔助蒸汽提高采收率的作用機理。當煙道氣輔助蒸汽驅(qū)替時，產(chǎn)油速度很快，能夠明顯地看到氣體攜帶油滴噴出。在煙道氣輔助注蒸汽中，原油以泡沫油的形式產(chǎn)出，含有大量微氣泡，使原油體積變大，減少流動阻力，在一定程度上提高了驅(qū)油效率。

對比填砂管前后兩端的油砂含油率變化可以看出，煙道氣輔助蒸汽的前后兩端含油率都小于單純注蒸汽，后端含油率的降低幅度明顯大于前端，說明煙道氣的加入對巖心后端驅(qū)油效率改善作用更加顯著。因為煙道氣加入后，攜帶更多蒸汽快速進入巖心深部，所以減少了蒸汽運移過程中的熱量損失，使巖心后端的溫度升高更多，驅(qū)油效率改善更加明顯。以上分析說明煙道氣輔助蒸汽提高了巖心后端的驅(qū)油效率，這是提高采收率的主要機理。

對比采收率可以明顯看出，煙道氣輔助蒸汽的采收率明顯高于單純注蒸汽。注蒸汽后轉(zhuǎn)煙道氣輔助注蒸汽，仍然可以進一步提高采收率。

3煙道氣輔助蒸汽吞吐礦場實驗

3.1區(qū)塊概況

林樊家油田地處山東省濱州市尚店以西、里則鎮(zhèn)以北，位于惠民凹陷東北部，林東館三區(qū)塊位于林樊家油田東部。林東館三區(qū)塊1994年上報含油面積6.1km²，探明石油地質(zhì)儲量648×10⁴t，動用儲量246.2×10⁴t，主力含油小層為Ng₃3¹、Ng₃3²和Ng₃4²，油藏埋深-956～-1001m，屬于高孔高滲強邊底水普通稠油油藏。

3.2開發(fā)現(xiàn)狀

林東館三區(qū)塊在1999年投入開發(fā)，1999年10月—2004年4月為直井天然能量開發(fā)階段，2004年7月—2009年11月為注水試驗開發(fā)階段，2009年12月至今為采用水平井熱采開發(fā)階段。截至2023年2月，投產(chǎn)油井60口，開井46口，日液水平732.7t/d，日油水平132.2t/d，綜合含水82.0%，年產(chǎn)油0.8萬t，采油速度1.5%，累計產(chǎn)油63.6萬t，采出程度24.6%。

3.3主要開發(fā)矛盾

3.3.1 多輪次吞吐壓降大

自2009年12月產(chǎn)能建設以來，該區(qū)塊水平井多輪次吞吐后壓降幅度大，目前地層壓力4.3MPa，壓降5.0MPa。

3.3.2 多輪次吞吐熱采效果變差

自2009年水平井熱采開發(fā)以來，林東館三區(qū)塊吞吐中后期的周期日油水平和油汽比均逐漸變差，需要探索新的開發(fā)策略。常規(guī)吞吐加熱半徑有限（＜60m），井間剩余油采出難。常規(guī)調(diào)剖工藝適應性差，增油效益逐年下降，亟須應用新的工藝技術(shù)來提高熱采開發(fā)效果。

3.4試驗方案優(yōu)化

3.4.1選井條件確定

根據(jù)煙道氣的驅(qū)油機理確定選井條件：一是位于構(gòu)造高部位，遠離邊水；二是有一定的地層虧空；三是井況較好，無出砂等工程問題。

3.4.2注入?yún)?shù)優(yōu)化

在參數(shù)優(yōu)化過程中，首先，優(yōu)化蒸汽吞吐的注蒸汽量，其次，保持注入水蒸汽量不變，從第五周期開始注入一定比例的煙道氣，最后，通過優(yōu)化注入煙道氣與蒸汽的比例（最佳氣汽比）確定煙道氣的最佳注入量。在油藏厚度8m，粘度4000mPa.S，周期蒸汽注入量2200t的條件下，通過效果預測對比了氣汽比為35、40、45、50、55、60等情況下的周期產(chǎn)油量。從預測結(jié)果可以看出，在氣汽比從30升到45這一過程中，隨著氣汽比的上升周期，產(chǎn)油量上升明顯，增加煙道氣的注入量，周期產(chǎn)油量增加幅度變緩。因此，優(yōu)選最佳氣汽比約為50～55。注蒸汽量不同，煙道氣注入量也不同，一般情況下約10萬Nm³為最佳。注入煙道氣與蒸汽有很好的協(xié)同作用，同時煙道氣中的部分CO₂等氣體也能溶解于原油中降黏，但是注入量過大，會造成煙道氣和蒸汽竄流，反而不利于周期開采效果提升。

3.4.3高干度鍋爐配套

常溫水在上對流段與低溫煙氣逆向換熱，溫度升高后，進入下對流段繼續(xù)吸收中溫煙氣熱量，從對流段出來再進入輻射段吸收火焰輻射熱量，汽化后的飽和濕蒸汽繼續(xù)進入蒸發(fā)段吸收高溫煙氣熱量^[9]，出口濕蒸汽干度達到85%～90%。

3.5試驗效果

3.5.1強化地層深部傳熱，擴大熱波及半徑

常規(guī)吞吐多輪次后，近井地帶含油飽和度降低，常常依靠提高蒸汽的注入量來擴大熱波及范圍，提高開發(fā)效果。在蒸汽吞吐的過程中伴注煙道氣，利用煙道氣的攜熱擴散作用同樣可以擴大熱波及。既減少了蒸汽的注入，降低了成本，又可以增產(chǎn)增效。自2020年5月礦場實驗以來，累計優(yōu)化5口井注汽量，措施實施后平均單井周期產(chǎn)油增加317噸，油氣比提升0.3。

3.5.2 補充地層能量，周期日液水平上升

林東館三區(qū)塊多輪次吞吐后期，地層虧空逐輪增加，通過煙道氣復合吞吐轉(zhuǎn)周，地層能量得到補充，油井生產(chǎn)液量明顯提高。對比煙道氣復合吞吐試驗井，生產(chǎn)時間相同，煙氣復合吞吐后平均單井日液上升3.2t。以表1中LFL7—P30為例，該井第10周期實施煙道氣輔助蒸汽吞吐轉(zhuǎn)周，與第7周期N₂泡沫調(diào)剖轉(zhuǎn)周對比，當生產(chǎn)90天時，煙道氣輔助蒸汽吞吐轉(zhuǎn)周周期日液水平較N₂泡沫調(diào)剖轉(zhuǎn)周提升5.8t/d。

3.5.3 調(diào)整吸氣剖面，實現(xiàn)水平段儲量均衡動用

水平井注氣過程中存在水平段動用不均勻的情況，因此采用煙道氣復合吞吐后，能夠調(diào)整吸汽剖面，實現(xiàn)水平段儲量均衡動用。以LFL7—P17為例（圖1所示），該井在2021年5月采用煙氣復合吞吐后，水平段前半段平均溫度降低（由173.6℃降至124.7℃）、吸汽量占比下降（由70.2%降至42.9%），說明煙道氣優(yōu)先占據(jù)大孔道、抑制汽竄通道，且煙道氣中的CO₂能夠有效降低稠油注氣啟動壓力，起到改善水平段吸汽剖面的作用。

3.5.4 注入的煙道氣在地層中埋存，實現(xiàn)溫室氣體減排

林7—平17井注入煙道氣10×10⁴Nm³，其中CO₂含量約9180Nm³。根據(jù)采出氣量及組分分析測算逸出約2000Nm³。煙道氣中的CO₂進入油層后，80%～90%賦存在地下，實現(xiàn)溫室氣體減排的目的。二氧化碳地下埋存情況如圖2所示。

3.5.5 注煙道氣輔助熱采的綜合效益好

自2020年5月開始，在林樊家油田采用煙道氣輔助蒸汽吞吐技術(shù)提效益。截至目前，累計實施煙氣復合吞吐井18井次，累計產(chǎn)油2.0×10⁴t，周期日油水平1130t，周期油氣比0.5，邊際效益2715萬元。

4結(jié)語

現(xiàn)場實踐已取得較好的效果，展示了該項技術(shù)較好的研發(fā)和應用前景，為深化煙道氣應用樹立了信心。

煙道氣輔助蒸汽開采的協(xié)同驅(qū)油機理、油藏適應性、注入?yún)?shù)優(yōu)化、工程工藝配套等還需要進一步研究完善，深入探索試驗。

煙道氣和蒸汽以及配套化學劑、煙道氣的回收利用率、系統(tǒng)能耗等方面尚有較大的提升空間，針對不同油藏、不同開發(fā)階段，探索與之適配的開發(fā)方式，實現(xiàn)綜合效益最大化，助力稠油開發(fā)。

 

參考文獻

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作者簡介：顏偉濤（1983—），男，湖北襄陽人，工程師，研究方向：油氣開發(fā)。

 

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