玛湖致密砾岩注氮气驱机理及应用效果评价

李浩楠，宋 平，朱亚婷，谭 龙，张记刚

中国石油新疆油田公司勘探开发研究院，新疆 克拉玛依 834000

引言

玛湖油田是中国油气勘探新近发现的大油气区之一，2017 年探明资源储量超10×108t。在经历了多重地壳运动和构造演化后，形成了构造控制为主、岩性控制次之、不发育边水底水的致密砂砾岩储层。众所周知，致密砾岩油藏非均质性强、含油饱和度低、储层物性差，常规开发方式很难获得工业油流[1]。因此，水平井+多种压裂技术应运而生，实现了致密砾岩油藏的有效开发。自玛湖油田投产以来，采用水平井+体积压裂开发方式进行规模建产，受致密砾岩油藏特性影响，衰竭开发产量递减快（年递减大于20%）、预测采收率低（小于10%），亟需转变开发方式补充地层能量。现场主要开展了注水试验，对于低渗致密储层，受储层强非均质和应力敏感影响，注水压力高，超过破裂压力，注入后水窜特征明显，水驱效果差，整体表现为“注不进、采不出”的特征。

最早提出低渗透油藏注气的目的是维持油藏压力、改善油田开发效果。随着EOR 技术的发展和完善，注气介质的选择重心逐渐向非烃类气体转移即常规气驱（二氧化碳和氮气）[2-3]。中国在该技术领域目前处于现场试验阶段，各地区根据自己情况以及气源现状开展了相应的先导试验，取得了一些可借鉴的经验。与常规注水相比，注氮气开发低渗透油藏具有注入压力低、有效补充地层能量及与地层流体配伍好等优势[4]。但致密砾岩储层水平井+体积压裂注气开发尚无成功的实践认识。因此，为了更好地开发玛湖油田，现场在M 区块开展了注氮气先导试验，通过注氮气效果的评价研究，以期推动玛湖致密砾岩储层注气提高采收率技术的发展和应用。

1 试验区地质和流体概况

M 区块为致密砾岩油藏，储集空间以粒内溶孔为主，纵向上多层系，以三叠系百口泉组为例，探明地质储量3.4×108t。M 区块构造上主体发育东南倾的单斜，地层倾角3°～9°，沉积上以扇三角洲前缘沉积为主，储层表现强的非均质性，油藏孔隙度平均10%左右，平均渗透率1 mD，平均压力系数1.3 左右，原油密度0.689 0～0.827 5 g/cm3，50°C原油黏度0.41～5.18 mPa·s，原始溶解气油比144 m3/m3，属于强应力敏感、特低渗、异常高压未饱和油藏。

M 区块自2015 年投产开发以来，预计采收率仅8%，主力储层喉道小，导致液相渗透率低，驱替压力高；缝网压裂后油井见水不见效；储层非均质性强，导致水驱开发层内及平面矛盾严重。类比同类油藏，注水开发具有不确定性。因此，开展注气（氮气）方式、注气驱油机理和提高采收率的研究，明确玛湖地区气驱提高采收率介质相态基础参数、介质混相能、气驱提高采收率潜力。同时，玛湖致密砾岩油藏注气开发经验较少，为了后期全面注气开发改善开发效果，所以有必要进行注氮气先导性试验来验证氮气驱的可行性。

2 注N2 驱提高采收率可行性评价实验

为了研究氮气驱技术在玛湖油田M 区块致密砾岩油层的可行性，选取了M 区块生产井的原油样品和岩芯材料，开展地层流体与氮气体系的相态特征及长细管实验和加气膨胀实验（图1）[5-9]。

图1 流体物性室内实验测定Fig.1 Laboratory test of fluid physical properties

2.1 原油基本性质

玛湖油田M 区块原油性质较好，总体上属于中等密度、中低黏度、高含蜡、低气油比、中等压缩系数及高温的常规性质原油，见表1。

表1 地层原油性质表Tab.1 Properties of crude oil

2.2 流体相态特征

为了研究注入氮气后试验区地层原油相态的变化情况，在一定温度和压力下对地层原油进行若干次注气，每次注气后测试整个体系溶解度、体积系数、黏度等参数变化，通过记录实验数据，得到不同压力下的氮气溶解度关系曲线以及氮气在不同溶解度下的黏度、体积膨胀系数的关系图，如图2 和图3所示。

图2 注入压力与氮气溶解度关系曲线Fig.2 The relationship between injection pressure and nitrogen solubility

图3 氮气溶解度与体积膨胀系数、黏度关系Fig.3 Relationship between nitrogen solubility and cubical expansion coefficient and viscosity

图2 表明，氮气很难溶解到原油中，当压力为62 MPa 时，也只有25% 的氮气溶解到原油中；从图3 可以看出，在氮气溶解度为25%时，黏度降低2.3%，体积膨胀86%。说明氮气微溶于原油中，主要通过自身的膨胀性，为地层补充能量，增加弹性能量。

2.3 最小混相压力计算

通过室内长细管模型实验模拟混相和非混相驱替。由于氮气很难达到90%以上的驱替效率，考虑实验室实际情况，以60%以上作为混相的标准，记录气体突破的数据。

然后分别对非混相段和混相段进行线性拟合，两端拟合的交点为最小混相压力点，M 区块氮气最小混相压力62.3 MPa（图4），原始地层压力34.0 MPa，很难到达混相，因此，此区块注氮气提高采收率是一种非混相驱增产技术。

图4 氮气驱替采出程度与驱替压力关系曲线Fig.4 Relationship curve between recovery degree and displacement pressure

2.4 驱油效率

实验室选取M 区块的岩芯做驱替实验，分别在不同压力下，模拟注入量和驱油效率的关系（图5）。结果表明，氮气在近混相条件下平均采收率50%，随着实验压力的提高，采收率逐渐升高，混相更充分，氮气溶解度更高，平均产油速度和生产时间小幅度升高。在非混相条件下（图6），气液处于两相流动状态，渗流阻力大，注采压差升高迅速，压差升高至4～5 MPa，突破后压差缓慢降低到3 MPa。

图5 不同压力下注入量和驱油效率的关系Fig.5 The relationship between injection volume and oil displacement efficiency at different pressures

图6 不同压力下注入量和注采压差的关系Fig.6 The relationship between injection volume and differential pressure at different pressures

2.5 氮气驱油机理分析

玛湖致密砾岩油藏非均质性强，渗透率低，普遍存在注不进、采不出的问题，欠注现象非常严重，地层能量亏空大，不能得到及时补充，造成产液量和日产油量快速减少。另外，低渗透油藏的敏感性很强，注水会带来很大的地层伤害，使地层的渗透性变得更差。注N2可有效解决低渗透油藏能量补充和储层敏感性强的问题，且N2的非混相驱可提高采收率，从而可改善其开发效果[10-11]。

（1）氮气与地层流体配伍性好。N2在常温常压下为无色无味的气体，化学性质极不活泼，属于惰性气体，且无腐蚀、很难燃烧、干燥，不与地层流体发生反应，伤害储层；氮气资源丰富，空气总占比78.12%，随着制氮工艺的成熟和普及，氮气成本大大降低，使用N2安全可靠，输送管线、井口设备和管柱无需防腐。

（2）氮气能有效降低注入压力。一方面，N2的分子尺寸较小，有利于进入到微孔隙中驱替原油；另一方面，N2与油的界面张力，远小于水与油以及N2与水的界面张力，因此，N2比水更易进入窄裂缝、微孔隙中，不需要很高的注入压力，可用于低、特低渗油藏的注入。

（3）氮气驱的驱油机理主要是通过增加地层能量、降低原油黏度或通过与原油近似混相来提高原油采收率，主要表现在：1○N2微溶于原油，可以降低原油黏度，增加其流动性。2○N2具有较高的膨胀性，使其具有良好的驱替、气举和助排等作用，可以保持油气藏流体的压力。3○N2被注入油层后，可在油层中形成束缚气饱和度，从而使含水饱和度及水相渗透率降低。4○多次接触非混相驱或近混相驱：氮气与地层油接触产生溶解及抽提效应，一方面，溶解效应使原油黏度、密度下降，改善原油性质，使处于驱替前缘被富化的气体黏度、密度等性质接近于地层原油，气-油两相间的界面张力则不断降低，在合适的油层压力下甚至产生近混相状态，在这种状态下，注氮气驱油效率将明显提高；另一方面，抽提效应使原油性质变差，这种抽提作用在油井近井地带表现更明显、更强烈。

3 注氮气试验效果及影响因素分析

2019 年底，在M 区块开展注氮气非混相驱先导试验，井组包括1 口和注气井5 口生产井（图7）。2020 年初完成试注，累积注气3 个月左右，累积注气量约200×104m3，通过逐步改变注入速度，分析注采井动态变化特征，评价注气提高采收率技术可行性。

图7 M 井区1 注5 采位置图Fig.7 Location map of injection 5 production in Block M

根据M 区块注氮气现场生产井日报数据，分别对产油量、油压、气油比和氮气浓度等参数指标进行动态变化特征分析[12-16]。

3.1 产油量

3.1.1 单井日产油量变化

注入井注氮气后，向周围邻井扩散波及，未见气时，产油量稳定，没有出现递减趋势；见气后产油量上升，氮气的驱替和带动起到了明显的作用；但很快气窜严重，产油量下降；后期产油量恢复且有稳定的趋势，这是因为降低注入速度，延缓气窜，扩大了氮气驱的波及体积，因此，产油量稳产高产（图8）。

图8 aa 井日产油量曲线Fig.8 Daily oil production curve of Well aa

3.1.2 井组平均日产油量变化

通过单井生产数据的处理，整理出井组平均日产油量，应用Arps 指数递减分析方法，预测了注气前产量变化的趋势。蓝色线阶段为采油井现场钻塞阶段，产量缓慢上升。随后为注氮气阶段，产油量平稳，后期有显著的上升，且稳产时间长达10 d以上（图9）。由井组平均日产油和自然递减阶段相比，注氮气效果明显，递减减缓，有一定的稳产效果，整体上累积增油1 953 t。

图9 试注井组平均日产油量分析图Fig.9 Analysis of average daily oil production of test injection well groups

3.1.3 不同注入速度下井组平均日产油量变化

注氮气阶段不同注入速度下，井组平均日产油量变化关系如图10 所示。结果表明，注入速度越大，平均日产油量呈现降低趋势，后期恢复注入速度到2.0×104m3/d，产油量明显上升且有稳产10 d以上的趋势。图11 定量评价了不同注入速度下井组平均日产油量的变化，在2.0×104m3/d 的注入速度下，平均日产油最高。因此，2.0×104m3/d 为该井组最优的临界注入速度，这也说明注入速度是影响产油量的一个重要因素。

图10 井组注采对比关系图Fig.10 Well group injection-production comparison diagram

图11 不同注入速度下井组平均日产油量图Fig.11 Diagram of average daily oil production of well groups at different injection rates

3.2 油压

如果没有地层能量的补充，产量稳定的话，要增大生产压差，是以牺牲油压来实现的，因此，油压会出现明显的下降。当生产井油压稳定，还保持稳定的产量，说明地层能量有外来的补充。当油压先微小的下降，随后快速上升，预示着，该生产井经历见气及气窜。

图12 中油压经历了先上升后下降，最后稳定到10 MPa 左右，这是因为后期调整到合理的注入速度，目的是使日产油量上升，目前油压明显高于注气前，说明注氮气起到了补充地层能量，增加产油量的作用，注气有效。

图12 aa 井井口油压曲线Fig.12 Wellhead oil pressure curve of Well aa

3.3 气油比

当注气井以一定的注入速度开始注气时，注入气没有达到生产井之前，气油比基本稳定或者变化不大；到达生产井时，气油比小幅升高；气油比异常高时，说明气窜；后续气油比下降稳定到400 m3/t 时，产油量也上升，说明此时注入速度是最优的临界速度，没有气窜，生产表现出见效特征（图13）。

图13 aa 井日产气油比曲线Fig.13 The daily gas-oil ratio curve of Well aa

3.4 氮气浓度

现场不定时在生产井井口取出气样，经过实验室测得氮气含量占总体气样的百分比，得到采出气的氮气浓度。通过数据记录和处理，作出了不同时间点的氮气浓度图（图14）。可以看出，氮气浓度也经历4 个过程：未见氮气阶段、见氮气阶段、气窜阶段及稳产阶段，与生产井产油量、油压、气油比变化一致，说明M 井区注氮气效果良好，可以达到增油的效果。

图14 aa 井氮气浓度测定图Fig.14 Determination of nitrogen concentration in Well aa

3.5 注气效果影响因素

收集静态地质资料、注采井动态资料以及工程资料，动静态资料结合，地质工程一体化结合，综合评价了影响注气效果的主控因素，明确了后期规模注气提高采收率的调控方向，为玛湖致密砾岩储层水平井+体积压裂开发提供研究基础[17-19]。

3.5.1 人工裂缝

人工裂缝是影响注气效果的首要因素。前期统计该生产井井距平均约200 m，压裂的平均半缝长约100 m，因此，部分井存在人工裂缝的沟通。当注入气体顺着裂缝窜流时，生产井产油量下降，气油比和氮气浓度异常高，油压上升，且见气速度快，吸气指数大，表现出明显的气窜特征（图15）。

图15 气窜井生产曲线Fig.15 Production curve of gas channeling well

注采井组表现出相邻生产井见气晚（图7，MaHW1226 井），产油量稳定，气油比基本稳定，氮气浓度小于1%，没有出现气窜的特征。而相对较远的生产井（图7，MaHW1227 井），注气后3 d 见气，且表现出明显的气窜特征，因此，人工裂缝是影响注气效果的首要因素。

3.5.2 注入速度

注入速度是影响注气效果的主要因素。通过对比注采井的生产动态，该井组在这种裂缝沟通的注气模式下存在一个临界注入速度，大于临界注入速度，井组有气窜井出现，而且注入速度越高，气窜的程度越大；在小于临界注入速度下，气油比和氮气浓度恢复正常，产油量小幅上升，没有表现出气窜的特征，气窜能够得到抑制。

该注气井组：3 d 见气，气油比和氮气浓度上升异常，产油量下降，表现为气窜特征；注气速度由3.0×104m3/d 下降到2.0×104m3/d 时，气油比和氮气浓度恢复正常，产油量上升，油压上升，注气有效果，因此，确定该井组临界注气速度2.0×104m3/d（图16）。

图16 不同注入速度下的生产曲线Fig.16 Production curve at different injection rates

3.5.3 构造

氮气在原油中的溶解度相较于其他常见注入气体的溶解度低，因此，驱油的机理中改善油的流动性并不是主要的，而更多的是利用自身的密度条件，来实现采收率的提高。重力驱主要应用在倾斜、垂向渗透率高的地层，顶部注气后，由于重力分异的作用，来保持压力，油气在一定条件下，实现垂向上的分异和渗流，一般重力驱在含油构造的顶部注气或油柱注气。注入的氮气会上升到构造高部位形成次生气顶，从而将顶部的油驱替到下部，向生产井流动。

现场还选取了存在构造高差的井组，进行氮气试注。玛湖油田MH 井区013 断块构造呈西北向东南倾的单斜，构造倾角3.4°，构造高低差125 m。在构造低部位注氮气，位于构造高部位的两口水平井，最先见气，且气油比和氮气浓度异常高，产油量下降，出现明显气窜的特征。通过调整注入速度，气窜出现明显的抑制，产油量表现出缓慢上升的阶段（图17）。因此，评价构造是影响注气效果的次要因素。

图17 MH 井区注采井位图Fig.17 Injection production well location of Block MH

4 结论

（1）玛湖油田致密砾岩储层注氮气井组增油效果显著，5 口生产井注氮气后，平均日产油111.2 t，稳产一个月左右，初步证明致密砾岩油藏“注得进、采得出”，注氮气提高采收率技术是可行的。

（2）因氮气化学性质不活泼，与地层流体配伍性好，自身具有很高的膨胀性，能微溶于原油，依靠自身的优越条件，进入更窄的孔道，降低水相流动性，来改善开发效果；在M 区块是非混相驱替，驱油效率可达48%左右，同时，非混相驱替补充了地层能量，使得产油量增加，达到了预期目的。下一步需要开展注氮气抽提实验和驱替物模实验，进一步明确玛湖低渗油藏的驱油机理和参数影响程度。

（3）通过注采参数动态分析，进一步明确M 区块的注氮气先导试验，取得试验成功；同时对比试验井组，发现了影响注气效果的主控因素，且给出了相应评价。后续还需要开展注氮气数值模拟研究，优化注采参数和气窜分析，做好气窜调控，提高注气波及效率，为玛湖油田规模注气提高采收率开发提供了技术支撑。