塔河油田井组注氮气提高采收率技术

李满亮周洪涛张莹

1.中国石化西北油田分公司；2.中国石油大学（华东）

塔河油田井组注氮气提高采收率技术

李满亮1周洪涛2张莹1

1.中国石化西北油田分公司；2.中国石油大学（华东）

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏经过多年开发后底水锥进，水驱效果逐渐变差，剩余油主要以阁楼油的形式富集。为了提高油藏开发效果，2014年塔河油田在A单元探索多井缝洞单元井组注氮气先导试验，开展井组注气后一年间邻井受效逐渐显现，截至2015年8月已增油3×104t，说明井组注氮气可以有效驱替井间阁楼油。试验结果表明，高注低采井组注气量高、见效慢、波及体积大，而低注高采井组见效快但是易发生气窜，井组注氮气采油技术是一种提高采收率的有效技术手段。

阁楼油；注氮气；提高采收率；塔河油田

塔河油田奥陶系油藏是经过多期构造运动和古岩溶共同作用形成的碳酸盐岩缝洞型油藏［1］。油藏特点表现为：非均质性极强，基质孔隙度低，基本不具备储油能力，大型洞穴是主要的储集空间，裂缝是主要的渗流通道，流动模式以溶洞中的管流模式和裂缝-孔洞中的渗流为主［2］。塔河油田A单元前期主要通过衰竭开发后进行单元注水来缓解含水率上升的矛盾，在采用常规注水开发方式后，单元整体进入高含水后期，注入水沿缝洞水窜，整体驱油效率低，稳产时间短，采出程度低，需要探索有效提高采

1　 A单元概况

Overview of unit A

A单元探明面积15.11 km2，探明地质储量3 498 ×104t，可采储量590×104t，标定采收率15.8%，累积产油490×104t，采出程度14%，累计注水353×104m3，累积注采比0.44。A单元以溶洞型储集空间为主，溶洞发育区储集体规模大、累产高。A单元共施工38井次，其中25井次钻遇溶洞，溶洞钻遇率65.8%，溶洞在平面上分布在A单元北部-东部的“弓”形条带上，纵向上主要集中在T74面以下0～40 m。研究开发特征得出，累产大于10×104t的油井主要位于溶洞发育区，储集体规模大，也是注水增油效果最明显的井区。

注采连通井组以表层连通为主，油井在动态连通性的确定上采用了以注采响应为主，井间干扰测试、示踪剂检测、生产特征一致性等为辅的原则。目前A单元具有动态连通性的井组21组，在连通井组的平面分布上具有与区域裂缝展布方向较一致的分布特征。A单元构造位置高，以溶洞及大尺度裂缝储集空间为主，单元注水易沿着大尺度缝洞推进，注采见效快，受效特征明显。

2　存在问题

Existing problems

A单元天然底水能量较强，采油井水淹严重，在通过单元注水抑制底水锥进、动用井间剩余油后，单元产量递减趋势有所减缓。在经过9年单元注水开发后，累积注水量达到353×104m3，累积注采比达到0.44。在缝洞尺度大、储集体发育好的地质背景下，单元内多数注水井组已水窜，通过常规的注水调整已难以有效动用剩余油。

3　剩余油分布分析

Distribution of remaining oil

缝洞型油藏的主要储集空间和渗流通道为溶洞和与连通溶洞的裂缝。A单元缝洞型油藏在经历漫长的注水开发期后，由于部分油井处在构造较低部位，使得部分较高部位的原油无法被水驱动用，形成“阁楼油”。 通过数值模拟分析，单元内纵向上剩余油主要分布于油藏中高部位。经计算得出处于油藏0～60 m部位的剩余油占剩余储量的28.16%，这部分储量的有效开发具有重大意义，是注气增产的主要目标。

4　多井缝洞型油藏注氮气机理

Nitrogen injection mechanisms of multiwell fracture-cavity type reservoir

目前塔河注气项目的驱替介质主要采用氮气，通过室内细管实验测得，当压力达到60 MPa时，注入1.2 PV的氮气后，原油的采出程度为82.5%。通过相态分析软件计算得到，油藏温压条件下氮气与原油的界面张力为7.3 mN·m。可见，注氮气驱油属于非混相驱替过程［3］。对缝洞型油藏进行注水驱替时，水体主要驱扫各溶洞体下部底油，而进行注气驱替时，由于氮气和原油的密度差异形成重力分异，气体主要驱扫各溶洞体上部顶油。

由于氮气重力分异驱油的特征，在不同部位部署注气井驱替方式也有所不同。通过数值模拟得出，采用高部位注气低部位采油的驱替方式时，氮气在顶部聚集，下压水锥，向下驱替洞顶阁楼油；采用低部位注气高部位采油的驱替方式时，氮气沿表层岩溶向上驱替剩余油。高注低采的模式波及体积广，但是存在注气量高、见效慢的缺点；低注高采的模式则具有见效快、易气窜的特点。通过综合分析得出，前期采用低部位注气，待生产井气窜后，改变驱替方向，从高部位注气，下压水锥，二者结合可以最大程度提高采收率。

5　井组注氮气在A单元的应用

Application of nitrogen injection in well group in unit A

（1）在A单元井组注氮气实验中，初期按照“高低结合、点状注气、整体部署、分组实施、工艺配套、及时调整，全面评价”的原则进行注气方案设计，北部的T402井组为高注低采，南部的TK411、TK425CH井组为低注高采，后期根据完善井网和提高储量控制的需要，新增TK440、TK428CH井组进行注气，在纵向上形成高低结合注采井网，在平面上形成多向平衡驱替井网。

（2）从2014年3月T402井开始注气至2015 年8月底，A单元共有注气井组5个，累计注气达到5 162×104m3，目前邻井日增油128 t，累计增油3×104t；目前6口井受效，2口疑似受效，其它井评价中，具体数据见表1。A单元井组开展注气一年来，提高采收率成效显著

（3）效果分析。单元北部的T402井组为高注低采井组，5口拟受效井中只有TK429CX井受效较为明显，水驱开发后期底部剩余油水驱效率低，剩余油主要集中在井间储集体相对高部位，水驱无法动用，通过单元注气有效动用了该部分剩余油，已增油7717 t。该井组受效率较低，验证了高注低采的注采方式注气量高、见效慢的结论，而TK429CX井产层位置较邻井高，且前期注水连通较好，这是该井率先见效的主要原因。为提高该区域注气效果，加快提高采收率进程，选择低部位TK440井注气，完善区域注采井网，单元南部的TK411、TK425CH井组为低注高采井组，6口拟受效井中5口井已受效，增油2.2×104t，其中T401井已出现气窜现象，充分验证了低注高采井组见效快、易气窜的特征。

表1　A单元注气受效井统计Table 1 Statistics of nitrogen injection response wells in unit A

6　结论

Conclusions

（1）碳酸盐岩缝洞型油藏水驱开发后期，剩余油主要富集在井间构造高部位形成阁楼油，通过水驱难以动用。注氮气提高采收率技术适用于多井缝洞单元。井组注氮气驱可以有效驱替井间阁楼油，提高原油采收率，对碳酸盐岩油藏开发具有重要意义。

（2）注氮气驱属于非混相驱替，注入氮气在重力分异作用下进入储集体高部位，向下驱替剩余油。通过数值模拟及现场实践验证了不同注采方式的效果，高注低采井组注气量高、见效慢，波及体积大；低注高采井组见效快、易气窜，后期井网、注气方式调整还需要进一步论证及实践。

References:

［1］ 荣元帅，赵金洲，鲁新便，李新华，李小波. 碳酸盐岩缝洞型油藏剩余油分布模式及挖潜对策［J］.石油学报，2014，35（6）：1138-1146. RONG Yuanshuai， ZHAO Jinzhou， LU Xinbian， LI Xinhua， LI Xiaobo. Remaining oil distribution patterns and potential-tapping countermeasures in carbonate fracture-cavity reservoir［J］. Acta Petrolei Sinica， 2014，35（6）: 1138-1146.

［2］ 鲁新便，蔡忠贤.缝洞型碳酸盐岩油藏古溶洞系统与油气开发—以塔河碳酸盐岩溶洞型油藏为例［J］.石油与天然气地质，2010，31（2） : 22-25. LU Xinbian， CAI Zhongxian. A study of the paleo-cavern system in fractured-vuggy carbonate reservoirs and oil/gas development—taking the reservoirs in tahe oilfield as an example［J］. Oil & Gas Geology， 2010， 31（2）: 22-25.

［3］ 胡蓉蓉，姚军，王晨晨，孙致学.缝洞型碳酸盐岩油藏非混相气驱采收率影响因素［J］.新疆石油地质，2015，36（4）: 470-474. HU Rongrong， YAO Jun，WANG Chenchen， SUN Zhixue. Influence factors of immiscible gas flooding recovery in fractured-vuggy carbonate reservoirs［J］. Xinjiang Petroleum Geology， 2015， 36（4）: 470-474.

（修改稿收到日期 2016-03-06）

〔编辑 李春燕〕

Enhancing oil recovery by nitrogen injection in well group of Tahe Oilfield

LI Manliang1， ZHOU Hongtao2， ZHANG Ying1
1. SINOPEC Northwest Oilfield Company， Urumchi， Xinjiang 830011， China；2. China Uniνersity of Petroleum （East China）， Qingdao， Shandong 266580， China

Over years of development， the carbonate fracture-cavity reservoirs in the Tahe Oilfield suffered bottom water coning，making the waterflooding effect become gradually poor， and the remaining oil is mainly enriched in the form of attic oil. For the purpose of improving the reservoir development effect， a pilot test of nitrogen injection in well group was conducted in the multiwell fracturecavity unit A of the Tahe Oilfield in 2014. The response of offset wells gradually appeared. As to August 2015， 3×104t incremental oil had been obtained， showing that the nitrogen injection in well group can effectively displace the interwell attic oil. The pilot test results show that the well group of injection in high permeability layer and production from low permeability layer is characterized by high gas injection rate， slow response and large swept volume， whereas the well group of injection in low permeability layer and production from high permeability layer is characterized by fast response but easy gas breakthrough. The oil recovery technology of nitrogen injection in well group is an effective technique for enhancing the oil recovery.

attic oil； nitrogen injection； enhanced oil recovery； Tahe Oilfield

李满亮（1982-），2006年毕业于中国石油大学（华东）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。通讯地址：（830011）新疆乌鲁木齐市长春路西北油田分公司。电话：0996-4688563。E-mail:269362240@qq.com收率的开发方式。

TE357

B

1000 - 7393（ 2016 ） 03 - 0392- 03

10.13639/j.odpt.2016.03.022

LI Manliang， ZHOU Hongtao， ZHANG Ying. Enhancing oil recovery by nitrogen injection in well group in Tahe Oilfield［J］. Oil Drilling & Production Technology， 2016， 38（3）: 392-394.

引用格式：李满亮，周洪涛，张莹. 塔河油田井组注氮气提高采收率技术［J］.石油钻采工艺，2016，38（3）：392-394.