河南油田稠油热采氮气段塞热处理矿场试验

吉素华，王元冬，周文健，杨 颖，李 芳，曹孝存

（中国石化河南油田分公司第二采油厂，河南唐河 473400）

河南油田稠油热采氮气段塞热处理矿场试验

吉素华，王元冬，周文健，杨 颖，李 芳，曹孝存

（中国石化河南油田分公司第二采油厂，河南唐河 473400）

河南油田稠油热采蒸汽吞吐从1987年开始经历了24年，为提高开发效果，2011年进行了氮气段塞热处理矿场试验，周期油汽比、日产油得到相应的提高，统计了氮气段塞的阶段应用效果，分析了影响不同粘度稠油油藏氮气段塞热处理效果的因素，明确了目前氮气段塞热处理工艺的选井条件及适用范围，为下步措施工作提供依据。

河南油田；稠油开发；氮气段塞；热处理

1 试验背景

热处理是蒸汽吞吐生产过程中常用的注汽方式，主要有三种作用：一是特超稠油油井整周期注汽＋热处理，延长周期生产时间，改善吞吐效果；二是油井刚注完汽因泵况、出砂等问题停产作业后近井地带堵塞，热处理解堵后利用地层余热生产；三是受边水影响油井热处理，抑制边水推进速度。

氮气段塞热处理主要经历三个阶段：常规热处理阶段（只注蒸汽不注氮气），低氮汽比的氮气辅助热处理阶段（氮气蒸汽比20.5∶1左右）及高氮气蒸汽比（60∶1左右）的氮气辅助热处理阶段。

1.1 常规热处理阶段

2010年古城油田BQ10区不加氮气热处理共28井次，与整周期相比，其生产特点是热处理生产时间短，日产油水平低，油汽比略有提高。其中有效井共有17井次，单井平均日产油0.7t，油汽比为0.27，有效率为60.7%；经济无效11井次，单井平均日产油仅有0.2 t，油汽比0.04。常规热处理效果不明显，有效率低。

1.2 低氮气蒸汽比的氮气辅助热处理阶段

2010年古城油田BQ10区氮气蒸汽混注热处理共31井次，氮气蒸汽混注比为20.5∶1，其生产特点与整周期相比，热处理生产时间仍短，日产油水平仍低，油汽比基本持平。其中有效井共有14井次，单井平均日产油0.8 t，油汽比为0.44，有效率为45.2%；经济无效17井次，单井平均日产油仅有0.3 t，油汽比0.05。低氮气蒸汽比的氮气辅助热处理效果仍不明显，有效率仍低。

1.3 高氮气蒸汽比的氮气辅助热处理阶段

为提高氮气热处理井的吞吐效果，2011年重点加强对氮气热处理的选井、注采参数、注氮方式、氮气蒸汽比优化后进行矿场试验。

选井原则：选取厚度相对较大，剖面有一定非均质性的油井；

注氮方式：三种不同的注氮方式，即氮气段塞热处理、氮气蒸汽混注热处理、氮气段塞＋混注热处理；

注采参数：注汽1～2天；注氮参数：提高氮气蒸汽比。

早期试验实施9口井，其中氮气段塞热处理4口井，氮气蒸汽混注热处理2口井，氮气段塞＋混注热处理3口井。9口井厚度较大，平均单井有效厚度5.9m，从生产动态上看，剩余油潜力较大，有7口井累计采出程度小于25%；9口井实施前整周期注汽，单井周期日产油1.3t，油汽比0.36。

9口井实施前能量较高，液量高，含水高，平均单井日产液21.8t，日产油0.2t，含水99%，实施后单井日产液13.8t，日产油2.0t，含水85.9%，单井日产油上升了1.8t，含水下降13个百分点，见到降水增油效果。9口井热处理阶段平均单井生产109天，累计产油161.5t，日均产油1.5t，油汽比达到0.73，与整周期相比，日产油增加0.2t，油汽比提高0.37，取得明显的增油效果。

早期试验9口井实施氮气辅助热处理工艺，有效8口，有效井的条件是：古J51923井生产Ⅳ9层，措施前有一定的产能且有边水能量补充，氮气段塞＋热处理后效果较好；古5513生产Ⅵ6层，油层温度下原油粘度低（1 816mPa·s），有一定的流动能力，且有边水能量补充，混注热处理后效果变好；古J51824井生产Ⅳ7层，剖面矛盾突出，渗透率级差为2.6，前一周期实施整周期注汽，地下有一定的温度场，氮气段塞＋混注热处理后效果变好。因实施井次较少，目前还无法说明哪种注氮工艺效果更优。

通过三个阶段的探索，高氮气蒸汽比氮气辅助热处理效果明显得到改善，有效率显著提高，主要表现在两个方面：①氮气蒸汽比比去年大幅度提高，由去年的20.5∶1提高到53.4∶1；②日产油水平比去年提高0.9t，油汽比提高0.53。

2 氮汽驱油机理及施工参数

2.1 驱油机理

根据新疆油田、胜利油田氮气辅助蒸汽吞吐文献调研，氮气段塞热处理提高稠油热采采收率的机理［1］主要有：

氮气的非混相驱替作用：氮气能降低水相相对渗透率；

氮气的重力分异驱替作用：由于重力分异，注入的氮气就会进入微构造高部位形成次生小气顶，驱替顶部原油向下移动；

氮气能保持地层压力：氮气不溶于水，较少溶于油，且具有良好的膨胀性，可节省注汽量，驱油时弹性能量大；

氮气优先进入水体，降低油水界面：针对边水活跃的油藏，注入的氮气可以抑制边水锥进，降低油井综合含水，其机理是利用油水间粘度差，注入的氮气首先进入水锥，使其被迫沿地层向构造或油层下部运移，使水锥消失，并且降低了油水界面。

2.2 参数设计

在2011年上半年探索的基础上，明确了推广应用的选井条件、注氮方式及注入参数。

选井原则：选取厚度相对较大（厚度大于3.0m），剖面渗透率级差大于1.0，以特稠油及普通稠油为主；

注氮方式：以氮气段塞热处理为主；

注汽参数：注汽量100～200t；

注氮参数：氮汽比50∶1左右。

3 现场应用效果分析

2011年共实施氮气段塞热处理措施104井次，平均单井增油2.7t，含水下降15.6个百分点。104井次阶段累计产油8 028.1t，增油5 882t，平均单井累计产油79.5t，日产油2.0t，油汽比0.44（见表1、表2）。

表1 2011年氮气段塞热处理措施前后产状对比

表2 2011年氮气段塞热处理阶段累计生产效果

其中古城油矿以泌浅10区Ⅳ9层特稠油及Ⅵ油层普通稠油为主，共实施26井次，有效率为75%；井楼油矿共实施13井次，有效率45.5%；新庄油矿实施62井次，有效率为69.1%，全厂氮气段塞热处理有效率为67.8%。

3.1 特稠油油藏氮气段塞热处理效果

特稠油油藏氮气段塞热处理工艺实施主要有8个区块：BQ10、一区、三区、BQ67、BQ57、XQ45、BQ94、YQ19，原油粘度在10 000～50 000mPa·s之间，涵盖了大多数河南油田稠油油藏类型。特稠油油井共实施66井次，有效37井次，无效18井次，待评11井次，有效率67.3%。措施前平均单井日产液17.3t，日产油0.5t，含水97%，措施后日产液15t，日产油2.5t，含水83%；阶段累计产油5 246 t，平均单井累计生产45.8d，热处理阶段日均产油1.7t，油汽比0.44。

特稠油油藏因原油粘度高措施后见到一定增油效果，但有效期短。例如新6191井2005年6月12日投产H3Ⅱ1层，有效厚度7.6m。累计吞吐9个周期，累计注汽8 856t，累计生产2180.3d，累计产液34 780.3t，累计产油2 557.8t，综合含水93%，采注比3.93，油汽比0.29，采出程度26.9%，油层温度（28.7℃）下的动力粘度为49445.2mPa·s.2011年8月30日注汽时采取氮气段塞＋热处理措施，注汽161t，注氮13 440m3，峰值产油10t，油汽比0.56，有效拿油期为10d。

特稠油油井氮气段塞热处理效果认识：

（1）受边水影响的特稠油油井：峰值产油高，递减快，有效生产时间一般为7～40天；

（2）未见边水的特稠油油井：因注氮量及注汽量与整周期相比都大幅度降低，蒸汽波及范围小，地层压力低，原油粘度相对较高，蒸汽及氮气注入量的进一步优化是措施成功的关键。

3.2 普通稠油油藏氮气段塞热处理效果

普通稠油油藏氮气段塞热处理工艺实施主要有5个区块：125区、零区、七区、BQ67、南三块，原油粘度在400～8000mPa·s，涵盖了大多数河南油田普通稠油油藏类型。普通稠油油井共实施38井次，有效26井次，无效9井次，待评3井次，有效率74.3%。措施前平均单井日产液15t，日产油0.9t，含水94%，措施后日产液14t，日产油3.2t，含水77%；阶段累计产油2782t，平均单井累计生产了30.9天，热处理阶段日均产油2.4t，油汽比0.4。

普通稠油油藏比特稠油油藏措施后生产时间长。新2304井6月10日上返到H3Ⅱ7、8层，射孔井段1 010～1 033m，射孔长度16.8m，先常采，后因含水上升快采取2次段塞加热处理措施，该层粘度低（1 177.8mPa·s），渗透率低（0.76μm2）。两次段塞热处理后生产时间在26～40天。

普通稠油油井氮气段塞热处理效果认识：

（1）受边水影响的普通稠油油井：峰值产油高，拿油期相对较长，一般为20～40天。

（2）未见边水的普通稠油油井：原油粘度低，油藏温度下可流动，氮气段塞措施后大都有效。

3.3 氮气吞吐应用效果

为降低生产成本，探索氮气吞吐效果，优选新庄油田3口井（新6125、6135、新浅90）只注氮气段塞不注蒸汽，3口井措施前平均单井日产油0.5t，措施后日产油4.9t，含水下降70%；3口井累计注氮气46 014m3，阶段累计产油4 90.6t。3口井增油的关键是措施前油层温度高，地下原油可流动。例如新6135井2005年1月30日投产H3Ⅱ1层，砂层厚度10.8m，有效厚度6.2m，累计吞吐九个周期，累计注汽9 291t，累计生产2383.6天，累计产液33 851.2t，累计产油4 064.2t，采注比3.64，油汽比0.44，采出程度52.4%。该井地层温度下（28.7℃）原油粘度为50445.6mPa·s，油层中深303.9m，措施前油层温度77℃，原油在地下可流动，2011年9月14日对该井采取氮气段塞措施，注氮12 000 m3，峰值产油13.8t／d，累计生产51.9d，累计产油275.1t，日均产油5.3t，含水69.8%。

4 结论

（1）稠油热采采用氮气段塞热处理工艺，主要应用于地下有一定储热、原油可流动、受边水影响的特稠油油井及普通稠油油井，现场应用后取得明显的增油降水效果。

（2）提高氮气蒸汽比是氮气段塞热处理工艺措施成功的关键。

（3）有效期一般为10～40d，特稠油见效时间大于30d的油井一般是基于整周期注汽的前提下实施的。

（4）确定了氮气辅助热处理的选井条件：油层厚度较大（一般大于3.0m），剖面矛盾突出（渗透率一般小于2.0μm2），有一定的地层能量（日产液大于10t），原油粘度较低有一定的流动能力。

［1］ 左青山.断块油田不同方式注氮气的研究与实践［J］.钻采工艺，2007，30（5）：42－43.

［2］ 彭通曙.新疆浅层稠油油藏氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率研究与应用［J］.新疆石油天然气，2009，5（3）：70－73.

Henan oilfield heavy oil thermal recovery steam soaking began in1987 and It has been carried out for 24 years.In order to improve the development effect，nitrogen slug injection thermal treatment field experiment is carried out in 2011.Periodic oil steam ratio and oil production increased relevantly.In the paper，the stage effect of nitrogen slug injection is recorded，the factors influencing different viscosity heavy oil reservoir is analyzed，which made it clear for well selection conditions and scope of application for the heat treatment technology of nitrogen slug and provide a basis for the following work.

130Heavy oil thermal production nitrogen slug injection field experiment in Henan oilfield

Ji Suhua et al（No.2 production plant，Henan Oilfield Branch Company，Sinopec，Tanghe，Henan 473400）

Henan oilfield；heavy oil development；nitrogen slug injection；thermal treatment

TE357

A

1673－8217（2012）04－0130－03

2012－01－05

吉素华，1968年生，2008年毕业于中国石油大学（华东），现从事技术管理工作。

李金华