注氮气控制底水锥进实验研究

尹太恒, 赵 冀, 唐永亮, 王 倩, 张 敏, 邵光强

(1.中国石油大学(北京) 提高采收率研究院，北京 102249；2. 中国石油塔里木油田分公司 勘探开发研究院，新疆 库尔勒 841000)

注氮气控制底水锥进实验研究

尹太恒1, 赵 冀2, 唐永亮2, 王 倩2, 张 敏2, 邵光强2

(1.中国石油大学(北京) 提高采收率研究院，北京 102249；2. 中国石油塔里木油田分公司 勘探开发研究院，新疆 库尔勒 841000)

针对底水油藏直井开采过程中底水锥进造成生产井含水不断升高的问题，建立了三维底水油藏直井开采物理模拟装置，对注入氮气控制底水入侵进行了研究，主要考察了氮气注入时机、注入速度、注入量以及关井时间对控制底水入侵的影响规律。研究表明，从生产井向底水油藏中注入氮气能够有效地降低采出液含水率，延长有效生产时间，从而达到控水稳油的效果。实施注氮气时，氮气的注入速度对控水的效果影响较小，而氮气的注入量和注气后的关井时间对于控水的效果影响较大。

底水油藏； 氮气； 底水锥进； 物理模拟

底水油藏在我国分布十分广泛，华北油田、渤海油田、新疆塔河油田、塔里木油田等均存在大量的底水油藏[1]。底水油藏在开发的过程中，易产生底水锥进现象，容易造成生产井水淹现象，采出液含水率急剧升高，直接影响油田的生产效益[2-4]。目前，底水油藏的开发仍然是世界范围内油田开发的难题之一，通过控制油井产量、优化射孔、调整井网层系、打人工隔板等措施控制底水入侵，往往成本过高且风险较大[5-8]。向油藏中注入氮气已经被证实是一种有效的控制底水入侵的措施[9]。与其他控制底水入侵的措施相比，注氮气工艺简单，风险较低。因此，已在一些油田得到应用，并且取得了明显的效果[10-13]。

本文通过注氮气控制底水入侵物理模拟实验，研究了氮气注入参数对控制底水入侵的影响规律，为底水油藏注氮气控水增油的开发模式提供了必要的实验依据，同时也为注气施工方案的制定提供了理论依据。

1 实验部分

1.1 实验装置

注氮气控制底水入侵实验装置主要由注入系统、底水油藏模型以及数据采集系统组成。注入系统主要由恒速平流泵和中间容器组成，为底水油藏模型提供底水供应和压水锥所需氮气。底水油藏模型是由钢板制成的密封箱体，内部尺寸为164 mm×50 mm×164 mm，在箱体的顶部一角布置一根直径为3 mm的钢管模拟生产井，生产井避水高度为38 mm。数据采集系统由压力采集装置和采出液收集装置组成。

图1 注氮气控制底水入侵实验装置

Fig.1 Experiment device of nitrogen anti-water-coning experiment

1.2 实验流程

1.2.1 模型准备及装置建立 将经过充分烘干的60～100目的石英砂填入底水模型，在装填的过程中注意将石英砂压实。待石英砂装填完毕后，将底水模型与真空泵通过中间容器相连接，关闭底水模型的所有阀门(与真空泵连接的阀门打开)，开启真空泵，将模型进行抽真空，直到真空度达到100 kPa，并保持10 h。关闭底水模型与真空泵连接的阀门，打开与模拟油相连接的阀门，使模拟油缓慢地充满整个底水模型，并记录饱和进底水模型中的模拟油量。饱和油后，将底水模型接入底水实验装置。

1.2.2 一次底水驱 在室温下，调节泵速为2 mL/min，将自来水以固定的流速注入到底水模型底部，模型出口端用量筒接液。每隔5 min记录产液量与产水量，出口端见水后，每隔10 min记录一次产液量与产水量，直至产出液含水率达到实验方案设计值，计算一次水驱采出程度。

1.2.3 注氮气压水锥 将氮气以一定的流速从模型的生产井注入，模型的底端与回压阀连接，并保持回压恒定，回压为一次水驱结束时的注入压力。注入一定量的氮气后，停止注入氮气，继续保持回压一段时间(关井时间)。

1.2.4 二次底水驱 在室温下，调节泵速为2 mL/min，转注底水，模拟二次底水驱，记录产液量和产水量，直至产出液含水率达到90%以上。

2 结果及分析

2.1 氮气注入时机对压水锥效果的影响

为了研究氮气的注入时机对压水锥提高采出程度效果的影响，在室温条件下，先以2 mL/min的速度底水驱至采出液含水率为70%、80%及90%，再以2 mL/min的注入速度从生产井注入0.2 PV氮气，实施压水锥措施，关井24 h后，继续以2 mL/min的速度底水驱至采出液含水率为90%。对不同氮气注入时机时压水锥的增油效果进行对比研究。不压水锥时的拟合采出程度计算方法为：根据已有数据，拟合出采出程度与注入体积的关系方程，再根据方程推导出不同注入体积时的采出程度。采出程度增加量为不压水锥拟合最终采出程度与压水锥措施后的最终采出程度之差(注氮气时含水率为90%时，一次底水驱采出程度即为不压水锥拟合最终采出程度)。

表1为不同氮气注入时机氮气压水锥实验结果，图2为不同注入时机含水率和采出程度随注入体积的变化。

表1 不同氮气注入时机氮气压水锥实验结果Table 1 The results of nitrogen anti-water-coning experiment under different injection timing %

图2 不同注入时机含水率和采出程度随注入体积的变化

Fig.2 Water cut and recovery percent changed with injection volume under different injection timing

由表1和图2(a)可知，氮气压水锥实施得越早，措施后含水率下降得越多。当采出液含水率分别达到70%、80%和90%时，实施注氮气压水锥措施，在进行二次底水驱后，采出液含水率分别降低至0、61.22%和74.29%。当一次水驱采出液含水率为70%时，实施氮气压水锥措施后采出液含水率甚至降到0，说明注入氮气能够将底水有效地下压。注氮气措施后重新注底水恢复生产，采出液的含水率又迅速上升到实施压水锥措施之前的水平，并持续上升至含水率达到90%，且当一次水驱含水率为70%时，实施氮气压水锥后，二次底水驱的含水率迅速上升到80%以上。这主要是由于氮气自身不能与原油相互作用，且氮气在多孔介质中具有极小的流动阻力。当重新开井生产时，油藏内部气体压力较高，氮气迅速突破多孔介质，直接造成底水沿氮气突破路径迅速进入生产井筒，进而使得生产井产出液含水率迅速升高。

由表1和图2(b)可知，当采出液含水率为90%时，实施氮气压水锥措施，能够延长生产时间，提高最终采出程度。当采出液含水率为70%时，实施氮气压水锥措施后，实际采出程度曲线低于未压水锥的采出程度拟合曲线，虽然压水锥措施使得生产时间有所延长，但最终采出程度仍比未压水锥时低0.65%，说明当含水率为70%时采取氮气压水锥措施，对于采出程度的提高会产生负面影响。当采出液含水率为80%时，实施氮气压水锥措施后，实际采出程度曲线略低于未压水锥的拟合曲线，但由于采取压水锥措施使得生产时间延长，使得最终采出程度提高1.19%。

2.2 氮气注入速度对压水锥效果的影响

在室温条件下，先以2 mL/min的速度底水驱至采出液含水率为90%，再以不同的注入速度从生产井注入0.2 PV氮气，实施压水锥措施，关井24 h后，继续以2 mL/min的速度底水驱至采出液含水率为90%。对不同氮气注入速度时压水锥的效果进行对比研究。表2为不同氮气注入速度时压水锥实验结果，图3为不同氮气注入速度时含水率随注入体积的变化。

表2 不同氮气注入速度时压水锥实验结果Table 2 The results of nitrogen anti-water-coning experiment under different nitrogen injection rate

由表2和图3可以看出，以不同的注入速度注入氮气后，采出液含水率都有所降低，且降低幅度无明显差别。图4为不同氮气注入速度时采出程度增加量变化。

图3 不同氮气注入速度时含水率随注入体积的变化Fig.3 Water cut changed with injection volume under different nitrogen injection rate

图4 不同氮气注入速度时采出程度增加量变化Fig.4 The increase efficiency of recovery percent under different nitrogen injection rate

由图4可以看出，在一定注入速度范围内，氮气注入速度越高，采出程度增加量越大，但增加幅度较小。当注入速度>3 mL/min时，采出程度增加量有所下降。在一定范围内，注入速度越快，越容易使氮气进入油藏深部，接触更多原油，但过高的注入速度会使得氮气迅速进入底水层。因此，低于临界注入速度的情况下，注入速度越快，越有利于控制底水的入侵，但注入速度对提高采出程度的影响较小，不是氮气注入工艺的主要因素。

2.3 氮气注入量对压水锥效果的影响

在室温条件下，先以2 mL/min的速度底水驱至采出液含水率为90%，再以2 mL/min的注入速度从生产井注入不同量的氮气，实施压水锥措施，关井24 h后，继续以2 mL/min的速度底水驱至采出液含水率为90%。对不同氮气注入量时压水锥的增油效果进行对比研究。

表3为不同氮气注入量时压水锥实验结果，图5为不同氮气注入量时含水率随注入体积的变化。由表3和图5可以看出，实施注氮气控制底水入侵时氮气的注入量越多，措施后采出液含水率下降的越多。氮气注入量增加，使油藏中入侵的底水被更多地压回底水层，且增加了底层的压力，减缓底水的入侵速度，对控制底水的入侵越有利。图6为不同氮气注入量时采出程度增加量变化。由图6可以看出，氮气注入量的多少，对于提高采出程度有较大的影响，采出程度增加量随氮气注入体积增加而增加，且增加幅度逐渐减小。

表3 不同氮气注入量时压水锥实验结果Table 3 The results of nitrogen anti-water-coning experiment under different nitrogen injection volume

图5 不同氮气注入量时含水率随注入体积的变化

Fig.5 Water cut changed with injection volume under different nitrogen injection volume

图6 不同氮气注入量时采出程度增加量变化

Fig.6 The increase efficiency of recovery percent under different nitrogen injection volume

2.4 关井时间对压水锥效果的影响

在室温条件下，先以2 mL/min的速度底水驱至采出液含水率为90%，再以2 mL/min的注入速度从生产井注入0.2 PV氮气，实施压水锥措施，关井不同时间后，继续以2 mL/min的速度底水驱至采出液含水率为90%。对不同关井时间时压水锥的增油效果进行对比研究。

表4为不同关井时间时压水锥实验结果，图7为不同关井时间时含水率随注入体积的变化，图8为不同关井时间时采出程度增加量变化。由表4、图7和图8可以看出，实施注氮气措施后，关井时间越长，措施后采出液含水率下降越多，采出程度增加量也有所增加。关井时间越长，在模型内部运移、扩散得越充分，从而扩大氮气波及体积，充分发挥注氮气控制底水入侵的优势。适当延长关井时间，采出程度增加量得到提高，最终采出程度也较高。

表4 不同关井时间时压水锥实验结果Table 4 The results of nitrogen anti-water-coning experiment under different time of shut-off well

图7 不同关井时间时含水率随注入体积的变化

Fig.7 Water cut changed with injection volume under different time of shut-off well

图8 不同关井时间时采出程度增加量变化

Fig.8 The increase efficiency of recovery percent under different time of shut-off well

3 结论

(1) 底水油藏在开发过程中，底水锥进到井筒后，采出液含水率迅速上升。采取注氮气控制底水入侵措施后，采出液含水率降低，有效生产时间得到延长，使得底水油藏的最终采出程度得到提高。

(2) 氮气的注入时机对注氮气控制底水入侵的效果影响较大，过早实施注氮气措施反而会加快底水向井筒的入侵速度。

(3) 氮气的注入速度对于注气控制底水入侵效果的影响较小；氮气的注入量越多，注入的能量越大，从而控制底水入侵的效果越明显。

(4) 关井时间越长注氮气效果越好，因此在实际施工过程中应当尽量延长注气后的关井时间。

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(编辑 王戬丽)

Experiment Study on Nitrogen Injection for Controlling Bottom Water Coning

Yin Taiheng1, Zhao Ji2, Tang Yongliang2, Wang Qian2, Zhang Min2, Shao Guangqiang2

(1.EnhancedOilRecoveryInstitute,ChinaUniversityofPetroleum(Beijing),Beijing102249,China; 2.ResearchInstituteofExplorationandDevelopment,TarimOilfieldBranchCompany,PetroChina,KorlaXinjiang841000,China)

In the process of bottom water reservoir development, bottom water coning leads to the problem of increasing water content in production wells. A three-dimensional vertical-well reservoir physical simulation device was established, and was used to study the nitrogen injection for controlling bottom water coning. The influencing rules of nitrogen injection timing, injection rate, injection volume and shut-off time were studied. The research shows that the production wells to injection of nitrogen in bottom water reservoir can effectively reduce the produced liquid water content, prolong production time, so as to achieve the effect of stabilizing oil production by control of the bottom water coning. When the nitrogen injection was carried out, the injection rate of nitrogen had little effect on the water control effect, and the injection rate of nitrogen and the time after the injection of gas had a great influence on the effect of water control.

Bottom water reservoir; Nitrogen; Bottom water coning; Physical simulation

2016-12-05

2016-12-26

尹太恒(1992-)，男，硕士研究生，从事提高原油采收率技术研究；E-mail: yintaiheng@163.com。

1006-396X(2017)03-0050-06

TE357

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2017.03.009

投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn