河南油田稠油熱采氮氣段塞熱處理礦場試驗

吉素華，王元冬，周文健，楊 穎，李 芳，曹孝存

（中國石化河南油田分公司第二采油廠，河南唐河 473400）

河南油田稠油熱采氮氣段塞熱處理礦場試驗

吉素華，王元冬，周文健，楊 穎，李 芳，曹孝存

（中國石化河南油田分公司第二采油廠，河南唐河 473400）

河南油田稠油熱采蒸汽吞吐從1987年開始經歷了24年，為提高開發效果，2011年進行了氮氣段塞熱處理礦場試驗，周期油汽比、日產油得到相應的提高，統計了氮氣段塞的階段應用效果，分析了影響不同粘度稠油油藏氮氣段塞熱處理效果的因素，明確了目前氮氣段塞熱處理工藝的選井條件及適用范圍，為下步措施工作提供依據。

河南油田；稠油開發；氮氣段塞；熱處理

1 試驗背景

熱處理是蒸汽吞吐生產過程中常用的注汽方式，主要有三種作用：一是特超稠油油井整周期注汽＋熱處理，延長周期生產時間，改善吞吐效果；二是油井剛注完汽因泵況、出砂等問題停產作業后近井地帶堵塞，熱處理解堵后利用地層余熱生產；三是受邊水影響油井熱處理，抑制邊水推進速度。

氮氣段塞熱處理主要經歷三個階段：常規熱處理階段（只注蒸汽不注氮氣），低氮汽比的氮氣輔助熱處理階段（氮氣蒸汽比20.5∶1左右）及高氮氣蒸汽比（60∶1左右）的氮氣輔助熱處理階段。

1.1 常規熱處理階段

2010年古城油田BQ10區不加氮氣熱處理共28井次，與整周期相比，其生產特點是熱處理生產時間短，日產油水平低，油汽比略有提高。其中有效井共有17井次，單井平均日產油0.7t，油汽比為0.27，有效率為60.7%；經濟無效11井次，單井平均日產油僅有0.2 t，油汽比0.04。常規熱處理效果不明顯，有效率低。

1.2 低氮氣蒸汽比的氮氣輔助熱處理階段

2010年古城油田BQ10區氮氣蒸汽混注熱處理共31井次，氮氣蒸汽混注比為20.5∶1，其生產特點與整周期相比，熱處理生產時間仍短，日產油水平仍低，油汽比基本持平。其中有效井共有14井次，單井平均日產油0.8 t，油汽比為0.44，有效率為45.2%；經濟無效17井次，單井平均日產油僅有0.3 t，油汽比0.05。低氮氣蒸汽比的氮氣輔助熱處理效果仍不明顯，有效率仍低。

1.3 高氮氣蒸汽比的氮氣輔助熱處理階段

為提高氮氣熱處理井的吞吐效果，2011年重點加強對氮氣熱處理的選井、注采參數、注氮方式、氮氣蒸汽比優化后進行礦場試驗。

選井原則：選取厚度相對較大，剖面有一定非均質性的油井；

注氮方式：三種不同的注氮方式，即氮氣段塞熱處理、氮氣蒸汽混注熱處理、氮氣段塞＋混注熱處理；

注采參數：注汽1～2天；注氮參數：提高氮氣蒸汽比。

早期試驗實施9口井，其中氮氣段塞熱處理4口井，氮氣蒸汽混注熱處理2口井，氮氣段塞＋混注熱處理3口井。9口井厚度較大，平均單井有效厚度5.9m，從生產動態上看，剩余油潛力較大，有7口井累計采出程度小于25%；9口井實施前整周期注汽，單井周期日產油1.3t，油汽比0.36。

9口井實施前能量較高，液量高，含水高，平均單井日產液21.8t，日產油0.2t，含水99%，實施后單井日產液13.8t，日產油2.0t，含水85.9%，單井日產油上升了1.8t，含水下降13個百分點，見到降水增油效果。9口井熱處理階段平均單井生產109天，累計產油161.5t，日均產油1.5t，油汽比達到0.73，與整周期相比，日產油增加0.2t，油汽比提高0.37，取得明顯的增油效果。

早期試驗9口井實施氮氣輔助熱處理工藝，有效8口，有效井的條件是：古J51923井生產Ⅳ9層，措施前有一定的產能且有邊水能量補充，氮氣段塞＋熱處理后效果較好；古5513生產Ⅵ6層，油層溫度下原油粘度低（1 816mPa·s），有一定的流動能力，且有邊水能量補充，混注熱處理后效果變好；古J51824井生產Ⅳ7層，剖面矛盾突出，滲透率級差為2.6，前一周期實施整周期注汽，地下有一定的溫度場，氮氣段塞＋混注熱處理后效果變好。因實施井次較少，目前還無法說明哪種注氮工藝效果更優。

通過三個階段的探索，高氮氣蒸汽比氮氣輔助熱處理效果明顯得到改善，有效率顯著提高，主要表現在兩個方面：①氮氣蒸汽比比去年大幅度提高，由去年的20.5∶1提高到53.4∶1；②日產油水平比去年提高0.9t，油汽比提高0.53。

2 氮汽驅油機理及施工參數

2.1 驅油機理

根據新疆油田、勝利油田氮氣輔助蒸汽吞吐文獻調研，氮氣段塞熱處理提高稠油熱采采收率的機理［1］主要有：

氮氣的非混相驅替作用：氮氣能降低水相相對滲透率；

氮氣的重力分異驅替作用：由于重力分異，注入的氮氣就會進入微構造高部位形成次生小氣頂，驅替頂部原油向下移動；

氮氣能保持地層壓力：氮氣不溶于水，較少溶于油，且具有良好的膨脹性，可節省注汽量，驅油時彈性能量大；

氮氣優先進入水體，降低油水界面：針對邊水活躍的油藏，注入的氮氣可以抑制邊水錐進，降低油井綜合含水，其機理是利用油水間粘度差，注入的氮氣首先進入水錐，使其被迫沿地層向構造或油層下部運移，使水錐消失，并且降低了油水界面。

2.2 參數設計

在2011年上半年探索的基礎上，明確了推廣應用的選井條件、注氮方式及注入參數。

選井原則：選取厚度相對較大（厚度大于3.0m），剖面滲透率級差大于1.0，以特稠油及普通稠油為主；

注氮方式：以氮氣段塞熱處理為主；

注汽參數：注汽量100～200t；

注氮參數：氮汽比50∶1左右。

3 現場應用效果分析

2011年共實施氮氣段塞熱處理措施104井次，平均單井增油2.7t，含水下降15.6個百分點。104井次階段累計產油8 028.1t，增油5 882t，平均單井累計產油79.5t，日產油2.0t，油汽比0.44（見表1、表2）。

表1 2011年氮氣段塞熱處理措施前后產狀對比

表2 2011年氮氣段塞熱處理階段累計生產效果

其中古城油礦以泌淺10區Ⅳ9層特稠油及Ⅵ油層普通稠油為主，共實施26井次，有效率為75%；井樓油礦共實施13井次，有效率45.5%；新莊油礦實施62井次，有效率為69.1%，全廠氮氣段塞熱處理有效率為67.8%。

3.1 特稠油油藏氮氣段塞熱處理效果

特稠油油藏氮氣段塞熱處理工藝實施主要有8個區塊：BQ10、一區、三區、BQ67、BQ57、XQ45、BQ94、YQ19，原油粘度在10 000～50 000mPa·s之間，涵蓋了大多數河南油田稠油油藏類型。特稠油油井共實施66井次，有效37井次，無效18井次，待評11井次，有效率67.3%。措施前平均單井日產液17.3t，日產油0.5t，含水97%，措施后日產液15t，日產油2.5t，含水83%；階段累計產油5 246 t，平均單井累計生產45.8d，熱處理階段日均產油1.7t，油汽比0.44。

特稠油油藏因原油粘度高措施后見到一定增油效果，但有效期短。例如新6191井2005年6月12日投產H3Ⅱ1層，有效厚度7.6m。累計吞吐9個周期，累計注汽8 856t，累計生產2180.3d，累計產液34 780.3t，累計產油2 557.8t，綜合含水93%，采注比3.93，油汽比0.29，采出程度26.9%，油層溫度（28.7℃）下的動力粘度為49445.2mPa·s.2011年8月30日注汽時采取氮氣段塞＋熱處理措施，注汽161t，注氮13 440m3，峰值產油10t，油汽比0.56，有效拿油期為10d。

特稠油油井氮氣段塞熱處理效果認識：

（1）受邊水影響的特稠油油井：峰值產油高，遞減快，有效生產時間一般為7～40天；

（2）未見邊水的特稠油油井：因注氮量及注汽量與整周期相比都大幅度降低，蒸汽波及范圍小，地層壓力低，原油粘度相對較高，蒸汽及氮氣注入量的進一步優化是措施成功的關鍵。

3.2 普通稠油油藏氮氣段塞熱處理效果

普通稠油油藏氮氣段塞熱處理工藝實施主要有5個區塊：125區、零區、七區、BQ67、南三塊，原油粘度在400～8000mPa·s，涵蓋了大多數河南油田普通稠油油藏類型。普通稠油油井共實施38井次，有效26井次，無效9井次，待評3井次，有效率74.3%。措施前平均單井日產液15t，日產油0.9t，含水94%，措施后日產液14t，日產油3.2t，含水77%；階段累計產油2782t，平均單井累計生產了30.9天，熱處理階段日均產油2.4t，油汽比0.4。

普通稠油油藏比特稠油油藏措施后生產時間長。新2304井6月10日上返到H3Ⅱ7、8層，射孔井段1 010～1 033m，射孔長度16.8m，先常采，后因含水上升快采取2次段塞加熱處理措施，該層粘度低（1 177.8mPa·s），滲透率低（0.76μm2）。兩次段塞熱處理后生產時間在26～40天。

普通稠油油井氮氣段塞熱處理效果認識：

（1）受邊水影響的普通稠油油井：峰值產油高，拿油期相對較長，一般為20～40天。

（2）未見邊水的普通稠油油井：原油粘度低，油藏溫度下可流動，氮氣段塞措施后大都有效。

3.3 氮氣吞吐應用效果

為降低生產成本，探索氮氣吞吐效果，優選新莊油田3口井（新6125、6135、新淺90）只注氮氣段塞不注蒸汽，3口井措施前平均單井日產油0.5t，措施后日產油4.9t，含水下降70%；3口井累計注氮氣46 014m3，階段累計產油4 90.6t。3口井增油的關鍵是措施前油層溫度高，地下原油可流動。例如新6135井2005年1月30日投產H3Ⅱ1層，砂層厚度10.8m，有效厚度6.2m，累計吞吐九個周期，累計注汽9 291t，累計生產2383.6天，累計產液33 851.2t，累計產油4 064.2t，采注比3.64，油汽比0.44，采出程度52.4%。該井地層溫度下（28.7℃）原油粘度為50445.6mPa·s，油層中深303.9m，措施前油層溫度77℃，原油在地下可流動，2011年9月14日對該井采取氮氣段塞措施，注氮12 000 m3，峰值產油13.8t／d，累計生產51.9d，累計產油275.1t，日均產油5.3t，含水69.8%。

4 結論

（1）稠油熱采采用氮氣段塞熱處理工藝，主要應用于地下有一定儲熱、原油可流動、受邊水影響的特稠油油井及普通稠油油井，現場應用后取得明顯的增油降水效果。

（2）提高氮氣蒸汽比是氮氣段塞熱處理工藝措施成功的關鍵。

（3）有效期一般為10～40d，特稠油見效時間大于30d的油井一般是基于整周期注汽的前提下實施的。

（4）確定了氮氣輔助熱處理的選井條件：油層厚度較大（一般大于3.0m），剖面矛盾突出（滲透率一般小于2.0μm2），有一定的地層能量（日產液大于10t），原油粘度較低有一定的流動能力。

［1］ 左青山.斷塊油田不同方式注氮氣的研究與實踐［J］.鉆采工藝，2007，30（5）：42－43.

［2］ 彭通曙.新疆淺層稠油油藏氮氣輔助蒸汽吞吐提高采收率研究與應用［J］.新疆石油天然氣，2009，5（3）：70－73.

Henan oilfield heavy oil thermal recovery steam soaking began in1987 and It has been carried out for 24 years.In order to improve the development effect，nitrogen slug injection thermal treatment field experiment is carried out in 2011.Periodic oil steam ratio and oil production increased relevantly.In the paper，the stage effect of nitrogen slug injection is recorded，the factors influencing different viscosity heavy oil reservoir is analyzed，which made it clear for well selection conditions and scope of application for the heat treatment technology of nitrogen slug and provide a basis for the following work.

130Heavy oil thermal production nitrogen slug injection field experiment in Henan oilfield

Ji Suhua et al（No.2 production plant，Henan Oilfield Branch Company，Sinopec，Tanghe，Henan 473400）

Henan oilfield；heavy oil development；nitrogen slug injection；thermal treatment

TE357

A

1673－8217（2012）04－0130－03

2012－01－05

吉素華，1968年生，2008年畢業于中國石油大學（華東），現從事技術管理工作。

李金華