縫洞型油藏超深井注氮氣提高采收率技術

郭秀東趙海洋胡國亮王 雷曾文廣楊映達

（1.中石化西北油田分公司采油氣工程管理處，新疆烏魯木齊 830011；2.中石化西北油田分公司工程技術研究院，新疆烏魯木齊 830011）

縫洞型油藏超深井注氮氣提高采收率技術

郭秀東1趙海洋1胡國亮1王 雷2曾文廣2楊映達1

（1.中石化西北油田分公司采油氣工程管理處，新疆烏魯木齊 830011；2.中石化西北油田分公司工程技術研究院，新疆烏魯木齊 830011）

塔河碳酸鹽巖油藏非均質性強，溶洞是最主要的儲集空間，裂縫主要起連通通道作用，儲集體中流體以管流模式為主，儲集體類型復雜導致對剩余油分布認識不清，前期主要依靠彈性和水驅開發，采收率較低。目前塔河油田縫洞型油藏注水開發后期面臨挖潛困難、剩余油儲量難以動用的情況，注氮氣驅油工藝的提出為解決這一難題提供了思路和方法。通過對注入氣源的選擇、地面注入工藝的優化、井口及管柱優化，成功實現了氣水混注降壓工藝及多輪次注氣—機抽生產轉換作業，節約了成本，提高了生產時效，減少了施工風險。該研究為碳酸鹽巖油藏注氣提高采收率工作提供了新的借鑒。

縫洞型油藏；注氮氣驅油；氣水混注；注采一體化井口

塔河油田主力油藏屬于巖溶縫洞型碳酸鹽巖油藏，溶洞是塔河地區奧陶系碳酸鹽巖最有效的儲集體類型，裂縫是次要的儲集空間，基質部分基本不具有儲油能力［1-3］。奧陶系儲層埋深5 400～6 600 m，注水替油是油田增產和減少遞減的主力措施［4］。但油井經過多輪次注水替油后，油水界面上移［5］，替油效果逐漸變差，很多油井注水替油失效導致高含水而停產關井［6］。另外，注水只能把油井地下溶洞溢出口以下的油驅替出來，但對溢出口以上頂部的“閣樓油”卻難以動用，使得井周高部位大量剩余油無法采出［7-8］。氣體注入地層后，在重力作用下向高部位上升［9］，會形成“氣頂”，排驅原油下移，同時補充地層能量，減緩由于地層能量下降造成的遞減以及控制含水上升，抑制底水錐進［10-13］，可有效啟動單純注水無法驅動的“閣樓油”。因此開展了注氣動用高部位“閣樓油”試驗研究［14-15］。

基于國內制氮工藝技術成熟，氮氣氣源量大，空氣中氮氣含量78%，且氮氣難溶解于原油，1 m3原油最多能溶解氮氣28 m3，混相壓力為50～100 MPa，油藏條件下注入的N2是非混相狀態，可有效形成氣頂，替油效果好［16］，確定了氮氣作為注氣替油氣源。

1 氮氣的制備

1.1 液氮

試驗初期主要采用液氮作為注入氣源，由供應商供應液氮。現場試驗設備主要有液氮罐車，105 MPa液氮泵車將液氮壓縮、升溫后直接注入井內，注入壓力高，不需要伴水降壓，施工快，穩定性強，氮氣純度高，但是由于注液氮成本高，現場只實施了5口井。

1.2 膜制氮工藝

后期現場注入的氮氣主要是采用膜制氮工藝制備的氮氣，其分離原理是有壓滲透，以空氣為原料，在一定壓力條件下，利用氧和氮等不同性質的氣體在中空纖維膜中具有不同的滲透速率來使氧和氮分離。制氮設備結構簡單、體積小、無切換閥門、維護量少、產氣快（≤3 min）、增容方便，氮氣純度95%～99.9%，氮氣產量≤5000 Nm3/h，運行費用低。

用于注氣施工的氮氣設備共計13臺，其中35 MPa設備12臺，70 MPa設備1臺。現場利用3～4臺設備組合成3 300～4 500 m3/h排量進行單井施工，施工周期為5～7 d，同時可滿足3～4口井施工需求。由于受注氣設備壓力限制，需要將注氣壓力控制在30 MPa以內。現場采取氣水混注工藝，由串聯的氮氣壓縮機將氮氣壓力提高至25～35 MPa，經地面高壓管匯和油田水在地面混合共同注入地層。共試驗45口井，累計注氮氣2 252.2×104m3。

2 注氣工藝優化

2.1 注入方式優化

在現場試驗初級階段，優選液氮作為注入氣源，現場試驗效果好，但液氮組織困難，且液氮成本高，投入產出比高，經濟效益低。針對上述問題，提出了利用撬裝膜制氮機與35 MPa制氮拖車配合注水泵實行氣水混注（圖1），在滿足施工要求的同時大幅度降低了成本。

圖1 氣水混注流程圖

2.2 注采一體化井口設計

前期試驗采用KQ70/78-65型采氣井口進行注氣施工，該井口能夠滿足注氣施工要求，但是，在后期轉抽生產過程中需要裝換機抽井口進行生產，增加了作業成本，影響了生產時效。通過優化設計，形成了目前現場使用的KQ78（65）-70專用氣密封注采一體化井口，滿足了注氣施工和后期轉抽生產一體化不作業的生產需要。注氣、機抽井口參數見表1。

表1 注氣、機抽井口參數

注采一體化井口主要性能如下。

（1）氣密封性能好，承壓能力高，最大工作壓力70 MPa，能夠滿足高壓注氣需求。

（2）注氣時可以實現抽油桿桿柱的氣密封懸掛，能滿足注氣—機抽生產切換要求：①注氣前上提并卸下光桿，通過專用工具，將抽油桿懸掛器下入到油管掛上端，再將抽油桿及接箍下入到一號主閥下方、油管掛上方的抽油桿懸掛器內；②打開與地面注氣管線連接一側的注氣閥門，通過抽油懸掛總成，將氣注入地層；③注氣完畢后，用油田水將井筒內氣體頂入地層，關井燜井；④燜井結束時先限壓（壓差在5 MPa以內）自噴生產；自噴結束時，注油田水壓井；上提抽油桿及接箍，用工具取出抽油桿懸掛器，換光桿，下放桿柱，抽油投產。

（3）實現了注氣—自噴—機抽不動管柱生產。為避免注氣后更換機采管柱作業，降低成本與縮短占井周期，針對目前塔河油田原油性質，綜合考慮氣密性完井方式下注氣及生產的安全可靠性、高壓氣密封、注采管柱轉換等因素，研究出了以下兩套管柱（圖2、圖3）。稠油井套管過橋管柱：?89 mm氣密封扣油管+過橋套管（內置泵筒）+?73 mm氣密封扣油管＋摻稀閥（單流閥）+封隔器+?73 mm油管+篩管。稀油井桿式泵過橋管柱：?89 mm氣密封扣油管+桿式泵+?73 mm氣密封扣油管+封隔器+?73 mm油管+篩管。

圖2 稠油井套管過橋管柱

圖3 稀油井桿式泵過橋管柱

2.3 單井注氣替油參數優化

（1）注氣速度。考慮到較小的注氣速度可以降低井口注氣壓力，同時可防止過快的注氣速度會造成注入氣驅動井眼附近的地層油向遠處擴散，設計單井注氣量為（3～10）×104m3/d，氣水混注時單井設計配水量為100～150 m3/d。

（2）注氣壓力。采用注氣啟動壓差法預測注氣壓力，注氣啟動壓差取值為現場經驗值2～3 MPa。

（3）氣水混注比。根據多口井氣水混注現場試驗，摸索最佳水氣比，逐步形成了氣水混注比優化設計方法。當水和氮氣比為1:350時，能有效降低井口壓力25 MPa，水和氮氣比為1:550時，能有效降低井口壓力13 MPa。通過調整水氣比，可以有效控制井口注氣壓力滿足注入要求（見表2）。

表2 氣水混注比優化結果

2.4 井下配套工具優化

為確保高壓注氣和后期正常生產，設計出抽油泵過橋工藝；優選了液壓封隔器確保注氣套管不起壓；通過注氣管柱伸縮計算分析優化了管柱結構，去掉了伸縮短節，降低了成本；對后期抽油機、桿、泵和防噴器進行了優化設計，特別是針對稠油井高壓注氣和后期摻稀生產的問題，研發了摻稀單流閥。

3 選井原則

通過分析注水替油失效井靜態及生產動態、計算剩余可采儲量，制定了試驗井篩選原則：

（1）地震反射特征表明儲集體具有一定規模；

（2）井點周圍的高部位有明顯反射特征；

（3）鉆遇溶洞或主要生產層段位于巖溶風化面30 m以下；

（4）儲量豐度高，累產油量大，底水錐進造成水淹的油井；

（5）注水替油效果變差或失效后，動靜態資料表明具有剩余油潛力。

4 現場試驗及效果分析

截至2013年6月30日，共完成50口井注氣施工，在已開井生產的45口注氣井中，除3口未見效外，其余42口井均見到較好增油效果。注氣井累計增油32 129 t，單井最高注入氣量100×104m3，單井最高累增油3 400 t，日增油340 t，平均單井日增油10 t，與注氣前相比，含水降低25%。其中注液氮工藝共進行了5口井現場試驗，累計注液氮4 699 m3（標態304×104m3），累計產油5 788 t；共實施45口井膜制氮氣水混注工藝試驗，累計注氮氣2 252.2×104m3，累計產油26 341 t。通過向地層注入氮氣，利用氮氣的重力置換、非混相、膨脹性原理，注入氣能夠在地層高部位聚集形成次生氣頂，驅替原油向井周移動。

通過靜動態資料分析，提出了4種剩余油分布模式：殘丘高剩余油、水平井上部剩余油、底水未波及剩余油和水驅剩余油等4類。通過選取各種類型的低產低效井進行了注氣替油現場試驗，從試驗效果來看，剩余油類型及規模是決定注氣效果好壞的主要因素，其中處于局部高點、縫洞發育、殘丘規模大的油井效果最好。

（1）殘丘剩余油注氣效果最好。殘丘規模越大，縫洞越發育，注氣效果越好。殘丘類潛力井因處于構造高部位，“閣樓油”儲量高，且吸氣能力強，前期注水替油未波及，氣油替換效率高，因此表現效果最好。注氣實施6口井，累產油9 271 t，平均單井增油1 575 t。

（2）底水未波及剩余油類型潛力大。底水未波及剩余油井主要為前期高產暴性水淹井，此類井具有大量的剩余油，且能量充足。注氣實施12口井，累增油7 017 t，平均單井增油585 t。個別單井如T814 （K）井，初期自噴能力達到80 t/d。

（3）水平井上部剩余油具有一定潛力。水平井封擋剩余油類潛力井單井效果差異巨大，主要原因是受水平段上部縫洞發育情況和水體是否活躍影響，前期注水開發效果較差井效果較好。注氣實施11口井，累產油8 397 t，平均單井增油763 t。

（4）水驅剩余油類型。這種類型井儲量豐度高，累產油量大，底水錐進造成水淹。多周期注水替油效果變差或失效，動靜態資料表明具有剩余油潛力。注氣實施16口井，累產油7 263 t，平均單井增油427 t。

5 結論及認識

（1）針對制約塔河油田碳酸鹽巖縫洞型油藏提高采收率的工藝技術瓶頸，在注氣替油礦場試驗的基礎上，開展了注氣氣源選擇及注氣配套工藝研究。針對常規撬裝壓縮機難以滿足塔河深井注氣壓力的要求，通過不同井深、地層壓力和注入水氣比分析，提出了可行的、廣譜性好的氣水混注，并進行了參數優化；研發了注水—注氣—機械采油一體化70 MPa井口，滿足了高壓注氣和采油要求，降低了成本；研發了適用于不同流體類型和產能的注采一體化管柱，特別是針對稠油井需要摻稀生產的特點，研發了注—采—摻稀一體化的生產管柱；進行了注入參數、管柱及井下工具優化設計，為塔河油田碳酸鹽巖縫洞型油藏注水替油失效井治理及提高采收率開辟了新思路、新方法。

（2）在塔河油田縫洞型油藏首次應用注氮氣提高采收率技術并取得了成功，但在現場試驗中也暴露出由于氮氣不純和氧氣的注入，造成油管結垢、抽油泵柱塞及抽油桿腐蝕結垢問題。下一步應對注氣替油現場工藝條件下降低腐蝕、結垢進行研究。

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（修改稿收到日期 2013-09-29）

〔編輯 景 暖〕

Ultra-deep wells in fractured-vuggy reservoir nitrogen injection EOR technology

GUO Xiudong1, ZHAO Haiyang1, HU Guoliang1, WANG Lei2, ZENG Wenguang2, YANG Yingda1

（1.Oil and Gas Recovery Project Management, SINOPEC Northwest Oilfiled Branch, Urumqi 830011, China; 2. Engineering and Technology Research Institute, SINOPEC Northwest Oilfiled Branch, Urumqi 830011, China）

Tahe carbonate reservoir shows strong heterogeneity. The cavern is the primary reservoir space while fracture is mainly plays a role of connecting channel in this reservoir. The fluids in reservoir are mainly taking the form of pipe flow model. Complex reservoir type lead to the remaining oil distribution is unclear and early development mainly relies on elastic drive and water flooding with low recovery efficiency in this oilfield. At present, this fractured-vuggy reservoir within later stage of water flooding faces the difficulties of potential tapping and remaining oil reserves difficult to use, and nitrogen injection for oil flooding process provides an ideas and methods to solve this problem. Through injecting gas source selection, optimization of injection process on the ground and wellhead and string optimization, the technique successful realizes the gas-water mixed injection pressure decreasing technology and multi-turn gas injection and machine pumping switching. The implementation of this technology saves the cost, and improves production efficiency and reduces the safety risk. The research provides a new idea and method for gas injection enhancing oil recovery efficiency of carbonate reservoir.

fractured-vuggy reservoir; nitrogen injection flooding; gas and water mixed injection; injection production integration wellhead

郭秀東，趙海洋，胡國亮，等. 縫洞型油藏超深井注氮氣提高采收率技術［J］. 石油鉆采工藝，2013，35（6）：98-101.

TE357.7

B

1000 – 7393（ 2013 ） 06 – 0098 – 04

郭秀東，1975年生。2004年畢業于中國石油大學（北京）油氣田開發專業，碩士研究生，現從事提高采收率研究工作。電話：18999830676。E-mail：181122901@qq.com。