塔河油田单井注氮气采油技术现场应用

黄江涛　周洪涛　张　莹　芦世娟　汤妍冰　杨　博

（1.中国石化西北油田分公司，新疆乌鲁木齐　830011；2.中国石油大学（华东），山东青岛　266580；3.中国石油长庆油田分公司第五采油厂，陕西西安　710200）

塔河油田单井注氮气采油技术现场应用

黄江涛1周洪涛2张莹1芦世娟1汤妍冰1杨博3

（1.中国石化西北油田分公司，新疆乌鲁木齐830011；2.中国石油大学（华东），山东青岛266580；3.中国石油长庆油田分公司第五采油厂，陕西西安710200）

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏经过多年开发后，底水锥进、油水界面抬升，剩余油主要以阁楼油形式富集。现场实践证实注氮气采油开发碳酸盐岩缝洞型油藏是可行的，能有效动用阁楼型剩余油，并且在实践中总结了注氮气采油的选井经验，建立了高效注气井分类模型，为同类碳酸盐岩缝洞型油藏开发提供了参考依据。注氮气采油技术是一种高效提高采收率的技术手段。

碳酸盐岩；缝洞型油藏；注氮气；选井条件；采油机理；经济效益

碳酸盐岩缝洞型油藏风化壳岩溶发育，溶洞是最有效的储集空间，裂缝为次要储集空间，基质部分基本不具备储油能力，储层非均质性极强，储集空间形态、能量规模差异大，油水关系复杂［1］。前期通过开展注水开发试验，有效缓解了能量不足和含水率上升的主要矛盾，随着注水替油、压锥轮次的增加，吨油耗水比逐年上升，注水替油、压锥效果越来越差，失效井数明显增多，仍有剩余油分布在缝洞体较高的部位没有采出（阁楼油）［2-3］。塔河油田于2012年成功引入了注氮气采油技术，由单井注气先导实验至2014年单井注气全面推广，注氮气采油技术在现场实践中取得了良好效果。

1　剩余油分布及注氮气采油机理

1.1剩余油分布

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏既有与底水沟通较好、水体能量充足的缝洞体系，又有发育相对孤立、能量不足的定容型缝洞。与底水沟通的缝洞经过多年开发，弹性驱动能量衰竭，底水锥进水淹严重，通过堵水措施、注水压锥等手段治理初期有效，后期底水进一步锥进淹没溢出口，注水压锥失效，并且存在生产井段较短的问题，二次堵水、重复堵水难度较大。定容型溶洞弹性能量衰竭后缺乏能量补充，生产表现供液不足，通过人工注水补充能量改善效果较好，但多次注水后溶洞内存水逐渐淹没溢出口，油井出水，注水替油失效。油水界面抬升淹没溢出口导致了油井产能下降，溢出口之下剩余油难以挖潜，油水界面之上、井周较高部位仍富集大量阁楼型剩余油（图1）。

图1　阁楼型剩余油分布示意图

1.2注氮气采油机理

阁楼油位于油藏的较高部位，要求驱油剂也能够进入油藏的高部位，从而引入了注气挖潜技术。注气提高原油采收率的机理分为混相驱与非混相驱两种［1］。室内实验研究认为：塔河油田溶洞型储集空间注氮气驱替原油属于非混相驱替过程，碳酸盐岩溶洞型储集体具有良好的遮蔽性，注入气体在重力分异作用下形成次生气顶，补充顶部弹性能量，将顶部剩余油向下驱替，注入氮气不会与原油发生混相（混相会降低重力分异驱油的效果），有利于缝洞单元注气重力分异驱油［2-3］，使塔河油田缝洞阁楼油型剩余油开采成为可能。

2　注氮气采油技术现场实践

在剩余油分布研究和室内研究的基础上，塔河油田在2012年开始进行注氮气的现场试验，到现在可以分为探索和推广应用两个阶段。

2.1探索阶段：单井氮气吞吐

TKA-1井在钻井过程中未钻遇放空漏失，说明没有发育大型溶洞；生产层段均为表层岩溶，具有独立缝洞结构和压力系统；其天然压力开采阶段初期产量高，见水速度快，见水后含水上升迅速，分析认为是独立缝洞体底水快速锥进的原因。

2006年9月该井开始二次采油注水开发，至2012年1月注气前累计进行了8个周期的注水替油，周期产油由5 790 t下降至1.9 t。分析认为多轮次注水替油已将该缝洞体内油水界面抬升，底部水淹，但顶部仍有一定“阁楼油”存在，注氮气可以作为单井注水替油后的接替技术。

2012年2月开始注入液氮755 m3，当轮次增油达到2 659 t，注水替油效果明显改善。试验结果分析认为：单井注氮气，氮气可以进入油藏顶部，将顶部阁楼油开采出来，实现大幅度增油。

2.2推广阶段：气水混注

在TKA-1井油藏评价获得成功的基础上，塔河油田开始进一步推广注氮气采油技术。由于液氮费用比较高，因此有必要研究“低成本、高收益”的技术方案。

TKA-1井先导试验注液氮成本为5 300元/m3，首轮注入液氮755 m3（相当于体积氮气1600 m3）的费用高达400万元。塔河油田经过探索研究，以空气为气源，通过分离空气得到氮气，使成本降低为1.8元/m3，注入同等体积氮气1 600 m3仅需90万元左右。但是，单纯注入氮气存在注气压力高的问题，TKA-1井在试验中注入压力高达45 MPa，不仅存在井控风险，而且一般注气设备的最高工作压力为30MPa，难以达到注气要求。塔河油田尝试在注气过程中进行气、水混注，通过试验确定气、水质量比为2∶1时可将注气压力控制在30 MPa以内。由此，形成了以空气为气源、以气、水混注为注入方式的注氮气工艺，既降低注气成本，又满足设备条件和井控安全要求，为注氮气采油技术的大规模推广奠定技术基础。

2012年底塔河油田先后选取其他4口注水替油失效的井进行注氮气采油。至2013年初，4口井均评价效果较好，日增油能力达到95 t。同时TKA-1井第二轮次注气评价也取得较好效果。至2013年底共有18口井进行了注氮气采油，年增油达到16987t，增油效果显著。

3　注氮气采油的选井

通过对已注氮气井的综合分析，总结了选井经验：阁楼储集体发育是选井的重要条件，包括井周构造高部位发育的储集体和水平井水平段上发育的储集体等类型；溶洞型储集体比裂缝型储集体注氮气效果好，适合展开多轮次注氮气；区域物质基础好，剩余可采储量高，注氮气效果较好。

结合动、静态资料确定储层特征，依据构造特征和连通特征对注气井进行分类，结合注气后评价效果，初步确定四类高效注氮气采油井：残丘斜坡型、水平段上型、裂缝-溶洞型、相对定容型。

（1）残丘斜坡型：该类型油井的井周残丘、斜坡发育，钻遇溶洞型储集体，底水发育，溢出口位于储集体中、下部位，底水锥进淹没溢出口，油水界面之上大量阁楼油富集，进行注氮气采油效果较好。

（2）水平段上型：该类型油井的水平段钻遇储集体的中下部，油水界面随着油藏的不断开发而升高，造成水平段水淹；水平段上的储集体是剩余油富集的区域，通过注氮气形成次生气顶，可以补充剩余油弹性能量，平衡底水能量，有效驱替剩余油至水平段溢出口。

（3）裂缝-溶洞型：该类型油井没有钻遇溶洞型储集体，通过天然裂缝或人工改造裂缝沟通溶洞储集体中下部，开发后期油水界面淹没地层与井筒间连通通道，溢出口之上富集剩余油。

（4）相对定容型：该类型油井的储集体相对封闭，与底水不连通或连通较差，缺乏能量补充。开发初期依靠油气弹性能量自喷生产，基本不产水，能量下降转抽后很快供液不足，通过注水替油补充能量能有效改善供液。但是注水替油后期，人工注入水到达溢出口附近，油井开始出水，注水替油逐渐失效，而溢出口之上仍富集剩余油。通过注入氮气形成次生气顶，将剩余油向下驱替能有效提高该类油井采收率。

2014年，塔河油田不断推广单井注氮气采油，1—9月新增注氮气采油井共18口，阶段增油4.07 万t。目前，塔河油田注气井总井数达到36口井，总地质储量为2 316万t，至2014年9月底累积增油达到5.87万t，提高油井原油采收率达0.3%，见表1。注氮气采油技术成为碳酸盐岩缝洞型油藏增油上产的又一技术手段。

4　经济效益评价

2014年1至9月塔河油田共进行31井次的注氮气采油作业，费用合计4 110万元，其中包括配合修井费、后期配合作业费、注水费、注气费、以及材料费等。同期注氮气产油量达到4.07万t，形成效益达到14 233万元，投入产出比达到1∶3.46。从经济效益评价上来看，注氮气采油是一项投入成本相对较低，而增产效果较好的提高原油采收率的技术手段。

表1　注气增油统计

5　结论

（1） 塔河油田缝洞型油藏顶部的阁楼油具有注氮气开采的潜力，此类剩余油开采方式主要是单井吞吐，包括注液氮和气水混注两个阶段；对于深层高压油井，气水混注可以降低注气压力，现场应用效果良好。

（2） 塔河油田缝洞型油藏共有四种有效的注气井模型：残丘斜坡型、水平段上型、裂缝—溶洞型、相对定容型；注气井的选井条件主要为存在阁楼储集体，溶洞型储集体发育，剩余可采储量高，定容体特征，注水替油有效。

（3） 注氮气采油技术应用中，有些油井是在一次采油、注水吞吐后进行的，可认为属于三次采油；目前还主要在单井进行，井间注气仍处于现场试验阶段。

［1］赵福麟. EOR原理［M］.山东东营：石油大学出版社，2001.

［2］李金宜，姜汉桥，李俊键，等.缝洞型碳酸盐岩油藏注氮气可行性研究［J］.内蒙古石油化工，2008， 34（23）：84-87.

［3］袁飞宇，张世亮，海涛，等.缝洞型碳酸盐岩油藏注氮气采油实践及认识［J］.石油天然气学报， 2014， 36（12）：165-170.

（修改稿收到日期2015-04-17）

〔编辑李春燕〕

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

黄江涛，1983年生。2005年毕业于中国石油大学（北京）石油工程专业，现主要从事油气田开发研究和采油、采气的现场管理工作，工程师。电话：0996-4688455。E-mail：huangjtt119@qq.com。通讯作者：周洪涛，1969年生。主要研究方向为提高原油采收率、胶体与界面化学、油气田开发工程、油田化学，副教授。电话：0532-86981901。E-mail：zhouht@upc.edu.cn。

引用格式：黄江涛，周洪涛，张莹，等.塔河油田单井注氮气采油技术现场应用［J］.石油钻采工艺，2015，37（3）：103-105.