注氮氣控制底水錐進(jìn)實驗研究

尹太恒, 趙 冀, 唐永亮, 王 倩, 張 敏, 邵光強(qiáng)

(1.中國石油大學(xué)(北京) 提高采收率研究院，北京 102249；2. 中國石油塔里木油田分公司 勘探開發(fā)研究院，新疆 庫爾勒 841000)

注氮氣控制底水錐進(jìn)實驗研究

尹太恒1, 趙 冀2, 唐永亮2, 王 倩2, 張 敏2, 邵光強(qiáng)2

(1.中國石油大學(xué)(北京) 提高采收率研究院，北京 102249；2. 中國石油塔里木油田分公司 勘探開發(fā)研究院，新疆 庫爾勒 841000)

針對底水油藏直井開采過程中底水錐進(jìn)造成生產(chǎn)井含水不斷升高的問題，建立了三維底水油藏直井開采物理模擬裝置，對注入氮氣控制底水入侵進(jìn)行了研究，主要考察了氮氣注入時機(jī)、注入速度、注入量以及關(guān)井時間對控制底水入侵的影響規(guī)律。研究表明，從生產(chǎn)井向底水油藏中注入氮氣能夠有效地降低采出液含水率，延長有效生產(chǎn)時間，從而達(dá)到控水穩(wěn)油的效果。實施注氮氣時，氮氣的注入速度對控水的效果影響較小，而氮氣的注入量和注氣后的關(guān)井時間對于控水的效果影響較大。

底水油藏； 氮氣； 底水錐進(jìn)； 物理模擬

底水油藏在我國分布十分廣泛，華北油田、渤海油田、新疆塔河油田、塔里木油田等均存在大量的底水油藏[1]。底水油藏在開發(fā)的過程中，易產(chǎn)生底水錐進(jìn)現(xiàn)象，容易造成生產(chǎn)井水淹現(xiàn)象，采出液含水率急劇升高，直接影響油田的生產(chǎn)效益[2-4]。目前，底水油藏的開發(fā)仍然是世界范圍內(nèi)油田開發(fā)的難題之一，通過控制油井產(chǎn)量、優(yōu)化射孔、調(diào)整井網(wǎng)層系、打人工隔板等措施控制底水入侵，往往成本過高且風(fēng)險較大[5-8]。向油藏中注入氮氣已經(jīng)被證實是一種有效的控制底水入侵的措施[9]。與其他控制底水入侵的措施相比，注氮氣工藝簡單，風(fēng)險較低。因此，已在一些油田得到應(yīng)用，并且取得了明顯的效果[10-13]。

本文通過注氮氣控制底水入侵物理模擬實驗，研究了氮氣注入?yún)?shù)對控制底水入侵的影響規(guī)律，為底水油藏注氮氣控水增油的開發(fā)模式提供了必要的實驗依據(jù)，同時也為注氣施工方案的制定提供了理論依據(jù)。

1 實驗部分

1.1 實驗裝置

注氮氣控制底水入侵實驗裝置主要由注入系統(tǒng)、底水油藏模型以及數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)組成。注入系統(tǒng)主要由恒速平流泵和中間容器組成，為底水油藏模型提供底水供應(yīng)和壓水錐所需氮氣。底水油藏模型是由鋼板制成的密封箱體，內(nèi)部尺寸為164 mm×50 mm×164 mm，在箱體的頂部一角布置一根直徑為3 mm的鋼管模擬生產(chǎn)井，生產(chǎn)井避水高度為38 mm。數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)由壓力采集裝置和采出液收集裝置組成。

圖1 注氮氣控制底水入侵實驗裝置

Fig.1 Experiment device of nitrogen anti-water-coning experiment

1.2 實驗流程

1.2.1 模型準(zhǔn)備及裝置建立 將經(jīng)過充分烘干的60～100目的石英砂填入底水模型，在裝填的過程中注意將石英砂壓實。待石英砂裝填完畢后，將底水模型與真空泵通過中間容器相連接，關(guān)閉底水模型的所有閥門(與真空泵連接的閥門打開)，開啟真空泵，將模型進(jìn)行抽真空，直到真空度達(dá)到100 kPa，并保持10 h。關(guān)閉底水模型與真空泵連接的閥門，打開與模擬油相連接的閥門，使模擬油緩慢地充滿整個底水模型，并記錄飽和進(jìn)底水模型中的模擬油量。飽和油后，將底水模型接入底水實驗裝置。

1.2.2 一次底水驅(qū) 在室溫下，調(diào)節(jié)泵速為2 mL/min，將自來水以固定的流速注入到底水模型底部，模型出口端用量筒接液。每隔5 min記錄產(chǎn)液量與產(chǎn)水量，出口端見水后，每隔10 min記錄一次產(chǎn)液量與產(chǎn)水量，直至產(chǎn)出液含水率達(dá)到實驗方案設(shè)計值，計算一次水驅(qū)采出程度。

1.2.3 注氮氣壓水錐 將氮氣以一定的流速從模型的生產(chǎn)井注入，模型的底端與回壓閥連接，并保持回壓恒定，回壓為一次水驅(qū)結(jié)束時的注入壓力。注入一定量的氮氣后，停止注入氮氣，繼續(xù)保持回壓一段時間(關(guān)井時間)。

1.2.4 二次底水驅(qū) 在室溫下，調(diào)節(jié)泵速為2 mL/min，轉(zhuǎn)注底水，模擬二次底水驅(qū)，記錄產(chǎn)液量和產(chǎn)水量，直至產(chǎn)出液含水率達(dá)到90%以上。

2 結(jié)果及分析

2.1 氮氣注入時機(jī)對壓水錐效果的影響

為了研究氮氣的注入時機(jī)對壓水錐提高采出程度效果的影響，在室溫條件下，先以2 mL/min的速度底水驅(qū)至采出液含水率為70%、80%及90%，再以2 mL/min的注入速度從生產(chǎn)井注入0.2 PV氮氣，實施壓水錐措施，關(guān)井24 h后，繼續(xù)以2 mL/min的速度底水驅(qū)至采出液含水率為90%。對不同氮氣注入時機(jī)時壓水錐的增油效果進(jìn)行對比研究。不壓水錐時的擬合采出程度計算方法為：根據(jù)已有數(shù)據(jù)，擬合出采出程度與注入體積的關(guān)系方程，再根據(jù)方程推導(dǎo)出不同注入體積時的采出程度。采出程度增加量為不壓水錐擬合最終采出程度與壓水錐措施后的最終采出程度之差(注氮氣時含水率為90%時，一次底水驅(qū)采出程度即為不壓水錐擬合最終采出程度)。

表1為不同氮氣注入時機(jī)氮氣壓水錐實驗結(jié)果，圖2為不同注入時機(jī)含水率和采出程度隨注入體積的變化。

表1 不同氮氣注入時機(jī)氮氣壓水錐實驗結(jié)果Table 1 The results of nitrogen anti-water-coning experiment under different injection timing %

圖2 不同注入時機(jī)含水率和采出程度隨注入體積的變化

Fig.2 Water cut and recovery percent changed with injection volume under different injection timing

由表1和圖2(a)可知，氮氣壓水錐實施得越早，措施后含水率下降得越多。當(dāng)采出液含水率分別達(dá)到70%、80%和90%時，實施注氮氣壓水錐措施，在進(jìn)行二次底水驅(qū)后，采出液含水率分別降低至0、61.22%和74.29%。當(dāng)一次水驅(qū)采出液含水率為70%時，實施氮氣壓水錐措施后采出液含水率甚至降到0，說明注入氮氣能夠?qū)⒌姿行У叵聣骸Ｗ⒌獨獯胧┖笾匦伦⒌姿謴?fù)生產(chǎn)，采出液的含水率又迅速上升到實施壓水錐措施之前的水平，并持續(xù)上升至含水率達(dá)到90%，且當(dāng)一次水驅(qū)含水率為70%時，實施氮氣壓水錐后，二次底水驅(qū)的含水率迅速上升到80%以上。這主要是由于氮氣自身不能與原油相互作用，且氮氣在多孔介質(zhì)中具有極小的流動阻力。當(dāng)重新開井生產(chǎn)時，油藏內(nèi)部氣體壓力較高，氮氣迅速突破多孔介質(zhì)，直接造成底水沿氮氣突破路徑迅速進(jìn)入生產(chǎn)井筒，進(jìn)而使得生產(chǎn)井產(chǎn)出液含水率迅速升高。

由表1和圖2(b)可知，當(dāng)采出液含水率為90%時，實施氮氣壓水錐措施，能夠延長生產(chǎn)時間，提高最終采出程度。當(dāng)采出液含水率為70%時，實施氮氣壓水錐措施后，實際采出程度曲線低于未壓水錐的采出程度擬合曲線，雖然壓水錐措施使得生產(chǎn)時間有所延長，但最終采出程度仍比未壓水錐時低0.65%，說明當(dāng)含水率為70%時采取氮氣壓水錐措施，對于采出程度的提高會產(chǎn)生負(fù)面影響。當(dāng)采出液含水率為80%時，實施氮氣壓水錐措施后，實際采出程度曲線略低于未壓水錐的擬合曲線，但由于采取壓水錐措施使得生產(chǎn)時間延長，使得最終采出程度提高1.19%。

2.2 氮氣注入速度對壓水錐效果的影響

在室溫條件下，先以2 mL/min的速度底水驅(qū)至采出液含水率為90%，再以不同的注入速度從生產(chǎn)井注入0.2 PV氮氣，實施壓水錐措施，關(guān)井24 h后，繼續(xù)以2 mL/min的速度底水驅(qū)至采出液含水率為90%。對不同氮氣注入速度時壓水錐的效果進(jìn)行對比研究。表2為不同氮氣注入速度時壓水錐實驗結(jié)果，圖3為不同氮氣注入速度時含水率隨注入體積的變化。

表2 不同氮氣注入速度時壓水錐實驗結(jié)果Table 2 The results of nitrogen anti-water-coning experiment under different nitrogen injection rate

由表2和圖3可以看出，以不同的注入速度注入氮氣后，采出液含水率都有所降低，且降低幅度無明顯差別。圖4為不同氮氣注入速度時采出程度增加量變化。

圖3 不同氮氣注入速度時含水率隨注入體積的變化Fig.3 Water cut changed with injection volume under different nitrogen injection rate

圖4 不同氮氣注入速度時采出程度增加量變化Fig.4 The increase efficiency of recovery percent under different nitrogen injection rate

由圖4可以看出，在一定注入速度范圍內(nèi)，氮氣注入速度越高，采出程度增加量越大，但增加幅度較小。當(dāng)注入速度>3 mL/min時，采出程度增加量有所下降。在一定范圍內(nèi)，注入速度越快，越容易使氮氣進(jìn)入油藏深部，接觸更多原油，但過高的注入速度會使得氮氣迅速進(jìn)入底水層。因此，低于臨界注入速度的情況下，注入速度越快，越有利于控制底水的入侵，但注入速度對提高采出程度的影響較小，不是氮氣注入工藝的主要因素。

2.3 氮氣注入量對壓水錐效果的影響

在室溫條件下，先以2 mL/min的速度底水驅(qū)至采出液含水率為90%，再以2 mL/min的注入速度從生產(chǎn)井注入不同量的氮氣，實施壓水錐措施，關(guān)井24 h后，繼續(xù)以2 mL/min的速度底水驅(qū)至采出液含水率為90%。對不同氮氣注入量時壓水錐的增油效果進(jìn)行對比研究。

表3為不同氮氣注入量時壓水錐實驗結(jié)果，圖5為不同氮氣注入量時含水率隨注入體積的變化。由表3和圖5可以看出，實施注氮氣控制底水入侵時氮氣的注入量越多，措施后采出液含水率下降的越多。氮氣注入量增加，使油藏中入侵的底水被更多地壓回底水層，且增加了底層的壓力，減緩底水的入侵速度，對控制底水的入侵越有利。圖6為不同氮氣注入量時采出程度增加量變化。由圖6可以看出，氮氣注入量的多少，對于提高采出程度有較大的影響，采出程度增加量隨氮氣注入體積增加而增加，且增加幅度逐漸減小。

表3 不同氮氣注入量時壓水錐實驗結(jié)果Table 3 The results of nitrogen anti-water-coning experiment under different nitrogen injection volume

圖5 不同氮氣注入量時含水率隨注入體積的變化

Fig.5 Water cut changed with injection volume under different nitrogen injection volume

圖6 不同氮氣注入量時采出程度增加量變化

Fig.6 The increase efficiency of recovery percent under different nitrogen injection volume

2.4 關(guān)井時間對壓水錐效果的影響

在室溫條件下，先以2 mL/min的速度底水驅(qū)至采出液含水率為90%，再以2 mL/min的注入速度從生產(chǎn)井注入0.2 PV氮氣，實施壓水錐措施，關(guān)井不同時間后，繼續(xù)以2 mL/min的速度底水驅(qū)至采出液含水率為90%。對不同關(guān)井時間時壓水錐的增油效果進(jìn)行對比研究。

表4為不同關(guān)井時間時壓水錐實驗結(jié)果，圖7為不同關(guān)井時間時含水率隨注入體積的變化，圖8為不同關(guān)井時間時采出程度增加量變化。由表4、圖7和圖8可以看出，實施注氮氣措施后，關(guān)井時間越長，措施后采出液含水率下降越多，采出程度增加量也有所增加。關(guān)井時間越長，在模型內(nèi)部運移、擴(kuò)散得越充分，從而擴(kuò)大氮氣波及體積，充分發(fā)揮注氮氣控制底水入侵的優(yōu)勢。適當(dāng)延長關(guān)井時間，采出程度增加量得到提高，最終采出程度也較高。

表4 不同關(guān)井時間時壓水錐實驗結(jié)果Table 4 The results of nitrogen anti-water-coning experiment under different time of shut-off well

圖7 不同關(guān)井時間時含水率隨注入體積的變化

Fig.7 Water cut changed with injection volume under different time of shut-off well

圖8 不同關(guān)井時間時采出程度增加量變化

Fig.8 The increase efficiency of recovery percent under different time of shut-off well

3 結(jié)論

(1) 底水油藏在開發(fā)過程中，底水錐進(jìn)到井筒后，采出液含水率迅速上升。采取注氮氣控制底水入侵措施后，采出液含水率降低，有效生產(chǎn)時間得到延長，使得底水油藏的最終采出程度得到提高。

(2) 氮氣的注入時機(jī)對注氮氣控制底水入侵的效果影響較大，過早實施注氮氣措施反而會加快底水向井筒的入侵速度。

(3) 氮氣的注入速度對于注氣控制底水入侵效果的影響較??；氮氣的注入量越多，注入的能量越大，從而控制底水入侵的效果越明顯。

(4) 關(guān)井時間越長注氮氣效果越好，因此在實際施工過程中應(yīng)當(dāng)盡量延長注氣后的關(guān)井時間。

[1] 喻高明, 凌建軍, 蔣明煊, 等. 砂巖底水油藏開采機(jī)理及開發(fā)策略[J]. 石油學(xué)報, 1997, 18(2):61-65. Yu Gaoming, Ling Jianjun, Jiang Mingxuan, et al. Production mechanism and development tactics on sandstone reservoirs with bottom water [J]. Acta Petrolei Sinica, 1997, 18(2):61-65.

[2] 范子菲, 林志芳. 底水驅(qū)動油藏水平井臨界產(chǎn)量公式及其變化規(guī)律研究[J]. 石油勘探與開發(fā), 1994, 21(1):65-70. Fan Zifei, Lin Zhifang. A study of critical rate of a horizontal well in a reservoir with bottom-water drive [J]. Petroleum Exploration and Development, 1994, 21(1):65-70.

[3] 徐國瑞. 渤海底水油田泡沫控水錐技術(shù)研究與應(yīng)用[J]. 石油化工高等學(xué)校學(xué)報, 2013, 26(6):61-64. Xu Guorui. Study and application of foam for water cone in Bohai oilfields with bottom water [J]. Journal of Petrochemical Universities, 2013, 26(6):61-64.

[4] 陳浩, 張仕強(qiáng), 鐘水清, 等. 薄層、底水油藏水錐控制技術(shù)研究與應(yīng)用[J]. 天然氣勘探與開發(fā), 2005, 28(4):43-45. Chen Hao, Zhang Shiqiang, Zhong Shuiqing, et al. Study and application of water coning controlling techniques for thine-bed reservoirs with bottom water [J]. Natural Gas Exploration & Development, 2005, 28(4):43-45.

[5] 梁明熙. 利用修井機(jī)鉆分枝井水平井高效開采底水油田[J]. 鉆采工藝, 2001, 24(1):5-7. Liang Mingxi. Drilling lateral horizontal well to produce bottom water oilfield by using workover rig [J]. Drilling & Production Technology, 2001, 24(1):5-7.

[6] 龐占喜, 程林松, 陳月飛, 等. 常規(guī)稠油底水油藏氮氣泡沫控制水錐技術(shù)研究[J]. 石油學(xué)報, 2007, 28(5):99-103. Pang Zhanxi, Cheng Linsong, Chen Yuefei, et al. Study on nitrogen foam anti-water-coning technology for conventional heavy oil reservoir [J]. Acta Petrolei Sinica, 2007, 28(5):99-103.

[7] 蔣曉蓉, 譚光天, 張其敏. 底水錐進(jìn)油藏油水同采技術(shù)研究[J]. 特種油氣藏, 2005, 12(6):55-57. Jiang Xiaorong, Tan Guangtian, Zhang Qimin. Commingled production of oil and water in bottom water coning reservoirs [J]. Special Oil and Gas Reservoirs, 2005, 12(6):55-57.

[8] 王喜泉. 稠油蒸汽吞吐化學(xué)封堵底水技術(shù)研究[J]. 特種油氣藏, 2005, 12(3):69-71. Wang Xiquan. Chemical water plugging in Leng 41 heavy oil CSS block [J]. Special Oil and Gas Reservoirs, 2005, 12(3):69-71.

[9] Pollock C B，Shelton J L. Method for decreasing water production by gas injection in a single well operation：US，3525400A[P].1971.

[10] 葛東文,馬春波,劉東菊. 蒸汽加氮氣泡沫劑控制水錐治理底水技術(shù)[J]. 內(nèi)蒙古石油化工, 2006, 25(5):34-35. Ge Dongwen, Ma Chunbo, Liu Dongju. Steam and nitrogen foam controlling water coning and governance bottom water technology [J]. Inner Mongolia Petrochemical Industry, 2006, 25(5):34-35.

[11] 楊元亮,沈國華,宋文芳, 等. 注氮氣控制稠油油藏底水水錐技術(shù)[J]. 油氣地質(zhì)與采收率, 2002, 9(3):83-84. Yang Yuanliang, Shen Guohua , Song Wenfang et al. Nitrogen injection technique for control ling bottom water coning in heavy oil reservoir [J]. Petroleum Geology and Recovery Efficiency, 2002, 9(3):83-84.

[12] 孫慶宇, 李雪梅, 汪竹,等. 樂安油田草古1潛山油藏底水治理及研究[J]. 石油鉆探技術(shù), 2004, 32(5):57-58. Sun Qingyu, Li Xuemei, Wang Zhu, et al. Treatment of bottom water in Caogu-1 buried hill reservoir in Le’an oilfield [J]. Petroleum Drilling Technology, 2004, 32(5):57-58.

[13] 白鳳瀚, 申友青, 孟慶春, 等. 雁翎油田注氮氣提高采收率現(xiàn)場試驗[J]. 石油學(xué)報, 1998, 19(4):61-68. Bai Fenghan, Shen Youqing, Meng Qingchun, et al. Reservoir engineering research of the nitrogen injection pilot in Yanling oilfield [J]. Acta Petrolei Sinica, 1998, 19(4):61-68.

(編輯 王戩麗)

Experiment Study on Nitrogen Injection for Controlling Bottom Water Coning

Yin Taiheng1, Zhao Ji2, Tang Yongliang2, Wang Qian2, Zhang Min2, Shao Guangqiang2

(1.EnhancedOilRecoveryInstitute,ChinaUniversityofPetroleum(Beijing),Beijing102249,China; 2.ResearchInstituteofExplorationandDevelopment,TarimOilfieldBranchCompany,PetroChina,KorlaXinjiang841000,China)

In the process of bottom water reservoir development, bottom water coning leads to the problem of increasing water content in production wells. A three-dimensional vertical-well reservoir physical simulation device was established, and was used to study the nitrogen injection for controlling bottom water coning. The influencing rules of nitrogen injection timing, injection rate, injection volume and shut-off time were studied. The research shows that the production wells to injection of nitrogen in bottom water reservoir can effectively reduce the produced liquid water content, prolong production time, so as to achieve the effect of stabilizing oil production by control of the bottom water coning. When the nitrogen injection was carried out, the injection rate of nitrogen had little effect on the water control effect, and the injection rate of nitrogen and the time after the injection of gas had a great influence on the effect of water control.

Bottom water reservoir; Nitrogen; Bottom water coning; Physical simulation

2016-12-05

2016-12-26

尹太恒(1992-)，男，碩士研究生，從事提高原油采收率技術(shù)研究；E-mail: yintaiheng@163.com。

1006-396X(2017)03-0050-06

TE357

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2017.03.009

投稿網(wǎng)址：http://journal.lnpu.edu.cn