郭秀東趙海洋胡國亮王 雷曾文廣楊映達(dá)

（1.中石化西北油田分公司采油氣工程管理處，新疆烏魯木齊 830011；2.中石化西北油田分公司工程技術(shù)研究院，新疆烏魯木齊 830011）

縫洞型油藏超深井注氮?dú)馓岣卟墒章始夹g(shù)

郭秀東1趙海洋1胡國亮1王 雷2曾文廣2楊映達(dá)1

（1.中石化西北油田分公司采油氣工程管理處，新疆烏魯木齊 830011；2.中石化西北油田分公司工程技術(shù)研究院，新疆烏魯木齊 830011）

塔河碳酸鹽巖油藏非均質(zhì)性強(qiáng)，溶洞是最主要的儲集空間，裂縫主要起連通通道作用，儲集體中流體以管流模式為主，儲集體類型復(fù)雜導(dǎo)致對剩余油分布認(rèn)識不清，前期主要依靠彈性和水驅(qū)開發(fā)，采收率較低。目前塔河油田縫洞型油藏注水開發(fā)后期面臨挖潛困難、剩余油儲量難以動(dòng)用的情況，注氮?dú)怛?qū)油工藝的提出為解決這一難題提供了思路和方法。通過對注入氣源的選擇、地面注入工藝的優(yōu)化、井口及管柱優(yōu)化，成功實(shí)現(xiàn)了氣水混注降壓工藝及多輪次注氣—機(jī)抽生產(chǎn)轉(zhuǎn)換作業(yè)，節(jié)約了成本，提高了生產(chǎn)時(shí)效，減少了施工風(fēng)險(xiǎn)。該研究為碳酸鹽巖油藏注氣提高采收率工作提供了新的借鑒。

縫洞型油藏；注氮?dú)怛?qū)油；氣水混注；注采一體化井口

塔河油田主力油藏屬于巖溶縫洞型碳酸鹽巖油藏，溶洞是塔河地區(qū)奧陶系碳酸鹽巖最有效的儲集體類型，裂縫是次要的儲集空間，基質(zhì)部分基本不具有儲油能力［1-3］。奧陶系儲層埋深5 400～6 600 m，注水替油是油田增產(chǎn)和減少遞減的主力措施［4］。但油井經(jīng)過多輪次注水替油后，油水界面上移［5］，替油效果逐漸變差，很多油井注水替油失效導(dǎo)致高含水而停產(chǎn)關(guān)井［6］。另外，注水只能把油井地下溶洞溢出口以下的油驅(qū)替出來，但對溢出口以上頂部的“閣樓油”卻難以動(dòng)用，使得井周高部位大量剩余油無法采出［7-8］。氣體注入地層后，在重力作用下向高部位上升［9］，會(huì)形成“氣頂”，排驅(qū)原油下移，同時(shí)補(bǔ)充地層能量，減緩由于地層能量下降造成的遞減以及控制含水上升，抑制底水錐進(jìn)［10-13］，可有效啟動(dòng)單純注水無法驅(qū)動(dòng)的“閣樓油”。因此開展了注氣動(dòng)用高部位“閣樓油”試驗(yàn)研究［14-15］。

基于國內(nèi)制氮工藝技術(shù)成熟，氮?dú)鈿庠戳看?，空氣中氮?dú)夂?8%，且氮?dú)怆y溶解于原油，1 m3原油最多能溶解氮?dú)?8 m3，混相壓力為50～100 MPa，油藏條件下注入的N2是非混相狀態(tài)，可有效形成氣頂，替油效果好［16］，確定了氮?dú)庾鳛樽馓嬗蜌庠础?/p>

1 氮?dú)獾闹苽?/h2>

1.1 液氮

試驗(yàn)初期主要采用液氮作為注入氣源，由供應(yīng)商供應(yīng)液氮。現(xiàn)場試驗(yàn)設(shè)備主要有液氮罐車，105 MPa液氮泵車將液氮壓縮、升溫后直接注入井內(nèi)，注入壓力高，不需要伴水降壓，施工快，穩(wěn)定性強(qiáng)，氮?dú)饧兌雀?，但是由于注液氮成本高，現(xiàn)場只實(shí)施了5口井。

1.2 膜制氮工藝

后期現(xiàn)場注入的氮?dú)庵饕遣捎媚ぶ频に囍苽涞牡獨(dú)?，其分離原理是有壓滲透，以空氣為原料，在一定壓力條件下，利用氧和氮等不同性質(zhì)的氣體在中空纖維膜中具有不同的滲透速率來使氧和氮分離。制氮設(shè)備結(jié)構(gòu)簡單、體積小、無切換閥門、維護(hù)量少、產(chǎn)氣快（≤3 min）、增容方便，氮?dú)饧兌?5%～99.9%，氮?dú)猱a(chǎn)量≤5000 Nm3/h，運(yùn)行費(fèi)用低。

用于注氣施工的氮?dú)庠O(shè)備共計(jì)13臺，其中35 MPa設(shè)備12臺，70 MPa設(shè)備1臺?，F(xiàn)場利用3～4臺設(shè)備組合成3 300～4 500 m3/h排量進(jìn)行單井施工，施工周期為5～7 d，同時(shí)可滿足3～4口井施工需求。由于受注氣設(shè)備壓力限制，需要將注氣壓力控制在30 MPa以內(nèi)?，F(xiàn)場采取氣水混注工藝，由串聯(lián)的氮?dú)鈮嚎s機(jī)將氮?dú)鈮毫μ岣咧?5～35 MPa，經(jīng)地面高壓管匯和油田水在地面混合共同注入地層。共試驗(yàn)45口井，累計(jì)注氮?dú)? 252.2×104m3。

2 注氣工藝優(yōu)化

2.1 注入方式優(yōu)化

在現(xiàn)場試驗(yàn)初級階段，優(yōu)選液氮作為注入氣源，現(xiàn)場試驗(yàn)效果好，但液氮組織困難，且液氮成本高，投入產(chǎn)出比高，經(jīng)濟(jì)效益低。針對上述問題，提出了利用撬裝膜制氮機(jī)與35 MPa制氮拖車配合注水泵實(shí)行氣水混注（圖1），在滿足施工要求的同時(shí)大幅度降低了成本。

圖1 氣水混注流程圖

2.2 注采一體化井口設(shè)計(jì)

前期試驗(yàn)采用KQ70/78-65型采氣井口進(jìn)行注氣施工，該井口能夠滿足注氣施工要求，但是，在后期轉(zhuǎn)抽生產(chǎn)過程中需要裝換機(jī)抽井口進(jìn)行生產(chǎn)，增加了作業(yè)成本，影響了生產(chǎn)時(shí)效。通過優(yōu)化設(shè)計(jì)，形成了目前現(xiàn)場使用的KQ78（65）-70專用氣密封注采一體化井口，滿足了注氣施工和后期轉(zhuǎn)抽生產(chǎn)一體化不作業(yè)的生產(chǎn)需要。注氣、機(jī)抽井口參數(shù)見表1。

表1 注氣、機(jī)抽井口參數(shù)

注采一體化井口主要性能如下。

（1）氣密封性能好，承壓能力高，最大工作壓力70 MPa，能夠滿足高壓注氣需求。

（2）注氣時(shí)可以實(shí)現(xiàn)抽油桿桿柱的氣密封懸掛，能滿足注氣—機(jī)抽生產(chǎn)切換要求：①注氣前上提并卸下光桿，通過專用工具，將抽油桿懸掛器下入到油管掛上端，再將抽油桿及接箍下入到一號主閥下方、油管掛上方的抽油桿懸掛器內(nèi)；②打開與地面注氣管線連接一側(cè)的注氣閥門，通過抽油懸掛總成，將氣注入地層；③注氣完畢后，用油田水將井筒內(nèi)氣體頂入地層，關(guān)井燜井；④燜井結(jié)束時(shí)先限壓（壓差在5 MPa以內(nèi)）自噴生產(chǎn)；自噴結(jié)束時(shí)，注油田水壓井；上提抽油桿及接箍，用工具取出抽油桿懸掛器，換光桿，下放桿柱，抽油投產(chǎn)。

（3）實(shí)現(xiàn)了注氣—自噴—機(jī)抽不動(dòng)管柱生產(chǎn)。為避免注氣后更換機(jī)采管柱作業(yè)，降低成本與縮短占井周期，針對目前塔河油田原油性質(zhì)，綜合考慮氣密性完井方式下注氣及生產(chǎn)的安全可靠性、高壓氣密封、注采管柱轉(zhuǎn)換等因素，研究出了以下兩套管柱（圖2、圖3）。稠油井套管過橋管柱：?89 mm氣密封扣油管+過橋套管（內(nèi)置泵筒）+?73 mm氣密封扣油管＋摻稀閥（單流閥）+封隔器+?73 mm油管+篩管。稀油井桿式泵過橋管柱：?89 mm氣密封扣油管+桿式泵+?73 mm氣密封扣油管+封隔器+?73 mm油管+篩管。

圖2 稠油井套管過橋管柱

圖3 稀油井桿式泵過橋管柱

2.3 單井注氣替油參數(shù)優(yōu)化

（1）注氣速度?？紤]到較小的注氣速度可以降低井口注氣壓力，同時(shí)可防止過快的注氣速度會(huì)造成注入氣驅(qū)動(dòng)井眼附近的地層油向遠(yuǎn)處擴(kuò)散，設(shè)計(jì)單井注氣量為（3～10）×104m3/d，氣水混注時(shí)單井設(shè)計(jì)配水量為100～150 m3/d。

（2）注氣壓力。采用注氣啟動(dòng)壓差法預(yù)測注氣壓力，注氣啟動(dòng)壓差取值為現(xiàn)場經(jīng)驗(yàn)值2～3 MPa。

（3）氣水混注比。根據(jù)多口井氣水混注現(xiàn)場試驗(yàn)，摸索最佳水氣比，逐步形成了氣水混注比優(yōu)化設(shè)計(jì)方法。當(dāng)水和氮?dú)獗葹?:350時(shí)，能有效降低井口壓力25 MPa，水和氮?dú)獗葹?:550時(shí)，能有效降低井口壓力13 MPa。通過調(diào)整水氣比，可以有效控制井口注氣壓力滿足注入要求（見表2）。

表2 氣水混注比優(yōu)化結(jié)果

2.4 井下配套工具優(yōu)化

為確保高壓注氣和后期正常生產(chǎn)，設(shè)計(jì)出抽油泵過橋工藝；優(yōu)選了液壓封隔器確保注氣套管不起壓；通過注氣管柱伸縮計(jì)算分析優(yōu)化了管柱結(jié)構(gòu)，去掉了伸縮短節(jié)，降低了成本；對后期抽油機(jī)、桿、泵和防噴器進(jìn)行了優(yōu)化設(shè)計(jì)，特別是針對稠油井高壓注氣和后期摻稀生產(chǎn)的問題，研發(fā)了摻稀單流閥。

3 選井原則

通過分析注水替油失效井靜態(tài)及生產(chǎn)動(dòng)態(tài)、計(jì)算剩余可采儲量，制定了試驗(yàn)井篩選原則：

（1）地震反射特征表明儲集體具有一定規(guī)模；

（2）井點(diǎn)周圍的高部位有明顯反射特征；

（3）鉆遇溶洞或主要生產(chǎn)層段位于巖溶風(fēng)化面30 m以下；

（4）儲量豐度高，累產(chǎn)油量大，底水錐進(jìn)造成水淹的油井；

（5）注水替油效果變差或失效后，動(dòng)靜態(tài)資料表明具有剩余油潛力。

4 現(xiàn)場試驗(yàn)及效果分析

截至2013年6月30日，共完成50口井注氣施工，在已開井生產(chǎn)的45口注氣井中，除3口未見效外，其余42口井均見到較好增油效果。注氣井累計(jì)增油32 129 t，單井最高注入氣量100×104m3，單井最高累增油3 400 t，日增油340 t，平均單井日增油10 t，與注氣前相比，含水降低25%。其中注液氮工藝共進(jìn)行了5口井現(xiàn)場試驗(yàn)，累計(jì)注液氮4 699 m3（標(biāo)態(tài)304×104m3），累計(jì)產(chǎn)油5 788 t；共實(shí)施45口井膜制氮?dú)馑熳⒐に囋囼?yàn)，累計(jì)注氮?dú)? 252.2×104m3，累計(jì)產(chǎn)油26 341 t。通過向地層注入氮?dú)?，利用氮?dú)獾闹亓χ脫Q、非混相、膨脹性原理，注入氣能夠在地層高部位聚集形成次生氣頂，驅(qū)替原油向井周移動(dòng)。

通過靜動(dòng)態(tài)資料分析，提出了4種剩余油分布模式：殘丘高剩余油、水平井上部剩余油、底水未波及剩余油和水驅(qū)剩余油等4類。通過選取各種類型的低產(chǎn)低效井進(jìn)行了注氣替油現(xiàn)場試驗(yàn)，從試驗(yàn)效果來看，剩余油類型及規(guī)模是決定注氣效果好壞的主要因素，其中處于局部高點(diǎn)、縫洞發(fā)育、殘丘規(guī)模大的油井效果最好。

（1）殘丘剩余油注氣效果最好。殘丘規(guī)模越大，縫洞越發(fā)育，注氣效果越好。殘丘類潛力井因處于構(gòu)造高部位，“閣樓油”儲量高，且吸氣能力強(qiáng)，前期注水替油未波及，氣油替換效率高，因此表現(xiàn)效果最好。注氣實(shí)施6口井，累產(chǎn)油9 271 t，平均單井增油1 575 t。

（2）底水未波及剩余油類型潛力大。底水未波及剩余油井主要為前期高產(chǎn)暴性水淹井，此類井具有大量的剩余油，且能量充足。注氣實(shí)施12口井，累增油7 017 t，平均單井增油585 t。個(gè)別單井如T814 （K）井，初期自噴能力達(dá)到80 t/d。

（3）水平井上部剩余油具有一定潛力。水平井封擋剩余油類潛力井單井效果差異巨大，主要原因是受水平段上部縫洞發(fā)育情況和水體是否活躍影響，前期注水開發(fā)效果較差井效果較好。注氣實(shí)施11口井，累產(chǎn)油8 397 t，平均單井增油763 t。

（4）水驅(qū)剩余油類型。這種類型井儲量豐度高，累產(chǎn)油量大，底水錐進(jìn)造成水淹。多周期注水替油效果變差或失效，動(dòng)靜態(tài)資料表明具有剩余油潛力。注氣實(shí)施16口井，累產(chǎn)油7 263 t，平均單井增油427 t。

5 結(jié)論及認(rèn)識

（1）針對制約塔河油田碳酸鹽巖縫洞型油藏提高采收率的工藝技術(shù)瓶頸，在注氣替油礦場試驗(yàn)的基礎(chǔ)上，開展了注氣氣源選擇及注氣配套工藝研究。針對常規(guī)撬裝壓縮機(jī)難以滿足塔河深井注氣壓力的要求，通過不同井深、地層壓力和注入水氣比分析，提出了可行的、廣譜性好的氣水混注，并進(jìn)行了參數(shù)優(yōu)化；研發(fā)了注水—注氣—機(jī)械采油一體化70 MPa井口，滿足了高壓注氣和采油要求，降低了成本；研發(fā)了適用于不同流體類型和產(chǎn)能的注采一體化管柱，特別是針對稠油井需要摻稀生產(chǎn)的特點(diǎn)，研發(fā)了注—采—摻稀一體化的生產(chǎn)管柱；進(jìn)行了注入?yún)?shù)、管柱及井下工具優(yōu)化設(shè)計(jì)，為塔河油田碳酸鹽巖縫洞型油藏注水替油失效井治理及提高采收率開辟了新思路、新方法。

（2）在塔河油田縫洞型油藏首次應(yīng)用注氮?dú)馓岣卟墒章始夹g(shù)并取得了成功，但在現(xiàn)場試驗(yàn)中也暴露出由于氮?dú)獠患兒脱鯕獾淖⑷?，造成油管結(jié)垢、抽油泵柱塞及抽油桿腐蝕結(jié)垢問題。下一步應(yīng)對注氣替油現(xiàn)場工藝條件下降低腐蝕、結(jié)垢進(jìn)行研究。

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（修改稿收到日期 2013-09-29）

〔編輯 景 暖〕

Ultra-deep wells in fractured-vuggy reservoir nitrogen injection EOR technology

GUO Xiudong1, ZHAO Haiyang1, HU Guoliang1, WANG Lei2, ZENG Wenguang2, YANG Yingda1

（1.Oil and Gas Recovery Project Management, SINOPEC Northwest Oilfiled Branch, Urumqi 830011, China; 2. Engineering and Technology Research Institute, SINOPEC Northwest Oilfiled Branch, Urumqi 830011, China）

Tahe carbonate reservoir shows strong heterogeneity. The cavern is the primary reservoir space while fracture is mainly plays a role of connecting channel in this reservoir. The fluids in reservoir are mainly taking the form of pipe flow model. Complex reservoir type lead to the remaining oil distribution is unclear and early development mainly relies on elastic drive and water flooding with low recovery efficiency in this oilfield. At present, this fractured-vuggy reservoir within later stage of water flooding faces the difficulties of potential tapping and remaining oil reserves difficult to use, and nitrogen injection for oil flooding process provides an ideas and methods to solve this problem. Through injecting gas source selection, optimization of injection process on the ground and wellhead and string optimization, the technique successful realizes the gas-water mixed injection pressure decreasing technology and multi-turn gas injection and machine pumping switching. The implementation of this technology saves the cost, and improves production efficiency and reduces the safety risk. The research provides a new idea and method for gas injection enhancing oil recovery efficiency of carbonate reservoir.

fractured-vuggy reservoir; nitrogen injection flooding; gas and water mixed injection; injection production integration wellhead

郭秀東，趙海洋，胡國亮，等. 縫洞型油藏超深井注氮?dú)馓岣卟墒章始夹g(shù)［J］. 石油鉆采工藝，2013，35（6）：98-101.

TE357.7

B

1000 – 7393（ 2013 ） 06 – 0098 – 04

郭秀東，1975年生。2004年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（北京）油氣田開發(fā)專業(yè)，碩士研究生，現(xiàn)從事提高采收率研究工作。電話：18999830676。E-mail：181122901@qq.com。