注氣吞吐技術在輪古油田的應用

姜許健，李 斌，孫紅海，肖 云，聶敬忠，王同峰，張文祥，孫玉國

(塔里木油田 開發事業部，新疆 庫爾勒 841000)

輪古碳酸鹽巖油藏普遍埋藏在5 000 m 以下，儲集空間以高角度裂縫、小型溶蝕孔隙和溶蝕孔洞為主，局部位置縫洞體發育，基質基本不具備儲油能力，油藏非均質性強，大部分儲集體為孤立儲集體，沒有統一的油水界位［1］。前期開發過程中主要經歷自噴期、轉機采期、注水替油期、關井壓錐期等4 個開發階段，經過多輪次的開發，油水界面逐步抬升至人工井底附近，目前大部分井均處于高含水、低產能開發階段，大約20%左右的油井處于高含水長光狀態，如何提高單井產能、提高采油速度成為制約開發的瓶頸。2013 年在大量調研與室內試驗的基礎上，優選3 口高含水井進行了注氣吞吐礦場試驗，通過1 年的觀察，2 口井取得較好的開發效果，該技術具備進一步推廣潛力，同時對類似油氣藏的開發也具有較強的借鑒意義。

1 注氣吞吐機理

注氣吞吐實際上就是將氣體注入地層，注入的氣體在燜井過程中，由于重力分異，大量氣體形成運移至油藏頂部，形成次生氣頂，同時將頂部的“閣樓油”置換至較低部位，開井生產后，次生氣頂膨脹驅替“閣樓油”流入井筒(見圖1)。輪古油田注氣吞吐主要是利用注入的氣體形成次生氣頂，改變原油驅替方向，達到開采頂部“閣樓油”的目的［2］;其次注氣后，油氣界面張力遠小于油水界面張力，油氣密度差又大于油水密度差，從而減小毛管力作用，能擠出微小裂縫中的一部分殘余油［3］;再次就是在高壓狀態下，部分氣體溶解于原油中，既降低原油粘度又能在一定程度上迫使原油膨脹，從而使得部分死油變成可流動油［4］。

2 注氣工藝優選

2.1 注入介質優選

根據文玉蓮［5］等人研究成果，目前注入氣體主要有CO2、N2、烴類氣，根據輪古碳酸鹽巖實際地質條件，要求注入氣形成氣頂能力強，重力分異效果好，因此需要注入氣滿足不混相(便于形成次生氣頂)、油層條件下密度越小越好(便于重力分異)、油藏條件下氣體偏差因子變化率越大越好(膨脹能力強)、氣源容易獲得等條件。

通過混相壓力模擬計算，CO2混相壓力最低(38 MPa)，其次為烴類氣(48.5 MPa)，氮氣混相壓力最高(65 MPa ～69 MPa)，國內研究普遍認為氮氣最低混相壓力為50 MPa ～100 MPa［2］。

CO2在地層條件下密度接近原油密(見圖1)，不利于重力分異，并且處于混相狀態;其次，烴類氣在地層條件下也會容易混相，且會在油氣界面間形成一個凝析氣區過渡帶，在一定程度上影響采收率;輪古碳酸鹽巖井地層壓力普遍在60 Mpa 左右，因此注氮氣在油層條件下相對而言不容易混相，壓縮因子變化率最大(見圖2)，可以到達1.6，這表明隨著壓降，人工氣頂膨脹能量最強，采收率也最高。

李金宜［4］等人通過模擬實驗獲得了氮氣在油藏條件下粘度、密度、溶解量的數據圖版，綜合分析后優選氮氣作為本次試驗氣源。

2.2 選井依據

輪古碳酸鹽巖注氣吞吐井選擇依據主要包括以下5 方面:

1)首選洞穴型儲層，其次為裂縫－孔洞型;

2)生產層在縫洞單元低部位，存在一定閣樓油(見圖3);

3)投入開發且累計產油量較多，有較好的物質基礎，開發過程中是由于底水快速錐進造成的油層快速水淹井，動靜態資料均顯示剩余儲量大;

4)目前生產地層能量不足造成低產或停產;

5)根據前人研究成果，盡量優選原油粘度低、密度在0.93 g/cm3左右的稀油井開展試驗(見圖4)。

2.3 注氣量優選

根據油井目前的壓力值，預測注氣后地層壓力恢復值，通過室內實驗擬合獲得氮氣(標況)與壓力關系曲線(見圖5)，氮氣在原油中的溶解度與溫度壓力關系曲線(見圖6)，綜合確定需注氮氣量。

2.4 注氣速度

國內研究人員［4，6］通過數值模擬軟件模擬結果均一致認為，適當的低速注氣速度累油量較高，這可能由于注氣速度低，注入的氣體損失量相對少，氣體能夠充分的運移至油藏高部位，避免大排量注入氣體的外溢。

2.5 注氣后燜井周期優選

燜井時間的長短是影響注氣吞吐效果的一個重要因素，燜井時間不夠，一方面注入氣不能夠完全運移至高部位，影響油氣置換效率，同時開井時易于發生氣竄;另一方面也會影響注入氣在原油中的溶解量。關井時間太長影響油井增油量。輪古碳酸鹽巖油藏與塔河碳酸鹽巖油藏類似，李金宜［4］等人采用加拿大CMG 公司的STARS 模塊對塔河縫洞型碳酸鹽巖油藏注氮氣開采閣樓油進行等效數值模擬研究，模擬周期注氮氣量為150 t 條件下，合理關井置換時間為15 ～25 d，但考慮第一輪次注氣量均較大，綜合確定關井置換時間為40 d。

2.6 注氣工藝

考慮到注氣井口壓力高，液氮泵車成本較高，推薦采用制氮車、空壓機、水泥車等組合施工，直接進行氮氣、油田水混注施工。在保證空壓機壓力＜35 MPa 情況下，盡量增加氣水比，增加氮氣注入量，目前推薦按照1 ∶500 的比例注入，注氣工藝示意圖(見圖7)。

3 試驗效果分析

3.1 效果評價

2013 年至今，累計完成3 口井的注氣吞吐試驗，2 口油井效果較為明顯，1 口油井效果較差，具體情況見表1。

表1 輪古油田3 口注氣吞吐井效果統計表

3.2 單井效果差異性分析

輪古X 井于2013 年4 月15 日開始水氣交注，平均日注水100 m3，日注氣50 000m3左右，累計注水2 730 m3，累計注氣125.09×104m3，悶井47 d，期間開井生產4 d，井口無液，氮氣組分高，說明關井時間不夠，繼續關井。2013 年6 月27 日開井前10 d，日產氣5 500 m3左右后不再出氣，但含水一直維持在90%左右，未達到預期效果。該井各輪次生產情況見表2。

表2 輪古X 井注氣吞吐后開井生產效果統計表

該井效果較差，可能原因是該井生產井段距離西北高部位串珠較遠(大約469 m)，注氣后溝通效果較差，注氣形成的氣頂驅油效果不理想。其次就是該井原油密度較高(0.945 5 ～0.951 2 g/cm3)，油較稠(220.3 ～500 mPa·s)，氣水混注導致原油氧化，開采效果偏差。

輪古Z 井于2014 年1 月2 日作業轉注氣吞吐實驗，3 月19 日開始注氣，日注水200 m3左右，日注氮氣57 000 m3，累計注水7 361 m3，注氮氣186.13×104m3，燜井22 d 后開井生產，氣量大再次關井20 d后開進，日產液37 t，日產油37 t，綜合含水0.23%，取得良好開發效果。該井各輪次生產情況見表3。

該井效果較好，主要原因是該井生產井段位于構造較低位置，頂部“閣樓油”較富集，縫洞雕刻及動態預測剩余可采儲量在4 萬t 左右。本輪次注氣量較大，持續時間較長(大約50 d)，有益于氣體緩慢進入油藏高部位，充分驅替頂部“閣樓油”，關井時間達到40 d，較塔河油田平均長10 d。

表3 輪古Z 井注氣吞吐后開井生產效果統計表

4 結論

1)通過3 井次的注氣吞吐先導試驗，輪古碳酸鹽巖油藏注氮氣開采“閣樓油”技術方案可行;2)為達到盡可能多的注氣的目的，提出了一套水氣交替混注的新思路，現場試驗證實可行，氣水比例為500∶1 左右;3)合理的關井周期對注氣吞吐效果起到重要作用，輪古碳酸鹽巖井初期合理關井周期為45 d左右;4)注氮氣提高碳酸鹽巖采收率主要利用的是油氣重力分異原理以及氮氣驅的非混相機理，因此必須優選具備較大的剩余“閣樓油”剩余儲量的井進行試驗，才能取得較好的經濟效益。

［1］ 姜許健，潘昭才，張文波，等.高壓注水替油技術在裂隙型油藏中的應用［J］.石油天然氣學報(江漢石油學報)，2010(32):441－442.

［2］ 徐克彬，徐念平.雁翎油田注氮氣提高采收率工藝技術［J］.石油鉆采工藝，1998(20):69－71.

［3］ 周玉衡，喻高明，周勇，等.氮氣驅機理及應用［J］.內蒙古石油化工，2007(6):101－102.

［4］ 李金宜，姜漢橋，李俊鍵，等.縫洞型碳酸鹽巖油藏注氮氣可行性研究［J］.內蒙古石油化工，2008(23):84－85.

［5］ 文玉蓮，杜志敏，郭肖.裂縫性油藏注氣提高采收率技術進展［J］.西南石油學報，2005(27):48－49.

［6］ 赫恩杰，蔣明，許愛云，等.任11 井山頭注氮氣可行性研究［J］.新疆石油地質，2003(24):325－328.