塔河油田井組注氮氣提高采收率技術

李滿亮周洪濤張瑩

1.中國石化西北油田分公司；2.中國石油大學（華東）

塔河油田井組注氮氣提高采收率技術

李滿亮1周洪濤2張瑩1

1.中國石化西北油田分公司；2.中國石油大學（華東）

塔河油田碳酸鹽巖縫洞型油藏經過多年開發后底水錐進，水驅效果逐漸變差，剩余油主要以閣樓油的形式富集。為了提高油藏開發效果，2014年塔河油田在A單元探索多井縫洞單元井組注氮氣先導試驗，開展井組注氣后一年間鄰井受效逐漸顯現，截至2015年8月已增油3×104t，說明井組注氮氣可以有效驅替井間閣樓油。試驗結果表明，高注低采井組注氣量高、見效慢、波及體積大，而低注高采井組見效快但是易發生氣竄，井組注氮氣采油技術是一種提高采收率的有效技術手段。

閣樓油；注氮氣；提高采收率；塔河油田

塔河油田奧陶系油藏是經過多期構造運動和古巖溶共同作用形成的碳酸鹽巖縫洞型油藏［1］。油藏特點表現為：非均質性極強，基質孔隙度低，基本不具備儲油能力，大型洞穴是主要的儲集空間，裂縫是主要的滲流通道，流動模式以溶洞中的管流模式和裂縫-孔洞中的滲流為主［2］。塔河油田A單元前期主要通過衰竭開發后進行單元注水來緩解含水率上升的矛盾，在采用常規注水開發方式后，單元整體進入高含水后期，注入水沿縫洞水竄，整體驅油效率低，穩產時間短，采出程度低，需要探索有效提高采

1　 A單元概況

Overview of unit A

A單元探明面積15.11 km2，探明地質儲量3 498 ×104t，可采儲量590×104t，標定采收率15.8%，累積產油490×104t，采出程度14%，累計注水353×104m3，累積注采比0.44。A單元以溶洞型儲集空間為主，溶洞發育區儲集體規模大、累產高。A單元共施工38井次，其中25井次鉆遇溶洞，溶洞鉆遇率65.8%，溶洞在平面上分布在A單元北部-東部的“弓”形條帶上，縱向上主要集中在T74面以下0～40 m。研究開發特征得出，累產大于10×104t的油井主要位于溶洞發育區，儲集體規模大，也是注水增油效果最明顯的井區。

注采連通井組以表層連通為主，油井在動態連通性的確定上采用了以注采響應為主，井間干擾測試、示蹤劑檢測、生產特征一致性等為輔的原則。目前A單元具有動態連通性的井組21組，在連通井組的平面分布上具有與區域裂縫展布方向較一致的分布特征。A單元構造位置高，以溶洞及大尺度裂縫儲集空間為主，單元注水易沿著大尺度縫洞推進，注采見效快，受效特征明顯。

2　存在問題

Existing problems

A單元天然底水能量較強，采油井水淹嚴重，在通過單元注水抑制底水錐進、動用井間剩余油后，單元產量遞減趨勢有所減緩。在經過9年單元注水開發后，累積注水量達到353×104m3，累積注采比達到0.44。在縫洞尺度大、儲集體發育好的地質背景下，單元內多數注水井組已水竄，通過常規的注水調整已難以有效動用剩余油。

3　剩余油分布分析

Distribution of remaining oil

縫洞型油藏的主要儲集空間和滲流通道為溶洞和與連通溶洞的裂縫。A單元縫洞型油藏在經歷漫長的注水開發期后，由于部分油井處在構造較低部位，使得部分較高部位的原油無法被水驅動用，形成“閣樓油”。 通過數值模擬分析，單元內縱向上剩余油主要分布于油藏中高部位。經計算得出處于油藏0～60 m部位的剩余油占剩余儲量的28.16%，這部分儲量的有效開發具有重大意義，是注氣增產的主要目標。

4　多井縫洞型油藏注氮氣機理

Nitrogen injection mechanisms of multiwell fracture-cavity type reservoir

目前塔河注氣項目的驅替介質主要采用氮氣，通過室內細管實驗測得，當壓力達到60 MPa時，注入1.2 PV的氮氣后，原油的采出程度為82.5%。通過相態分析軟件計算得到，油藏溫壓條件下氮氣與原油的界面張力為7.3 mN·m。可見，注氮氣驅油屬于非混相驅替過程［3］。對縫洞型油藏進行注水驅替時，水體主要驅掃各溶洞體下部底油，而進行注氣驅替時，由于氮氣和原油的密度差異形成重力分異，氣體主要驅掃各溶洞體上部頂油。

由于氮氣重力分異驅油的特征，在不同部位部署注氣井驅替方式也有所不同。通過數值模擬得出，采用高部位注氣低部位采油的驅替方式時，氮氣在頂部聚集，下壓水錐，向下驅替洞頂閣樓油；采用低部位注氣高部位采油的驅替方式時，氮氣沿表層巖溶向上驅替剩余油。高注低采的模式波及體積廣，但是存在注氣量高、見效慢的缺點；低注高采的模式則具有見效快、易氣竄的特點。通過綜合分析得出，前期采用低部位注氣，待生產井氣竄后，改變驅替方向，從高部位注氣，下壓水錐，二者結合可以最大程度提高采收率。

5　井組注氮氣在A單元的應用

Application of nitrogen injection in well group in unit A

（1）在A單元井組注氮氣實驗中，初期按照“高低結合、點狀注氣、整體部署、分組實施、工藝配套、及時調整，全面評價”的原則進行注氣方案設計，北部的T402井組為高注低采，南部的TK411、TK425CH井組為低注高采，后期根據完善井網和提高儲量控制的需要，新增TK440、TK428CH井組進行注氣，在縱向上形成高低結合注采井網，在平面上形成多向平衡驅替井網。

（2）從2014年3月T402井開始注氣至2015 年8月底，A單元共有注氣井組5個，累計注氣達到5 162×104m3，目前鄰井日增油128 t，累計增油3×104t；目前6口井受效，2口疑似受效，其它井評價中，具體數據見表1。A單元井組開展注氣一年來，提高采收率成效顯著

（3）效果分析。單元北部的T402井組為高注低采井組，5口擬受效井中只有TK429CX井受效較為明顯，水驅開發后期底部剩余油水驅效率低，剩余油主要集中在井間儲集體相對高部位，水驅無法動用，通過單元注氣有效動用了該部分剩余油，已增油7717 t。該井組受效率較低，驗證了高注低采的注采方式注氣量高、見效慢的結論，而TK429CX井產層位置較鄰井高，且前期注水連通較好，這是該井率先見效的主要原因。為提高該區域注氣效果，加快提高采收率進程，選擇低部位TK440井注氣，完善區域注采井網，單元南部的TK411、TK425CH井組為低注高采井組，6口擬受效井中5口井已受效，增油2.2×104t，其中T401井已出現氣竄現象，充分驗證了低注高采井組見效快、易氣竄的特征。

表1　A單元注氣受效井統計Table 1 Statistics of nitrogen injection response wells in unit A

6　結論

Conclusions

（1）碳酸鹽巖縫洞型油藏水驅開發后期，剩余油主要富集在井間構造高部位形成閣樓油，通過水驅難以動用。注氮氣提高采收率技術適用于多井縫洞單元。井組注氮氣驅可以有效驅替井間閣樓油，提高原油采收率，對碳酸鹽巖油藏開發具有重要意義。

（2）注氮氣驅屬于非混相驅替，注入氮氣在重力分異作用下進入儲集體高部位，向下驅替剩余油。通過數值模擬及現場實踐驗證了不同注采方式的效果，高注低采井組注氣量高、見效慢，波及體積大；低注高采井組見效快、易氣竄，后期井網、注氣方式調整還需要進一步論證及實踐。

References:

［1］ 榮元帥，趙金洲，魯新便，李新華，李小波. 碳酸鹽巖縫洞型油藏剩余油分布模式及挖潛對策［J］.石油學報，2014，35（6）：1138-1146. RONG Yuanshuai， ZHAO Jinzhou， LU Xinbian， LI Xinhua， LI Xiaobo. Remaining oil distribution patterns and potential-tapping countermeasures in carbonate fracture-cavity reservoir［J］. Acta Petrolei Sinica， 2014，35（6）: 1138-1146.

［2］ 魯新便，蔡忠賢.縫洞型碳酸鹽巖油藏古溶洞系統與油氣開發—以塔河碳酸鹽巖溶洞型油藏為例［J］.石油與天然氣地質，2010，31（2） : 22-25. LU Xinbian， CAI Zhongxian. A study of the paleo-cavern system in fractured-vuggy carbonate reservoirs and oil/gas development—taking the reservoirs in tahe oilfield as an example［J］. Oil & Gas Geology， 2010， 31（2）: 22-25.

［3］ 胡蓉蓉，姚軍，王晨晨，孫致學.縫洞型碳酸鹽巖油藏非混相氣驅采收率影響因素［J］.新疆石油地質，2015，36（4）: 470-474. HU Rongrong， YAO Jun，WANG Chenchen， SUN Zhixue. Influence factors of immiscible gas flooding recovery in fractured-vuggy carbonate reservoirs［J］. Xinjiang Petroleum Geology， 2015， 36（4）: 470-474.

（修改稿收到日期 2016-03-06）

〔編輯 李春燕〕

Enhancing oil recovery by nitrogen injection in well group of Tahe Oilfield

LI Manliang1， ZHOU Hongtao2， ZHANG Ying1
1. SINOPEC Northwest Oilfield Company， Urumchi， Xinjiang 830011， China；2. China Uniνersity of Petroleum （East China）， Qingdao， Shandong 266580， China

Over years of development， the carbonate fracture-cavity reservoirs in the Tahe Oilfield suffered bottom water coning，making the waterflooding effect become gradually poor， and the remaining oil is mainly enriched in the form of attic oil. For the purpose of improving the reservoir development effect， a pilot test of nitrogen injection in well group was conducted in the multiwell fracturecavity unit A of the Tahe Oilfield in 2014. The response of offset wells gradually appeared. As to August 2015， 3×104t incremental oil had been obtained， showing that the nitrogen injection in well group can effectively displace the interwell attic oil. The pilot test results show that the well group of injection in high permeability layer and production from low permeability layer is characterized by high gas injection rate， slow response and large swept volume， whereas the well group of injection in low permeability layer and production from high permeability layer is characterized by fast response but easy gas breakthrough. The oil recovery technology of nitrogen injection in well group is an effective technique for enhancing the oil recovery.

attic oil； nitrogen injection； enhanced oil recovery； Tahe Oilfield

李滿亮（1982-），2006年畢業于中國石油大學（華東）石油工程專業，現主要從事油氣田開發研究和采油、采氣的現場管理工作，工程師。通訊地址：（830011）新疆烏魯木齊市長春路西北油田分公司。電話：0996-4688563。E-mail:269362240@qq.com收率的開發方式。

TE357

B

1000 - 7393（ 2016 ） 03 - 0392- 03

10.13639/j.odpt.2016.03.022

LI Manliang， ZHOU Hongtao， ZHANG Ying. Enhancing oil recovery by nitrogen injection in well group in Tahe Oilfield［J］. Oil Drilling & Production Technology， 2016， 38（3）: 392-394.

引用格式：李滿亮，周洪濤，張瑩. 塔河油田井組注氮氣提高采收率技術［J］.石油鉆采工藝，2016，38（3）：392-394.