塔河缝洞型油藏注氮气工艺参数优化研究

王建海，李娣，曾文广，马清杰，葛际江，管润红

（1.中国石化西北油田分公司石油工程技术研究院，新疆 乌鲁木齐 830011；2.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东 青岛 266580；3.中国石化中原油田分公司采油三厂，山东 莘县 252429）

0 引言

塔河油田碳酸盐岩油藏的储集空间以裂缝、溶洞为主[1]。目前注水替油是油藏主要提高采收率手段之一[2-3]，但随着油田开发，注水替油井逐年增加，失效井也越来越多，注水替油效果逐年变差。针对注水替油失效难题，目前提出了注气作为接替技术[4-9]。注气主要通过重力分异作用使气体进入构造高部位形成次生气顶，达到驱替顶部“洞顶油”的目的。2012年4月在TK404井进行注氮气提高采收率试验[10]，累计注入液氮755 m3，第一周期注气累计产液7 676 t，累计产油2 659 t，试验获得成功。为了进一步将注气技术从由单井吞吐向单元区块进行推广，就有必要对缝洞型油藏单元注气工艺参数进行优化研究。因此，本文通过理论研究和现场试验总结分析，对影响注气效果的注气量、注气速度、焖井时间、开井工作制度等工艺参数进行优化，得出最优注气工艺参数[11]，以指导注气现场施工，达到提高注气工艺效果的目的。

1 注氮气工艺参数优化

1.1 注气量

注气量是影响注气效果的重要因素，注气量过小则难以与地下原油充分发挥作用，注气量过大则易造成气体回窜以及降低注气经济性，注气量设计应以油藏剩余油估算和注气补能情况为依据。

1.1.1 剩余油估算

塔河注氮气施工对象多为定容特征明显的注水替油失效井，缝洞型油藏储集体地下展布不规则，可采用油藏工程方法根据油藏压力变化和油井注采情况对剩余油进行估算，原油压缩系数定义公式为[12]

式中：Co为原油体积压缩系数，取值0.001 1 MPa-1；Vo为地下原油体积，m3；p 为地层压力，MPa；ΔVo为注水后原油体积变化，m3；Δp为注水后地层压力变化，MPa；Vin为注入水体积，m3。

因此，可以得到地层压力与累计注水量的关系式：

式中：p1为注水后地层压力，MPa；p0为注水前地层压力，MPa。

地层压力变化可近似于井口压力变化，对于注水替油井，注水指示曲线能够很好地反映累计注水量与井口压力的关系。以TK7-619CH井为例，该井最后一轮次注水指示曲线见图1。

图1 TK7-619CH井最后一轮次注水指示曲线

由图1可以得到实际注水指示曲线y=ax+b，再根据式（2）得到斜率a=1/CoVo，TK7-619CH井剩余油Vo=1/aCo=1/0.01/0.001 1=909 09 m3。

1.1.2 注气量设计

TK7-619CH井井深5 800 m，注气前液面2 700 m，折算地层压力35.3 MPa，拟注气后井口压力达到最后一轮次注水拐点压力15.0 MPa，液面补到井口，折算注气后地层压力76.1 MPa。则需要补充的地层能量：Δp=76.1-35.3=40.8 MPa；需要补充的地下体积：ΔV=Δp/a=40.8/0.01=4 080 m3。

气水混注过程中，气水比为

式中：Φ为气水混注比；qg，qw分别为地面注气、注水速度，m3/h。

前期注氮气过程中，井筒压力梯度和气水比关系见图2。

图2 井筒压力梯度与气水比的关系

井筒压力梯度为

式中：α为井筒压力梯度，MPa/100 m；Δpr为气启动压力，取5 MPa；p3为注入氮气后油藏地层压力，MPa；p4为注入压力，根据注气设备能力计算，取35 MPa。

利用式（4）计算得出 α=0.794 8 MPa/100 m，再根据图2的拟合方程，得到气水比Φ=527。

当注气速度为4 800 m3/h时，注水速度qw=4 800/527=9.1 m3/h，则总的注气时间。

设计注气量 Qg=4 800×164.5=78.9×104m3；设计伴注水量 Qw=9.1×164.5=1 497 m3。

1.2 注气速度

当气水混注过程中，注气速度主要考虑 “气液滑脱”的影响[13]。塔河注气井注气压力一般控制在30 MPa以内，油管直径多为88.9 mm和73.02 mm的组合，由表1可以看出，当注气速度大于6.00×104m3/d时，就能够满足携液要求。

表1 气水混注井不同油管直径和注入压力下临界携砂注气速度

目前，现场注气设备排量主要有900，1 200，1 800，3 000 m3/h 4种22套。通过优化设备组合，确保单井注气速度在6.00×104m3/d以上，可缩短注气时间，提高生产时效，同时降低高压施工安全风险。

1.3 焖井时间

在注氮气过程中，焖井时间是影响注气效果的一个重要因素[14]。注入氮气与原油的重力分异作用需要一定的时间，是一相对缓慢的过程，若焖井时间过短，氮气与原油作用不充分，不能充分发挥氮气重力驱替作用，注气效果较差；若焖井时间过长，注入氮气易向地层深处扩散或回吐到井筒，造成井口压力升高，不利于氮气在地层的储集：因此，需要确定合理的焖井时间。前期48井次周期受效结束井或即将结束井的焖井时间与周期累计产油量统计表明：焖井时间在20 d以内注气井周期累产油较高；当焖井时间超过20 d后，注气井累产油呈下降趋势。焖井时间超过20 d后，注入氮气或者向碳酸盐岩缝洞型油藏深入逸散，或者回吐到井筒造成焖井压力升高，不利于注入氮气在地层的贮存，影响注气开发效果，因此，注气井焖井时间不宜超过20 d。

1.4 开井工作制度

注气井开井后，应根据油井情况合理优化油嘴直径；对于含水油井，通常采用的嘴流计算公式为[15]：

式中：Q 为产液量，t/d；fw为含水率；pt为井口油压，MPa；d 为油嘴直径，mm。

以T416井为例，进行开井工作制度（油嘴）优化设计，T416井注气后开井初期选择4 mm油嘴，日产液平均30 t/d左右，油压平均6.11 MPa。开井初期基础数据见表2。

根据Q=J（pr-pwf）计算不同产液量对应的井底流压，再通过通过Beggs-Brill方法计算井底流压对应的井口油压[15]，从而得到油管工作曲线（TPR曲线及油压与产液量的关系曲线）；根据嘴流计算公式，得出不同油嘴的嘴流曲线（见图3）。T416井初期自喷时，平均井口油压为6.11 MPa，油嘴4 mm。根据图3以及T416井目前油压情况，可将油嘴上调至6～8 mm，产液量将提高到 60～90 m3/d。

表2 T416开井初期基础数据

此外，气水混注井开井初期采用大工作制度，能够缩短排液周期，提高生产时效；但是注气井见油后，应保持合理生产压差，控制液面，生产过程中应及时调整，以延长油井生产时间。

图3 T416井嘴流曲线及TPR曲线

2 注气开采现场试验效果

以TK7-619CH井为例。该井按照1.1部分设计注气量为 80×104m3，设计注水量为 1 500 m3，气水比 530∶1；注气速度为3 900 m3/h。该井2013年4月5日完成注气，2013年4月15日，以4 mm油嘴生产，焖井时间20 d，截至评价结束，累计产油1 504.8 t，效果显著。

截至2013年底，塔河缝洞型油藏累计施工102口井/127井次，累计产油97 040 t，进行注气施工及焖井21口，在排液25口，已评价明确56口，其中完成单周期20口/25井次，无效7口，有效率87.5%。

3 结论

1）应用油藏工程方法对塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏注气量进行了优化设计，注气速度考虑 “气液滑脱”影响，以大于6.00×104m3/d为宜；焖井时间不宜超过20 d；工作制度优化主要采用嘴流公式和多项管流公式进行油嘴设计。

2）注氮气技术可大幅提高塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏采收率，2013年累计施工102口井/127井次，累产油97 040 t，在塔河油田具有较强的推广空间。

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