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摘要：针对稠油老区已进入“两高三低”的吞吐开发后期，研究应用了高温氮气辅助热采技术，该技术有效补充了吞吐稠油区块地层压力，改善了油井的周期吞吐效果，现场实施取得了显著的经济效益和社会效益。
关键词：高温氮气；辅助热采技术；曙光油田
引言
曙光油田以稠油开发为主，目前稠油开发已经进入“两高三低”开发后期，为减缓稠油递减，部分区块进行了火驱、SAGD等开发方式的转换，取得了显著效果，但吞吐稠油仍是曙光油田产量的主体。2015年，以局科研项目为依托，开展了高温氮气辅助热采技术的研究，通过理论研究，初步探索了该项技术的增产机理，通过选取不同油品性质的油井进行试验，取得了较好的经济效益。
1 高温氮气辅助热采技术
高温氮气辅助热采技术是将氮气加热至300℃以上后，再注入油井，与氮气助排技术对比，在具备其所有积极增产作用的同时，新增了改善近井地带稠油流动性，使氮气能够更好的占据油层远端，扩大氮气波及体积，同时改善氮气剖面，从而改善蒸汽剖面，提高油层动用程度，降低氮气对油层冷伤害作用，降低原油粘度，改善原油流动性，有利于提高氮气助排效果，以此达到降本增效的目的。
1.1 氮气助排作用机理
1.1.1 增压助排作用
注入氮气具有明显的增压作用，对于5MPa的高压油藏，蒸汽和气体可使油藏压力提高5%左右；对于1MPa的低压油藏，蒸汽和气体可使油藏压力提高50%～100%；气体的增压作用与蒸汽相当；油藏开发后期采用注氮气方法增压助排作用明显。
1.1.2 调整吸汽剖面作用
氮气进入并暂堵低压层，提高了该区域注汽启动压力，迫使蒸汽进入中低渗透层，注蒸汽压力有所升高，对比措施前后提高0.7MPa，层间动用有所改善。
通过曙1-026-0368井措施前后吸汽剖面对比可以看出，原本不吸汽的31号层开始吸汽，而原来吸汽较强的30、36、40号层得到抑制，其他吸汽较差的层吸汽量均有所增加，调整吸汽剖面作用明显。
1.1.3扩大波及体积调整剖面作用
200℃氮气的热焓值为2.65×106KJ/104m3；
200℃蒸汽的热焓值为2.21×106KJ/t。
携带热量与蒸汽相比可以忽略不计，补充热量作用不列入增产作用。但注入氮气温度由35℃升高到300℃以上后，有效降低常温氮气对地层的冷伤害，近井地带原油会随着温度的升高而粘度大幅度降低。从而有效改善近井地带稠油流动性，使氮气能够更好的占据油层远端，扩大氮气波及体积，同时改善氮气剖面，从而改善蒸汽剖面，提高油层动用程度。
1.2 施工参数设计
1.2.1注入参数设计
注入参数参考氮气助排、空气助排设计参数：氮气助排设计标准：1：35～1：40；空气助排设计标准：1：40～1：50。
超稠油两井次依据氮气助排设计标准进行设计，由于选取的杜84-65-35、杜84-63-37两口井汽窜情况较轻，为了保障措施效果方便对比，注入比例设计1：45，注入量10×104Nm3，普通稠油两井次曙1-28-新362、曙1-028-364两口井设计标准参照空气助排设计标准，由于曙1-28-新362井上周期一直低产，地层能量亏空严重，设计采用上限1：50，曙1-028-364井由于上周期产量较好，设计标准采用1：40，注入12×104Nm3。
1.2.2施工管柱设计
本次施工改变了氮气助排注入工艺，由氮气蒸汽同注改为先注入高温氮气后注蒸汽的方式，使氮气先进入油层，发挥其降粘、扩大波及体积等新增增产作用，提高措施效果。
2 试验效果分析
2.1 试验选井
分别选择超稠油、普通稠油区块各2井次，选择区块相同，油层数据、生产数据相似的油井实施。
在杜84兴隆台超稠油区块、杜210普通稠油区块分别选取2口井进行试验：选取孔隙度、渗透率、含油饱和度相近的油井进行试验。
2.2 施工工艺设计
高温氮气辅助热采技术通过将氮气加热后注入井底，对原有保压开采技术的增产作用进行了提高和补充，进一步提高了油井周期吞吐效果。
工作原理为：空气经压缩，膜前预处理，膜分离获得低压氮气，后经增压机增压，获得所需要的高压氮气（35MPa或50MPa）。最后一级增压后的氮气温度为135℃，压力为（35MPa或50MPa），将此的氮气用电加热器加热至300℃以满足工况需要。
3 总体实施情况
2015年，现场累计实施4井次，注入高温氮气44万标方，减少注入蒸汽量310.5吨，阶段同期对比増油1381.3吨，増油效果显著。
3.1 注汽压力上升
超稠油2井次平均注汽压力由措施前的11.85MPa上升到13.4MPa，上升1.55MPa；普通稠油2井次由措施前的9.85MPa上升到10.15MPa，上升0.3MPa。
3.2 排水期缩短
通过对比排水期发现，1井次排水期大幅度下降，1井次略有上升。
3.3典型井例—曙1-028-364井
2015年10月，该井进入周期末，实施高温氮气辅助热采技术，注高温氮气12万标方，10月27日下泵开井，目前生产290天，产油649.4吨，同期对比増油393.8吨，増油效果显著。
4 结论及认识
（1）理论分析认为：该项技术具有进一步扩大氮气波及体积，同时提高调整蒸汽剖面效果，降低稠油粘度的积极作用。
（2）现场应用表明：该项技术实施后，油井周期吞吐效果得到明显改善，各项生产参数均有所提升，増油效果显著。
（3）试验研究表明：该项技术技术可行、安全可控、经济有效，具有一定的应用前景。
参考文献
[1]趙红杰.稠油氮气辅助热采优化研究[J].化工管理，2015，（23）：87-87.
[2] 忽春旭 李岩 刘心田 .稠油热采开发后期技术对策研究[J].价值工程，2013，（32）：37-38.
（作者单位：中油辽河油田分公司曙光采油厂工艺研究所）
关键词：高温氮气；辅助热采技术；曙光油田
引言
曙光油田以稠油开发为主，目前稠油开发已经进入“两高三低”开发后期，为减缓稠油递减，部分区块进行了火驱、SAGD等开发方式的转换，取得了显著效果，但吞吐稠油仍是曙光油田产量的主体。2015年，以局科研项目为依托，开展了高温氮气辅助热采技术的研究，通过理论研究，初步探索了该项技术的增产机理，通过选取不同油品性质的油井进行试验，取得了较好的经济效益。
1 高温氮气辅助热采技术
高温氮气辅助热采技术是将氮气加热至300℃以上后，再注入油井，与氮气助排技术对比，在具备其所有积极增产作用的同时，新增了改善近井地带稠油流动性，使氮气能够更好的占据油层远端，扩大氮气波及体积，同时改善氮气剖面，从而改善蒸汽剖面，提高油层动用程度，降低氮气对油层冷伤害作用，降低原油粘度，改善原油流动性，有利于提高氮气助排效果，以此达到降本增效的目的。
1.1 氮气助排作用机理
1.1.1 增压助排作用
注入氮气具有明显的增压作用，对于5MPa的高压油藏，蒸汽和气体可使油藏压力提高5%左右；对于1MPa的低压油藏，蒸汽和气体可使油藏压力提高50%～100%；气体的增压作用与蒸汽相当；油藏开发后期采用注氮气方法增压助排作用明显。
1.1.2 调整吸汽剖面作用
氮气进入并暂堵低压层，提高了该区域注汽启动压力，迫使蒸汽进入中低渗透层，注蒸汽压力有所升高，对比措施前后提高0.7MPa，层间动用有所改善。
通过曙1-026-0368井措施前后吸汽剖面对比可以看出，原本不吸汽的31号层开始吸汽，而原来吸汽较强的30、36、40号层得到抑制，其他吸汽较差的层吸汽量均有所增加，调整吸汽剖面作用明显。
1.1.3扩大波及体积调整剖面作用
200℃氮气的热焓值为2.65×106KJ/104m3；
200℃蒸汽的热焓值为2.21×106KJ/t。
携带热量与蒸汽相比可以忽略不计，补充热量作用不列入增产作用。但注入氮气温度由35℃升高到300℃以上后，有效降低常温氮气对地层的冷伤害，近井地带原油会随着温度的升高而粘度大幅度降低。从而有效改善近井地带稠油流动性，使氮气能够更好的占据油层远端，扩大氮气波及体积，同时改善氮气剖面，从而改善蒸汽剖面，提高油层动用程度。
1.2 施工参数设计
1.2.1注入参数设计
注入参数参考氮气助排、空气助排设计参数：氮气助排设计标准：1：35～1：40；空气助排设计标准：1：40～1：50。
超稠油两井次依据氮气助排设计标准进行设计，由于选取的杜84-65-35、杜84-63-37两口井汽窜情况较轻，为了保障措施效果方便对比，注入比例设计1：45，注入量10×104Nm3，普通稠油两井次曙1-28-新362、曙1-028-364两口井设计标准参照空气助排设计标准，由于曙1-28-新362井上周期一直低产，地层能量亏空严重，设计采用上限1：50，曙1-028-364井由于上周期产量较好，设计标准采用1：40，注入12×104Nm3。
1.2.2施工管柱设计
本次施工改变了氮气助排注入工艺，由氮气蒸汽同注改为先注入高温氮气后注蒸汽的方式，使氮气先进入油层，发挥其降粘、扩大波及体积等新增增产作用，提高措施效果。
2 试验效果分析
2.1 试验选井
分别选择超稠油、普通稠油区块各2井次，选择区块相同，油层数据、生产数据相似的油井实施。
在杜84兴隆台超稠油区块、杜210普通稠油区块分别选取2口井进行试验：选取孔隙度、渗透率、含油饱和度相近的油井进行试验。
2.2 施工工艺设计
高温氮气辅助热采技术通过将氮气加热后注入井底，对原有保压开采技术的增产作用进行了提高和补充，进一步提高了油井周期吞吐效果。
工作原理为：空气经压缩，膜前预处理，膜分离获得低压氮气，后经增压机增压，获得所需要的高压氮气（35MPa或50MPa）。最后一级增压后的氮气温度为135℃，压力为（35MPa或50MPa），将此的氮气用电加热器加热至300℃以满足工况需要。
3 总体实施情况
2015年，现场累计实施4井次，注入高温氮气44万标方，减少注入蒸汽量310.5吨，阶段同期对比増油1381.3吨，増油效果显著。
3.1 注汽压力上升
超稠油2井次平均注汽压力由措施前的11.85MPa上升到13.4MPa，上升1.55MPa；普通稠油2井次由措施前的9.85MPa上升到10.15MPa，上升0.3MPa。
3.2 排水期缩短
通过对比排水期发现，1井次排水期大幅度下降，1井次略有上升。
3.3典型井例—曙1-028-364井
2015年10月，该井进入周期末，实施高温氮气辅助热采技术，注高温氮气12万标方，10月27日下泵开井，目前生产290天，产油649.4吨，同期对比増油393.8吨，増油效果显著。
4 结论及认识
（1）理论分析认为：该项技术具有进一步扩大氮气波及体积，同时提高调整蒸汽剖面效果，降低稠油粘度的积极作用。
（2）现场应用表明：该项技术实施后，油井周期吞吐效果得到明显改善，各项生产参数均有所提升，増油效果显著。
（3）试验研究表明：该项技术技术可行、安全可控、经济有效，具有一定的应用前景。
参考文献
[1]趙红杰.稠油氮气辅助热采优化研究[J].化工管理，2015，（23）：87-87.
[2] 忽春旭 李岩 刘心田 .稠油热采开发后期技术对策研究[J].价值工程，2013，（32）：37-38.
（作者单位：中油辽河油田分公司曙光采油厂工艺研究所）