塔河油田單井注氮?dú)獠捎图夹g(shù)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

黃江濤　周洪濤　張　瑩　蘆世娟　湯妍冰　楊　博

（1.中國石化西北油田分公司，新疆烏魯木齊　830011；2.中國石油大學(xué)（華東），山東青島　266580；3.中國石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西西安　710200）

塔河油田單井注氮?dú)獠捎图夹g(shù)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

黃江濤1周洪濤2張瑩1蘆世娟1湯妍冰1楊博3

（1.中國石化西北油田分公司，新疆烏魯木齊830011；2.中國石油大學(xué)（華東），山東青島266580；3.中國石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西西安710200）

塔河油田碳酸鹽巖縫洞型油藏經(jīng)過多年開發(fā)后，底水錐進(jìn)、油水界面抬升，剩余油主要以閣樓油形式富集?，F(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐證實(shí)注氮?dú)獠捎烷_發(fā)碳酸鹽巖縫洞型油藏是可行的，能有效動(dòng)用閣樓型剩余油，并且在實(shí)踐中總結(jié)了注氮?dú)獠捎偷倪x井經(jīng)驗(yàn)，建立了高效注氣井分類模型，為同類碳酸鹽巖縫洞型油藏開發(fā)提供了參考依據(jù)。注氮?dú)獠捎图夹g(shù)是一種高效提高采收率的技術(shù)手段。

碳酸鹽巖；縫洞型油藏；注氮?dú)?；選井條件；采油機(jī)理；經(jīng)濟(jì)效益

碳酸鹽巖縫洞型油藏風(fēng)化殼巖溶發(fā)育，溶洞是最有效的儲(chǔ)集空間，裂縫為次要儲(chǔ)集空間，基質(zhì)部分基本不具備儲(chǔ)油能力，儲(chǔ)層非均質(zhì)性極強(qiáng)，儲(chǔ)集空間形態(tài)、能量規(guī)模差異大，油水關(guān)系復(fù)雜［1］。前期通過開展注水開發(fā)試驗(yàn)，有效緩解了能量不足和含水率上升的主要矛盾，隨著注水替油、壓錐輪次的增加，噸油耗水比逐年上升，注水替油、壓錐效果越來越差，失效井?dāng)?shù)明顯增多，仍有剩余油分布在縫洞體較高的部位沒有采出（閣樓油）［2-3］。塔河油田于2012年成功引入了注氮?dú)獠捎图夹g(shù)，由單井注氣先導(dǎo)實(shí)驗(yàn)至2014年單井注氣全面推廣，注氮?dú)獠捎图夹g(shù)在現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐中取得了良好效果。

1　剩余油分布及注氮?dú)獠捎蜋C(jī)理

1.1剩余油分布

塔河油田縫洞型碳酸鹽巖油藏既有與底水溝通較好、水體能量充足的縫洞體系，又有發(fā)育相對(duì)孤立、能量不足的定容型縫洞。與底水溝通的縫洞經(jīng)過多年開發(fā)，彈性驅(qū)動(dòng)能量衰竭，底水錐進(jìn)水淹嚴(yán)重，通過堵水措施、注水壓錐等手段治理初期有效，后期底水進(jìn)一步錐進(jìn)淹沒溢出口，注水壓錐失效，并且存在生產(chǎn)井段較短的問題，二次堵水、重復(fù)堵水難度較大。定容型溶洞彈性能量衰竭后缺乏能量補(bǔ)充，生產(chǎn)表現(xiàn)供液不足，通過人工注水補(bǔ)充能量改善效果較好，但多次注水后溶洞內(nèi)存水逐漸淹沒溢出口，油井出水，注水替油失效。油水界面抬升淹沒溢出口導(dǎo)致了油井產(chǎn)能下降，溢出口之下剩余油難以挖潛，油水界面之上、井周較高部位仍富集大量閣樓型剩余油（圖1）。

圖1　閣樓型剩余油分布示意圖

1.2注氮?dú)獠捎蜋C(jī)理

閣樓油位于油藏的較高部位，要求驅(qū)油劑也能夠進(jìn)入油藏的高部位，從而引入了注氣挖潛技術(shù)。注氣提高原油采收率的機(jī)理分為混相驅(qū)與非混相驅(qū)兩種［1］。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究認(rèn)為：塔河油田溶洞型儲(chǔ)集空間注氮?dú)怛?qū)替原油屬于非混相驅(qū)替過程，碳酸鹽巖溶洞型儲(chǔ)集體具有良好的遮蔽性，注入氣體在重力分異作用下形成次生氣頂，補(bǔ)充頂部彈性能量，將頂部剩余油向下驅(qū)替，注入氮?dú)獠粫?huì)與原油發(fā)生混相（混相會(huì)降低重力分異驅(qū)油的效果），有利于縫洞單元注氣重力分異驅(qū)油［2-3］，使塔河油田縫洞閣樓油型剩余油開采成為可能。

2　注氮?dú)獠捎图夹g(shù)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐

在剩余油分布研究和室內(nèi)研究的基礎(chǔ)上，塔河油田在2012年開始進(jìn)行注氮?dú)獾默F(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，到現(xiàn)在可以分為探索和推廣應(yīng)用兩個(gè)階段。

2.1探索階段：?jiǎn)尉獨(dú)馔掏?/p>

TKA-1井在鉆井過程中未鉆遇放空漏失，說明沒有發(fā)育大型溶洞；生產(chǎn)層段均為表層巖溶，具有獨(dú)立縫洞結(jié)構(gòu)和壓力系統(tǒng)；其天然壓力開采階段初期產(chǎn)量高，見水速度快，見水后含水上升迅速，分析認(rèn)為是獨(dú)立縫洞體底水快速錐進(jìn)的原因。

2006年9月該井開始二次采油注水開發(fā)，至2012年1月注氣前累計(jì)進(jìn)行了8個(gè)周期的注水替油，周期產(chǎn)油由5 790 t下降至1.9 t。分析認(rèn)為多輪次注水替油已將該縫洞體內(nèi)油水界面抬升，底部水淹，但頂部仍有一定“閣樓油”存在，注氮?dú)饪梢宰鳛閱尉⑺嬗秃蟮慕犹婕夹g(shù)。

2012年2月開始注入液氮755 m3，當(dāng)輪次增油達(dá)到2 659 t，注水替油效果明顯改善。試驗(yàn)結(jié)果分析認(rèn)為：?jiǎn)尉⒌獨(dú)?，氮?dú)饪梢赃M(jìn)入油藏頂部，將頂部閣樓油開采出來，實(shí)現(xiàn)大幅度增油。

2.2推廣階段：氣水混注

在TKA-1井油藏評(píng)價(jià)獲得成功的基礎(chǔ)上，塔河油田開始進(jìn)一步推廣注氮?dú)獠捎图夹g(shù)。由于液氮費(fèi)用比較高，因此有必要研究“低成本、高收益”的技術(shù)方案。

TKA-1井先導(dǎo)試驗(yàn)注液氮成本為5 300元/m3，首輪注入液氮755 m3（相當(dāng)于體積氮?dú)?600 m3）的費(fèi)用高達(dá)400萬元。塔河油田經(jīng)過探索研究，以空氣為氣源，通過分離空氣得到氮?dú)?，使成本降低?.8元/m3，注入同等體積氮?dú)? 600 m3僅需90萬元左右。但是，單純注入氮?dú)獯嬖谧鈮毫Ω叩膯栴}，TKA-1井在試驗(yàn)中注入壓力高達(dá)45 MPa，不僅存在井控風(fēng)險(xiǎn)，而且一般注氣設(shè)備的最高工作壓力為30MPa，難以達(dá)到注氣要求。塔河油田嘗試在注氣過程中進(jìn)行氣、水混注，通過試驗(yàn)確定氣、水質(zhì)量比為2∶1時(shí)可將注氣壓力控制在30 MPa以內(nèi)。由此，形成了以空氣為氣源、以氣、水混注為注入方式的注氮?dú)夤に?，既降低注氣成本，又滿足設(shè)備條件和井控安全要求，為注氮?dú)獠捎图夹g(shù)的大規(guī)模推廣奠定技術(shù)基礎(chǔ)。

2012年底塔河油田先后選取其他4口注水替油失效的井進(jìn)行注氮?dú)獠捎汀Ｖ?013年初，4口井均評(píng)價(jià)效果較好，日增油能力達(dá)到95 t。同時(shí)TKA-1井第二輪次注氣評(píng)價(jià)也取得較好效果。至2013年底共有18口井進(jìn)行了注氮?dú)獠捎?，年增油達(dá)到16987t，增油效果顯著。

3　注氮?dú)獠捎偷倪x井

通過對(duì)已注氮?dú)饩木C合分析，總結(jié)了選井經(jīng)驗(yàn)：閣樓儲(chǔ)集體發(fā)育是選井的重要條件，包括井周構(gòu)造高部位發(fā)育的儲(chǔ)集體和水平井水平段上發(fā)育的儲(chǔ)集體等類型；溶洞型儲(chǔ)集體比裂縫型儲(chǔ)集體注氮?dú)庑Ч?，適合展開多輪次注氮?dú)猓粎^(qū)域物質(zhì)基礎(chǔ)好，剩余可采儲(chǔ)量高，注氮?dú)庑Ч^好。

結(jié)合動(dòng)、靜態(tài)資料確定儲(chǔ)層特征，依據(jù)構(gòu)造特征和連通特征對(duì)注氣井進(jìn)行分類，結(jié)合注氣后評(píng)價(jià)效果，初步確定四類高效注氮?dú)獠捎途簹埱鹦逼滦?、水平段上型、裂縫-溶洞型、相對(duì)定容型。

（1）殘丘斜坡型：該類型油井的井周殘丘、斜坡發(fā)育，鉆遇溶洞型儲(chǔ)集體，底水發(fā)育，溢出口位于儲(chǔ)集體中、下部位，底水錐進(jìn)淹沒溢出口，油水界面之上大量閣樓油富集，進(jìn)行注氮?dú)獠捎托Ч^好。

（2）水平段上型：該類型油井的水平段鉆遇儲(chǔ)集體的中下部，油水界面隨著油藏的不斷開發(fā)而升高，造成水平段水淹；水平段上的儲(chǔ)集體是剩余油富集的區(qū)域，通過注氮?dú)庑纬纱紊鷼忭?，可以補(bǔ)充剩余油彈性能量，平衡底水能量，有效驅(qū)替剩余油至水平段溢出口。

（3）裂縫-溶洞型：該類型油井沒有鉆遇溶洞型儲(chǔ)集體，通過天然裂縫或人工改造裂縫溝通溶洞儲(chǔ)集體中下部，開發(fā)后期油水界面淹沒地層與井筒間連通通道，溢出口之上富集剩余油。

（4）相對(duì)定容型：該類型油井的儲(chǔ)集體相對(duì)封閉，與底水不連通或連通較差，缺乏能量補(bǔ)充。開發(fā)初期依靠油氣彈性能量自噴生產(chǎn)，基本不產(chǎn)水，能量下降轉(zhuǎn)抽后很快供液不足，通過注水替油補(bǔ)充能量能有效改善供液。但是注水替油后期，人工注入水到達(dá)溢出口附近，油井開始出水，注水替油逐漸失效，而溢出口之上仍富集剩余油。通過注入氮?dú)庑纬纱紊鷼忭?，將剩余油向下?qū)替能有效提高該類油井采收率。

2014年，塔河油田不斷推廣單井注氮?dú)獠捎停?—9月新增注氮?dú)獠捎途?8口，階段增油4.07 萬t。目前，塔河油田注氣井總井?dāng)?shù)達(dá)到36口井，總地質(zhì)儲(chǔ)量為2 316萬t，至2014年9月底累積增油達(dá)到5.87萬t，提高油井原油采收率達(dá)0.3%，見表1。注氮?dú)獠捎图夹g(shù)成為碳酸鹽巖縫洞型油藏增油上產(chǎn)的又一技術(shù)手段。

4　經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià)

2014年1至9月塔河油田共進(jìn)行31井次的注氮?dú)獠捎妥鳂I(yè)，費(fèi)用合計(jì)4 110萬元，其中包括配合修井費(fèi)、后期配合作業(yè)費(fèi)、注水費(fèi)、注氣費(fèi)、以及材料費(fèi)等。同期注氮?dú)猱a(chǎn)油量達(dá)到4.07萬t，形成效益達(dá)到14 233萬元，投入產(chǎn)出比達(dá)到1∶3.46。從經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià)上來看，注氮?dú)獠捎褪且豁?xiàng)投入成本相對(duì)較低，而增產(chǎn)效果較好的提高原油采收率的技術(shù)手段。

表1　注氣增油統(tǒng)計(jì)

5　結(jié)論

（1） 塔河油田縫洞型油藏頂部的閣樓油具有注氮?dú)忾_采的潛力，此類剩余油開采方式主要是單井吞吐，包括注液氮和氣水混注兩個(gè)階段；對(duì)于深層高壓油井，氣水混注可以降低注氣壓力，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果良好。

（2） 塔河油田縫洞型油藏共有四種有效的注氣井模型：殘丘斜坡型、水平段上型、裂縫—溶洞型、相對(duì)定容型；注氣井的選井條件主要為存在閣樓儲(chǔ)集體，溶洞型儲(chǔ)集體發(fā)育，剩余可采儲(chǔ)量高，定容體特征，注水替油有效。

（3） 注氮?dú)獠捎图夹g(shù)應(yīng)用中，有些油井是在一次采油、注水吞吐后進(jìn)行的，可認(rèn)為屬于三次采油；目前還主要在單井進(jìn)行，井間注氣仍處于現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)階段。

［1］趙福麟. EOR原理［M］.山東東營：石油大學(xué)出版社，2001.

［2］李金宜，姜漢橋，李俊鍵，等.縫洞型碳酸鹽巖油藏注氮?dú)饪尚行匝芯浚跩］.內(nèi)蒙古石油化工，2008， 34（23）：84-87.

［3］袁飛宇，張世亮，海濤，等.縫洞型碳酸鹽巖油藏注氮?dú)獠捎蛯?shí)踐及認(rèn)識(shí)［J］.石油天然氣學(xué)報(bào)， 2014， 36（12）：165-170.

（修改稿收到日期2015-04-17）

〔編輯李春燕〕

Field application of oil recovery technique by nitrogen injection in single-well in Tahe Oilfield

HUANG Jiangtao1, ZHOU Hongtao2, ZHANG Ying1, LU Shijuan1, TANG Yanbing1, YANG Bo3

（1. SINOPEC Northwest Oilfield Company, Urumchi 830011, China; 2. China University of Petroleum (East China), Qingdao 266580, China; 3. No. 5 Oil Production Plant of Changqing Oilfield Company, CNPC, Xi’an 710200, China）

After years of development of fractured-vuggy carbonate reservoirs in Tahe Oilfield, the bottom water coning occurs and oil/water contact rises, and the remaining oil accumulates mainly by way of attic oil. Field practice shows that oil recovery by injecting nitrogen is viable in fracture-vuggy carbonate reservoirs, which can effectively produce the attic-type remaining oil. It is a highlyefficient technique to increase crude recovery rate. In field practices, the experiences in well selection for producing oil by injecting nitrogen were summarized, and the model for efficient gas injection well classification was built, providing the basis for the development of fractured-vuggy carbonate oil reservoirs. Oil production by nitrogen injection is a technique to efficiently improve oil recovery rate.

carbonatite; fractured-vuggy oil reservoir; nitrogen injection; well selection conditions; oil production mechanism; economic benefit

TE355.3

B

1000 – 7393（ 2015 ） 03 – 0103 – 03

10.13639/j.odpt.2015.03.023

黃江濤，1983年生。2005年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（北京）石油工程專業(yè)，現(xiàn)主要從事油氣田開發(fā)研究和采油、采氣的現(xiàn)場(chǎng)管理工作，工程師。電話：0996-4688455。E-mail：huangjtt119@qq.com。通訊作者：周洪濤，1969年生。主要研究方向?yàn)樘岣咴筒墒章?、膠體與界面化學(xué)、油氣田開發(fā)工程、油田化學(xué)，副教授。電話：0532-86981901。E-mail：zhouht@upc.edu.cn。

引用格式：黃江濤，周洪濤，張瑩，等.塔河油田單井注氮?dú)獠捎图夹g(shù)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用［J］.石油鉆采工藝，2015，37（3）：103-105.