低能薄油层注氮气提高采收率研究与实践

安继刚 姚晓宇 王 鹏

延长油田股份有限公司富县采油厂 陕西延安 727500

1 氮气气源及在工业采油中的应用原理特征

1.1 氮气气源

工业用氮气一般从空气中分离获得。研究中，氮气占空气成分的78%，科学使用氮气分离技术，能获得较为纯净的氮气，这对于包含石油开采在内的工业活动开展具有积极作用。在氮气分离过程中，冷却技术、分子膜技术是较为常用的两种技术形态。

就冷却技术而言，其在充分利用氧气、氮气沸点差异的基础上，对空气实施冷却处理，在低于- 200℃时，氮气与氧气会出现分离问题，从而获得一定的低温液态氮。这些氮气纯度高，膨胀体积较大，需要采用专业的液氮设备进行存储、运输。分子膜技术能在常温条件下实现空气中氮气的直接分离，这种方式下制备的氮气可直接用普通压缩机进行处理，具有较强的经济性。不足之处在于分子膜技术下的氮气供应能力有限，需通过多组并联的方式来提升氮气采用效率。新时期，提升分子膜技术的氮气供应能力成为该技术工业化应用的破局点[1]。

1.2 注氮气开采机理分析

工业原油开采中，注入氮气开采方式的应用具有一定的差异性，这种差异化开采方式下，其具体的开采机理也有所不同。目前，注氮气开发油田主要是通过四种机理方式来实现原油开采的，这四种机理方式不仅包含多次接触混相驱、多次接触非混相驱或近混相驱，而且涉及循环注气保持地层压力、顶部重力驱。

在上述四种机理方式中，混相驱或非混相驱适用于油层性较差，且原油中含有一定熔接气的油层，此类油层的原油重度多保持在38～51°API，油气埋藏整体较深。而就循环注气保持地层压力而言，其在注水效果较差、孔隙率较低的环境中应用较多，此类环境渗透性较低，原油埋藏较浅，重度多保持在31～60°API。另外就重力驱而言，其在油层物性好、埋藏较深的矿区应用较多，对于闭合高度较大的盐丘和背斜油藏开采具有积极作用[2]。

1.3 注氮开采特征分析

作为石油开采中极为重要的一种驱替剂，氮气对于低能薄油层的石油开采效率和质量具有较大的影响。从使用过程来看，在工业采油中使用氮气具有以下特征：一是使用氮气不需要考虑防腐问题，驱替技术应用较为方便；二是在一些块状、倾斜状油藏区域，使用重力分异方式注入氮气驱替原油，能有效解决原油开采中黏性指进问题；三是在原油驱替中，氮气具有良好的膨胀性，其能通过较大的弹性能量快速地开发气顶气和油环油；四是氮气资源本身较为充足，且当前氮气获取方式较为便捷，注氮成本较为低廉。五是氮气能蒸发原油中的轻烃和中间烃组分，继而使得自己得到富化，正对于提升轻质油藏、挥发油藏、凝析气藏的开采效率和质量具有积极作用[3]。

2 注氮气对低能薄油层采收率的影响

2.1 项目概况

某井组含油面积为0.45km2，经探测发现井组地质储量为0.68×104t，原油整体的埋藏深度超过了3500m。另外经探测，本井组油层平均孔隙率约为13%，平均的空气渗透率约为3.5×10-3μm2。底层原油黏度、地面原油黏度分别为1.25mPa·s 和9.0mPa·s；原油原始汽油比为135m3/ t。在原油开采前，对井组底层温度、压力进行探测，发现本井组地层温度保持在120℃，而原始地层压力保持在37.5MPa。自开采以来，本井组设置5 口油井，前些年单井平均日产油为11t，随着原油开采工作的开展，近些年井组日均产油量有所下降，即最新的统计结果显示单井日产油量仅为2.5t，采出程度为7.4%。

2.2 井组生产特征

深层次分析本井组生产特征可知，本井组不仅具有油层有效厚度较薄的特征，而且单井的控制储量较低。在投产初期阶段，该井组的采油效率较高，但是随着井组油层压力的降低，井组储油层含有饱和度大大降低，油井的稳产难度较大。仅从日均产油量来看，本井组5 口油井的日均产油量从11t 下降到了2.5t，影响了原油开采的整体效率和质量。同时在原油开采中，本井组临近区域地下存水较多，这使得原油开采中的含水上升较快。具体表现为随着蒸汽吞吐轮次的增加，油藏的压力和周期回采水率出现了持续降低的问题。受此影响，地下存水量逐渐增多，这造成了周期含水迅速上升的问题，给原油开采工作带来了较大的难度。

2.3 注氮气方案设计

为有效解决本井组低能薄油层原油开采效率降低的问题，原油开采企业设计采用注氮气的方式来改善低能薄油层的原油开采情况。在原油开采过程中，系统化地选择氮气注入井，在控制对应油井间距保持200～300m 的基础上，确保主要生产层中的连通效果良好。在实际注氮气过程中，考虑到本井组原油整体的埋藏深度超过了3500m，因此选择在3385～3500m 井段实施注气，具体注气方法为：

（1）确定目的层后，在其上面设置RTTS 封隔器，然后在目的层的下面注灰。

（2）考虑到本实验项目属于先导实验项目，故而在注气过程中，使用从外部企业引入的注液氮车组，然后从附近的化工企业购买液氮，这些液氮在注入井组后变为气体状态。

（3）在使用连续注气方式后，按照注气量23m3液氮的标准注入氮气，这些液氮转化为标准状态后约为15778m3/ d。在注氮周期及注氮量孔中，确保注氮的周期控制在68d，注入液氮的总量为1560m3。

2.4 注氮气后的低能薄油层采收率

本次研究中，在低能薄油层注入氮气，对比注氮前后井组的采收情况。经研究，注入氮气后，本井组的原油开采出现以下层面的变化：一方面，本井组存在较多的低渗透区域，但是这些区域的注水操作极为困难，将氮气作为驱替剂注入这些区域后，油层存在的原油会被有效驱离采出。如某油井在注水泵压42MPa 下日注只有8m3，但是使用注氮气方式后，控制泵压可保持在56MPa，这样能确保最高日注能力达到31.8m3液氮，快速地完成低渗透区域的原油开采。另外本研究还将氮气的最大注气压力控制在60MPa，这样最高日注氮气能力可达到31.8m3液氮，这些液氮的注入为薄油层原油的开采创造了有利条件。另一方面，在以往的原油开采中，受油气开采后油层地层压力的降低，竞争油井的日均开采率明显降低，即在注氮气前，井组产量具有非常明显的递减趋势；但是在采用注氮开采方式后，单井组产量从注气前的2.5t 开始递增，试验期间，井组平均产油为8.3t，平均单油井日增油达到5.8t，5 口油井整体增油为29t，本次先导性试验后，停止在井组采油井周静注入氮气，发现各油井采油的效率和总量持续降低，可见注入氮气对于井组具有较为明显的增油效果，其能有效提升低能薄油层原油的开采效率和质量。

3 低能薄油层注氮气提高采收率的控制措施

3.1 合理控制注氮环境

现代工业产业体系下，人们对于原油开采的效率和质量提出较高的要求，但是低能薄油层原油开采工作本身存在较大的难度，采用注氮气方式提升低能薄油层原油采油效率时，工作人员还应注重注氮环境的有效控制。目前，即便是在低能薄油层，适合注氮气的环境条件大致可分为三种类型：一是在低渗透油田中，可通过注氮气方式保持压力进行二次采油；二是在深层高压或超高压低渗透轻质油藏区域，可采用气混相驱替方式注入氮气完成开采；三是在气顶油藏中，通过注氮气重力稳定开采重质油藏[4]。

在考虑这些注氮条件的基础上，还需要注重油层性质、原油性质的准确把控。其中在油层性质控制中，首先应注重油层渗透性的控制，一般应控制其垂向渗透率大于200×10-3um2或更高，即油层属于重力驱类型。其次在注氮气应用中，还需要控制油层温度，研究表明，当温度小于38℃时，注氮气达不到混相驱条件。同时油层的压力对于注氮气工作开展具有较大影响，一般在低能薄油层，要求油层压力高于27MPa，否则为非混相驱替。最后在油层性质控制中，还需要控制油藏流通的保护度，一般要求原油饱和度大于20%，并且在注氮气非混相驱替条件下，原油饱和度应大于50%。在原油性质控制中，除严格控制原油黏度和相对密度外，工作人员需重视原油溶解度的有效控制。结合相关化学知识可知，当原油具有较高的相对密度时，表明其重质烃类含量较多，整体黏度较大，此时若进行注氮操作就容易发生黏性指进问题，这会造成驱油效率的下降。对此在原油性质控制中，一般需确保原油的相对密度小于0.8498，黏度小于10mPa.s。另外在原油溶解度控制中，若原油中含有一定的溶解气，则采用注氮气方式能有效提升原油的采收效率，反之不含溶解气的原油，即便注氮气，其实际的采收效果也相对较差。值得注意的是，为进一步提升注氮环境的控制效果，提升原油开采效率，在注氮技术应用中，还需要注重原油组分和性质的控制，一般要求原油中含有相当量的中间烃，则易形成氮气与原油的混相，故而在注氮气环境控制中，需确保氮气混相驱的油藏原油必须富含中间烃组分[5]。

3.2 重视制氮、注氮设备应用

（1）在制氮设备设计中初期，工作人员不仅需要考虑油藏油质、地层结构、制氮用途等因素，而且需要对氮气的纯度和产量进行有效控制。

（2）所涉及的制氮设备应具有移动性的特征，而且应能有效满足野外环境的作业需要。此外，制氮设备应满足体积小、便于撬装、启动快、操作方便的特征，并且其在应用中应具有较好的稳定性，整体能耗底，且使用寿命较长。低能薄油层注氮设备的应用不仅包含氮气压缩（增压）机、注氮管线，而且涉及注氮井口及计量控制装置，在实际应用中，应结合注入地层压力，控制注入氮气的压力控制在10～40MPa。要注意的是，在制氮、注氮设备应用中，还应结合油田井组的实际情况，涉及符合实际的制氮注氮系统，满足实际生产需要。

4 结语

注氮开采是低能薄油层原油开采的重要方式，采用氮气作为驱替剂，能有效改善低能薄油层的作业环境，提升原油开采的效率和质量。新时期，原油开采企业只有深刻认识到注氮开采在低能薄油层原油开采中的积极作用，系统创新制氮、注氮方法应用，这样才能满足新时期的作用需要，提升原油开采综合效益，继而推动现代工业的持续发展。