注气驱油技术的研究与应用

刘 洋，聂 伟，孙 骥，张 伟，谭 学，石丽斌

（中国石油集团渤海钻探工程有限公司井下作业分公司，河北 任丘 062552）

与国外相比，我国天然气驱技术起步较晚。近年来，随着中原、大庆、华北等油田的现场试验，我国的气驱开发技术因地制宜，多元化发展。中国在气体驱油方面取得了重要进展。常见的气体来源包括氮气和二氧化碳。氮气是最常见的气体之一，不易燃烧、无毒、无腐蚀性。由于氮气是空气的主要成分，通过一定的技术手段可以很容易地获得氮气原料，原料成本低廉。同时氮气是一种惰性气体，在常温下很难与其他物质发生反应，因此在驱油过程中不会与获得的油气资源发生反应；注入储层的CO2在多次接触后与原油结合形成混相带。CO2溶解原油体积增大，粘度降低，界面张力降低，流动性增加。原来束缚在地层水和岩石孔隙表面，不具备生产条件的原油，变成可流动原油，从而显著提高驱油效率。

1 注气驱油

在油田注水开发过程中，由于低渗透地层渗透率低、地层吸水能力差等因素的影响，注水难度大，产量低。如果生产作业人员不能及时补充地层能量，油田注水效果将难以达到预期。结合油田注水开发现状，为及时解决目前低渗透油藏“不注不出”的问题，建议采用合理的注气技术，为地层提供良好的补充能量。

氮气的地层体积系数随压力的增大而均匀减小。在相同温度下，氮气的体积系数大于二氧化碳的体积系数。注入同样体积的气体，氮气将比二氧化碳置换更多的石油和天然气。氮气的粘度低于二氧化碳和天然气，但与二氧化碳和天然气相比，氮气具有较高的压缩性和膨胀性。它还具有温度和压力可以改变自身密度的特点。这一特点可以有效地挖出地下油气资源，显著提高驱油效率。同时，注氮驱油技术受盐度影响小，对解决注水困难或水敏油藏的诸多问题具有重要意义。就成本而言，氮气具有广泛的气源，无需管道运输即可在当地获得。现有氮气生产、分离和注入技术及设备完全可以满足需要，且成本低于CO2注入、烃类气体、干气等，综上所述，建议采用氮气为主的注气技术，提高生产效率，减少环境污染。

2 注气驱油现场增产技术

2.1 水、气交替注入

水、气相互交替的注入方法，相比单一的连续注气和注水方式交替注入能够提高原油的采收率，具有一定的优势:①通过水气交替注入，降低油层残余油饱和度，驱油效率升高；②通过水气交替注入降低水相流度，降低水油流度比，水驱波及体积增加；③水气交注可以降低气相的流度，避免或减少产生气窜；④利用重力分异作用，水气交替注入还能够使气体波及正韵律厚油藏水驱过后的油层上部的剩余油。

单纯的气驱能够使油藏剩余油饱和度显著降低。由于气体的密度较低，流动的能力较高，从而能够非常容易波及到油层顶部的剩余油。连续注入氮气可以保证油层中氮气驱替连续推进，但氮气消耗量过大，成本高，同时易发生气窜。因此通常采取水气交替注入的方式，调节水和气的比例对于达到最好的驱替效率是非常重要的。水气注入比要结合注入井和受效井的实际情况进行优化，这样才能取得最好的宏观驱替效率和微观驱替效率，取得最高的原油采收率[1]。

2.2 氮气吞吐

氮气吞吐是将氮气注入地层，并在焖井一段时间后开井生产。由于溶解气体驱油和原始膨胀、降粘等机理，地层中的氮气与原油一起流出井口，完成“吞吐”过程。氮气吞吐工艺简单易行，投资少，见效快。

在此基础上，还可以采用氮气+降粘剂吞吐冷采降粘技术。常规冷采降粘技术作用范围小，降粘不均匀。氮气可以将降粘剂推向储层深处，增加降粘剂与稠油的接触面积，提高降粘剂的降粘效果。同时，氮气注入可以搅拌降粘剂，形成类似气溶胶的效果。气溶胶的优点如下：①降粘剂在氮气中均匀分布；②降粘剂粒径均匀；③广泛的降粘处理；④与原油充分接触。这样可以有效降低原油的粘度，显著提高原油的流动能力。

2.3 氮气泡沫复合驱

常用的氮气泡沫驱有氮气泡沫热水驱、氮气泡沫和水交替驱、氮气泡沫调驱等几种形式，其作用机理大体相同。

氮气泡沫是氮气分散在活性液体中，由水、氮气和起泡剂组成的液、气二相体系，使其具有调剖作用。氮气的注入补充了地层能量，其“携带推进”作用增加了液相驱油剂的流动性，但其单独作用时易发生气窜；起泡剂溶液在一定程度上降低了油水界面张力、增加了剩余油的流动性，泡沫的生成控制了氮气的气窜，增加了液相驱油剂的流度；氮气泡沫在高渗通道中产生较高的阻力，能封堵边水的窜流通道，迫使边水转向低渗通道，改善了吸水剖面，扩大了波及体积。

2.4 氮气/二氧化碳复合驱技术

注入储层的CO2在多次接触后与原油结合形成混相带。原油在CO2中的体积膨胀、粘度降低、界面张力降低和流动性显著提高了驱油效率。考虑到二氧化碳气源和腐蚀设备的问题，单纯注入二氧化碳并不是一种理想的驱油方式。氮气驱油机理为弹性膨胀能，但与原油混相压力高，增产效果弱，氮气气源充足，成本低。如果采用二氧化碳和氮气混合注入，可以充分发挥二氧化碳和氮气的双重特性，有效降低注气生产成本，同时解决设备腐蚀问题。

在低渗透油藏中，采用一次注入合理的二氧化碳作为前置，然后注入氮气的驱油方法，可以达到全注二氧化碳的效果。二氧化碳和氮气的联合驱油不仅可以解决低渗透油藏的注水问题，而且可以解决二氧化碳的消耗问题。因此，它是一种具有发展前景的三次采油方法，对低渗透油藏和特低渗透油藏的开发具有一定的现实意义和长远意义。

3 现场应用

3.1 京30-2井氮气复合驱

京30-2井属冀中坳陷廊固凹陷牛北斜坡构造京30断块，京30区块上报探明Ⅰ类储量，其中孔店组砾岩新增石油地质储量77×104t，含油面积0.7km2，奥陶系灰岩复算石油地质储量71×104t，含油面积0.7km2。京30-9井投产一段时间后，受储层非均质性影响，边底水推进不均衡、注入水单向单层突进等影响，导致该井含水迅速上升，采收率下降。

为恢复该井产能，提出采用氮气复合驱油技术，将氮气与不同化学药剂组合后注入地层，利用氮气特有的渗流特性推动次动型、被动型储层中的剩余油，提高动用程度，改善原油流动性，实现油流汇聚。

该井采用氮气复合驱油施工，累计注入氮气100×104m3，泡沫液及清水360m3，施工过程中同期生产的京30-9井日产油7～8t，含水0，效果非常显著，受到建设方的高度赞扬和好评。

3.2 霸22井氮气泡沫

霸22井2017年以来一直处于关停状态，关停前日产油量仅1t左右，含水达96%，油井高度水淹，油水界面整体上移，常规机械堵水措施效果差。分析区块储层发育特点、水淹特征和剩余油分布规律，决定通过注入一定体积的氮气泡沫增加地层能量，压制底水，提高原油弹性能量，降低含水，从而提高油井产量。

措施前，本井停井，无产量。实施第一轮注氮气增产，共注入氮气90×104m3，泡沫液200m3。施工过程中，油压稳定在16MPa,施工压力如图1所示。措施后，开井生产，开井1h即见纯油。3mm油嘴，油压2.8MPa，日产液量22.63t，日产油量22.6t，平均含水0.13%。措施峰值增油量为26.92t，阶段累增油2146t，生产曲线如图2所示。措施试验成功，增油效果明显。

图1 霸22井注气施工压力曲线

图2 霸22井注气后生产曲线

3.3 霸102X2井氮气吞吐

霸102X2井区的主要目的层为奥陶系。初期日产纯油25.4t，不含水；2013年6月份见水后一直间开生产至2020年8月，措施前日产纯油0.81t，不含水；经分析霸102X2井受断层的遮挡作用，上倾方向存在“阁楼油”，有一定的增产物质基础，具有氮气吞吐措施潜力。

2020年11月11日～12月10日注氮气90×104m3，注入压力14MPa，注顶替液时压力为4MPa；焖井后压力恢复至8MPa后逐步下降至4.5MPa，焖井26d，施工压力如图3所示。。焖井后5mm油咀开井生产，措施后初期日产43.33t，含水5.3%。现为3mm油咀生产，每日间开4～6h，累计产油714t，生产曲线如图4所示。

图3 霸102X2井施工曲线

图4 霸102X2井注气效果曲线

4 结论

（1）华北油田在注水开发过程中经常出现注水困难、产量递减快等问题，对于开采难度较高的稠油油藏、低渗透油藏、特低渗透油藏等与注水相比，气体更容易注入地层，因此建议采用注气提高采收率。

（2）注气开发能更大程度地提高低渗透油层原油采收效率，氮气二氧化碳复合驱或配合泡沫液及其它化学药剂等可能达到更高效率的驱替。

（3）注气前要对井况、井史等进行仔细认真的分析，包括井身结构、井下工具、注水情况、等。尽量直接注气不动管柱，但也要避免未采取前期处理措施而导致注气压力过高，无法注入的问题。