缝洞型油藏超深井注氮气提高采收率技术

郭秀东赵海洋胡国亮王 雷曾文广杨映达

（1.中石化西北油田分公司采油气工程管理处，新疆乌鲁木齐 830011；2.中石化西北油田分公司工程技术研究院，新疆乌鲁木齐 830011）

缝洞型油藏超深井注氮气提高采收率技术

郭秀东1赵海洋1胡国亮1王 雷2曾文广2杨映达1

（1.中石化西北油田分公司采油气工程管理处，新疆乌鲁木齐 830011；2.中石化西北油田分公司工程技术研究院，新疆乌鲁木齐 830011）

塔河碳酸盐岩油藏非均质性强，溶洞是最主要的储集空间，裂缝主要起连通通道作用，储集体中流体以管流模式为主，储集体类型复杂导致对剩余油分布认识不清，前期主要依靠弹性和水驱开发，采收率较低。目前塔河油田缝洞型油藏注水开发后期面临挖潜困难、剩余油储量难以动用的情况，注氮气驱油工艺的提出为解决这一难题提供了思路和方法。通过对注入气源的选择、地面注入工艺的优化、井口及管柱优化，成功实现了气水混注降压工艺及多轮次注气—机抽生产转换作业，节约了成本，提高了生产时效，减少了施工风险。该研究为碳酸盐岩油藏注气提高采收率工作提供了新的借鉴。

缝洞型油藏；注氮气驱油；气水混注；注采一体化井口

塔河油田主力油藏属于岩溶缝洞型碳酸盐岩油藏，溶洞是塔河地区奥陶系碳酸盐岩最有效的储集体类型，裂缝是次要的储集空间，基质部分基本不具有储油能力［1-3］。奥陶系储层埋深5 400～6 600 m，注水替油是油田增产和减少递减的主力措施［4］。但油井经过多轮次注水替油后，油水界面上移［5］，替油效果逐渐变差，很多油井注水替油失效导致高含水而停产关井［6］。另外，注水只能把油井地下溶洞溢出口以下的油驱替出来，但对溢出口以上顶部的“阁楼油”却难以动用，使得井周高部位大量剩余油无法采出［7-8］。气体注入地层后，在重力作用下向高部位上升［9］，会形成“气顶”，排驱原油下移，同时补充地层能量，减缓由于地层能量下降造成的递减以及控制含水上升，抑制底水锥进［10-13］，可有效启动单纯注水无法驱动的“阁楼油”。因此开展了注气动用高部位“阁楼油”试验研究［14-15］。

基于国内制氮工艺技术成熟，氮气气源量大，空气中氮气含量78%，且氮气难溶解于原油，1 m3原油最多能溶解氮气28 m3，混相压力为50～100 MPa，油藏条件下注入的N2是非混相状态，可有效形成气顶，替油效果好［16］，确定了氮气作为注气替油气源。

1 氮气的制备

1.1 液氮

试验初期主要采用液氮作为注入气源，由供应商供应液氮。现场试验设备主要有液氮罐车，105 MPa液氮泵车将液氮压缩、升温后直接注入井内，注入压力高，不需要伴水降压，施工快，稳定性强，氮气纯度高，但是由于注液氮成本高，现场只实施了5口井。

1.2 膜制氮工艺

后期现场注入的氮气主要是采用膜制氮工艺制备的氮气，其分离原理是有压渗透，以空气为原料，在一定压力条件下，利用氧和氮等不同性质的气体在中空纤维膜中具有不同的渗透速率来使氧和氮分离。制氮设备结构简单、体积小、无切换阀门、维护量少、产气快（≤3 min）、增容方便，氮气纯度95%～99.9%，氮气产量≤5000 Nm3/h，运行费用低。

用于注气施工的氮气设备共计13台，其中35 MPa设备12台，70 MPa设备1台。现场利用3～4台设备组合成3 300～4 500 m3/h排量进行单井施工，施工周期为5～7 d，同时可满足3～4口井施工需求。由于受注气设备压力限制，需要将注气压力控制在30 MPa以内。现场采取气水混注工艺，由串联的氮气压缩机将氮气压力提高至25～35 MPa，经地面高压管汇和油田水在地面混合共同注入地层。共试验45口井，累计注氮气2 252.2×104m3。

2 注气工艺优化

2.1 注入方式优化

在现场试验初级阶段，优选液氮作为注入气源，现场试验效果好，但液氮组织困难，且液氮成本高，投入产出比高，经济效益低。针对上述问题，提出了利用撬装膜制氮机与35 MPa制氮拖车配合注水泵实行气水混注（图1），在满足施工要求的同时大幅度降低了成本。

图1 气水混注流程图

2.2 注采一体化井口设计

前期试验采用KQ70/78-65型采气井口进行注气施工，该井口能够满足注气施工要求，但是，在后期转抽生产过程中需要装换机抽井口进行生产，增加了作业成本，影响了生产时效。通过优化设计，形成了目前现场使用的KQ78（65）-70专用气密封注采一体化井口，满足了注气施工和后期转抽生产一体化不作业的生产需要。注气、机抽井口参数见表1。

表1 注气、机抽井口参数

注采一体化井口主要性能如下。

（1）气密封性能好，承压能力高，最大工作压力70 MPa，能够满足高压注气需求。

（2）注气时可以实现抽油杆杆柱的气密封悬挂，能满足注气—机抽生产切换要求：①注气前上提并卸下光杆，通过专用工具，将抽油杆悬挂器下入到油管挂上端，再将抽油杆及接箍下入到一号主阀下方、油管挂上方的抽油杆悬挂器内；②打开与地面注气管线连接一侧的注气阀门，通过抽油悬挂总成，将气注入地层；③注气完毕后，用油田水将井筒内气体顶入地层，关井焖井；④焖井结束时先限压（压差在5 MPa以内）自喷生产；自喷结束时，注油田水压井；上提抽油杆及接箍，用工具取出抽油杆悬挂器，换光杆，下放杆柱，抽油投产。

（3）实现了注气—自喷—机抽不动管柱生产。为避免注气后更换机采管柱作业，降低成本与缩短占井周期，针对目前塔河油田原油性质，综合考虑气密性完井方式下注气及生产的安全可靠性、高压气密封、注采管柱转换等因素，研究出了以下两套管柱（图2、图3）。稠油井套管过桥管柱：Ø89 mm气密封扣油管+过桥套管（内置泵筒）+Ø73 mm气密封扣油管＋掺稀阀（单流阀）+封隔器+Ø73 mm油管+筛管。稀油井杆式泵过桥管柱：Ø89 mm气密封扣油管+杆式泵+Ø73 mm气密封扣油管+封隔器+Ø73 mm油管+筛管。

图2 稠油井套管过桥管柱

图3 稀油井杆式泵过桥管柱

2.3 单井注气替油参数优化

（1）注气速度。考虑到较小的注气速度可以降低井口注气压力，同时可防止过快的注气速度会造成注入气驱动井眼附近的地层油向远处扩散，设计单井注气量为（3～10）×104m3/d，气水混注时单井设计配水量为100～150 m3/d。

（2）注气压力。采用注气启动压差法预测注气压力，注气启动压差取值为现场经验值2～3 MPa。

（3）气水混注比。根据多口井气水混注现场试验，摸索最佳水气比，逐步形成了气水混注比优化设计方法。当水和氮气比为1:350时，能有效降低井口压力25 MPa，水和氮气比为1:550时，能有效降低井口压力13 MPa。通过调整水气比，可以有效控制井口注气压力满足注入要求（见表2）。

表2 气水混注比优化结果

2.4 井下配套工具优化

为确保高压注气和后期正常生产，设计出抽油泵过桥工艺；优选了液压封隔器确保注气套管不起压；通过注气管柱伸缩计算分析优化了管柱结构，去掉了伸缩短节，降低了成本；对后期抽油机、杆、泵和防喷器进行了优化设计，特别是针对稠油井高压注气和后期掺稀生产的问题，研发了掺稀单流阀。

3 选井原则

通过分析注水替油失效井静态及生产动态、计算剩余可采储量，制定了试验井筛选原则：

（1）地震反射特征表明储集体具有一定规模；

（2）井点周围的高部位有明显反射特征；

（3）钻遇溶洞或主要生产层段位于岩溶风化面30 m以下；

（4）储量丰度高，累产油量大，底水锥进造成水淹的油井；

（5）注水替油效果变差或失效后，动静态资料表明具有剩余油潜力。

4 现场试验及效果分析

截至2013年6月30日，共完成50口井注气施工，在已开井生产的45口注气井中，除3口未见效外，其余42口井均见到较好增油效果。注气井累计增油32 129 t，单井最高注入气量100×104m3，单井最高累增油3 400 t，日增油340 t，平均单井日增油10 t，与注气前相比，含水降低25%。其中注液氮工艺共进行了5口井现场试验，累计注液氮4 699 m3（标态304×104m3），累计产油5 788 t；共实施45口井膜制氮气水混注工艺试验，累计注氮气2 252.2×104m3，累计产油26 341 t。通过向地层注入氮气，利用氮气的重力置换、非混相、膨胀性原理，注入气能够在地层高部位聚集形成次生气顶，驱替原油向井周移动。

通过静动态资料分析，提出了4种剩余油分布模式：残丘高剩余油、水平井上部剩余油、底水未波及剩余油和水驱剩余油等4类。通过选取各种类型的低产低效井进行了注气替油现场试验，从试验效果来看，剩余油类型及规模是决定注气效果好坏的主要因素，其中处于局部高点、缝洞发育、残丘规模大的油井效果最好。

（1）残丘剩余油注气效果最好。残丘规模越大，缝洞越发育，注气效果越好。残丘类潜力井因处于构造高部位，“阁楼油”储量高，且吸气能力强，前期注水替油未波及，气油替换效率高，因此表现效果最好。注气实施6口井，累产油9 271 t，平均单井增油1 575 t。

（2）底水未波及剩余油类型潜力大。底水未波及剩余油井主要为前期高产暴性水淹井，此类井具有大量的剩余油，且能量充足。注气实施12口井，累增油7 017 t，平均单井增油585 t。个别单井如T814 （K）井，初期自喷能力达到80 t/d。

（3）水平井上部剩余油具有一定潜力。水平井封挡剩余油类潜力井单井效果差异巨大，主要原因是受水平段上部缝洞发育情况和水体是否活跃影响，前期注水开发效果较差井效果较好。注气实施11口井，累产油8 397 t，平均单井增油763 t。

（4）水驱剩余油类型。这种类型井储量丰度高，累产油量大，底水锥进造成水淹。多周期注水替油效果变差或失效，动静态资料表明具有剩余油潜力。注气实施16口井，累产油7 263 t，平均单井增油427 t。

5 结论及认识

（1）针对制约塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏提高采收率的工艺技术瓶颈，在注气替油矿场试验的基础上，开展了注气气源选择及注气配套工艺研究。针对常规撬装压缩机难以满足塔河深井注气压力的要求，通过不同井深、地层压力和注入水气比分析，提出了可行的、广谱性好的气水混注，并进行了参数优化；研发了注水—注气—机械采油一体化70 MPa井口，满足了高压注气和采油要求，降低了成本；研发了适用于不同流体类型和产能的注采一体化管柱，特别是针对稠油井需要掺稀生产的特点，研发了注—采—掺稀一体化的生产管柱；进行了注入参数、管柱及井下工具优化设计，为塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏注水替油失效井治理及提高采收率开辟了新思路、新方法。

（2）在塔河油田缝洞型油藏首次应用注氮气提高采收率技术并取得了成功，但在现场试验中也暴露出由于氮气不纯和氧气的注入，造成油管结垢、抽油泵柱塞及抽油杆腐蚀结垢问题。下一步应对注气替油现场工艺条件下降低腐蚀、结垢进行研究。

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（修改稿收到日期 2013-09-29）

〔编辑 景 暖〕

Ultra-deep wells in fractured-vuggy reservoir nitrogen injection EOR technology

GUO Xiudong1, ZHAO Haiyang1, HU Guoliang1, WANG Lei2, ZENG Wenguang2, YANG Yingda1

（1.Oil and Gas Recovery Project Management, SINOPEC Northwest Oilfiled Branch, Urumqi 830011, China; 2. Engineering and Technology Research Institute, SINOPEC Northwest Oilfiled Branch, Urumqi 830011, China）

Tahe carbonate reservoir shows strong heterogeneity. The cavern is the primary reservoir space while fracture is mainly plays a role of connecting channel in this reservoir. The fluids in reservoir are mainly taking the form of pipe flow model. Complex reservoir type lead to the remaining oil distribution is unclear and early development mainly relies on elastic drive and water flooding with low recovery efficiency in this oilfield. At present, this fractured-vuggy reservoir within later stage of water flooding faces the difficulties of potential tapping and remaining oil reserves difficult to use, and nitrogen injection for oil flooding process provides an ideas and methods to solve this problem. Through injecting gas source selection, optimization of injection process on the ground and wellhead and string optimization, the technique successful realizes the gas-water mixed injection pressure decreasing technology and multi-turn gas injection and machine pumping switching. The implementation of this technology saves the cost, and improves production efficiency and reduces the safety risk. The research provides a new idea and method for gas injection enhancing oil recovery efficiency of carbonate reservoir.

fractured-vuggy reservoir; nitrogen injection flooding; gas and water mixed injection; injection production integration wellhead

郭秀东，赵海洋，胡国亮，等. 缝洞型油藏超深井注氮气提高采收率技术［J］. 石油钻采工艺，2013，35（6）：98-101.

TE357.7

B

1000 – 7393（ 2013 ） 06 – 0098 – 04

郭秀东，1975年生。2004年毕业于中国石油大学（北京）油气田开发专业，硕士研究生，现从事提高采收率研究工作。电话：18999830676。E-mail：181122901@qq.com。