潜山非烃类气驱技术探索与试验-辽河油田兴隆台采油厂-林健

1、潜山非烃类气驱技术探索与试验林健 周华 吴超 赵刚（辽河油田兴隆台采油厂工艺研究所，124000）摘要：兴古7潜山油藏为典型块状裂缝性潜山油藏,主要储集空间类型为构造缝和破碎粒间孔；单井递减分析表明单井产量递减中等偏快,油藏天然能量不足,注水试验未见效；传统的衰竭式开采过后，基岩中将残余大量的原油;水驱可以降低部分残余油量，但油井见水快、含水率上升快，易发生水窜或暴性水淹现象；如果储层为油湿或中性润湿，水驱将绕过基质岩块而只采出裂缝中的原油。注气是一种有效的提高原油采收率的方法，将其应用于裂缝性油藏，不仅可以维持地层压力，还可以提高驱油效率。注入地层的气体通过重力排驱、毛管驱动、弥散/扩散、压

2、力驱动等作用，实现裂缝与基岩之间的交叉流和质量传递，达到开采大量残留在基岩中的原油的目的。关键词：非烃类 裂缝性油藏 潜山 气驱 提高采收率一、前言裂缝性潜山油藏属于典型的双重介质油藏,其主要的储渗空间是裂缝系统和基质岩块系统。由于这两个系统在储集和渗流能力上的差异,导致衰竭式开发和注水开发都难以获得理想的采收率。近年来,注气提高采收率技术的应用逐年增加,针对裂缝性油藏,目前国外已有许多较成功的现场应用。随着勘探技术的不断进行,我国裂缝性潜山油藏发现的比例逐年增加,正确认识这类油藏的地质和开发特征,积极开展注气提高采收率研究,对合理开发此类油藏具有极其重要的意义。兴古7潜山油藏为典型块状裂缝性

3、潜山油藏,主要储集空间类型为构造缝和破碎粒间孔；单井递减分析表明单井产量递减中等偏快，油藏天然能量不足，注水试验未见效；对于这类油藏，传统的衰竭式开采过后，基岩中将残余大量的原油；水驱可以降低部分残余油量，但油井见水快、含水率上升快,易发生水窜或暴性水淹现象；如果储层为油湿或中性润湿，水驱将绕过基质岩块而只采出裂缝中的原油。注气是一种有效的提高原油采收率的方法，将其应用于裂缝性油藏，不仅可以维持地层压力，还可以提高驱油效率。注入地层的气体通过重力排驱、毛管驱动、弥散/扩散、压力驱动等作用，实现裂缝与基岩之间的交叉流和质量传递，达到开采大量残留在基岩中的原油的目的。室内研究及国内外实践表明，气驱

4、可有效提高油藏采收率10-20%，兴古7潜山烃气驱预计提高采收率15%提高到33%。二、油藏概况及存在问题2.1油藏基本特征兴隆台潜山位于辽宁省盘锦市兴隆台区。该区地势平坦，地面海拔24m，为一广阔的平原，地面为商业网点、工矿企业、居民区。公路、铁路纵横交错，交通便利。通讯发达，移动通讯覆盖全区。年平均气温8.8；年平均降水量605mm，多集中在78月份；无霜期170天左右；冬季1112月份东北风56级，气温-5-30，天气寒冷冰冻。兴隆台潜山构造上位于辽河坳陷西部凹陷中段，构造面积91km2。该区西临盘山洼陷，北侧面临陈家洼陷，南侧是清水洼陷，东侧为冷东深陷带，是典型的“洼中之隆”，具有十分

5、优越的油气成藏条件。兴隆台潜山带含油面积叠加图图1兴隆台潜山带含油面积叠加图兴古7块位于兴古潜山主体部位，含油面积7.72平方公里，原油地质储量3537104t。油藏埋深2335-4670米，含油幅度2300米，油藏为平面上满块、纵向上整体含油。兴隆台太古界潜山由变质岩及侵入岩两大类岩石组成，油藏类型为裂缝型块状底水油藏。储层具有裂缝和孔隙双重介质储集空间，裂缝是主要储集空间和渗流通道。基质孔隙度3.7-5.0%，平均渗透率小于1豪达西，裂缝孔隙度0.3-0.5%，渗透率29.5-360豪达西。兴古7潜山原油性质好，属稀油。兴古7井高压物性分析地层原油密度为0.6442g/cm3，地层原油粘度

6、0.384mPa.s。原油样品统计地面原油密度为0.81330.8423g/cm3，平均0.8252 g/cm3，原油粘度为3.045.3mPas，平均为3.77 mPas，凝固点1831，含蜡7.624.8%，胶质+沥青质1.767.38%。2.2开发现状截止2014年，已投产各类井63口，其中直井14口，水平井49口。截至目前，油井56口，区块日产油1046吨，日产水81.5方，日产气24.4万方，累产油376.8万吨，累产气9.61万方，采油速度1.21%，采出程度10.7%。2.3存在的问题（1）油藏天然能量不足、压力持续下降。按照油藏天然能量评价标准可以看出油藏天然能量不足。从已整体

7、动用的主力区块兴古7块来看，目前采出程度10.7%，目前油藏中部3600m深度地层压力25.6MPa，下降14MPa，每采出1%地质储量压力下降1.3MPa，顶部油井呈现脱气现象。如果没有有效的能量补充，采收率仅能达到15%。（2）底水锥进较快，部分出水井产量下降快。目前兴古潜山共有出水井19口，见水井含水54.8%，累产水17.11104m3，区块综合含水10.8%，潜山油水界面由原始的4680米附近已经锥进到3730米附近，6年内油水界面上升了950米。目前兴古7块共有见水井17口，其中段上7口已基本水淹，17口见水井中有15口井暴性水淹，损失产量425吨。老井平均年递减率高达22%。（3

8、）注水开发的适应性差。由于高角度裂缝发育，注水推进速度快，日推进速度9.2-12.8m，油井见水后产量快速递减，且停喷快，转抽后产油量很低，且兴隆台潜山地层水水性监测结果多为CaCl2型，总矿50005800mg/l。目前辽河注入水水性多为NaHCO3型，容易结垢，配伍性差。三、潜山非烃类气驱技术探索与试验2014年起，兴隆台采油厂重点针对兴古7块存在的三大矛盾，坚定不移贯彻“多元开发”工作方针，紧密围绕“潜山可控开发”主题，坚持“针对性、先导性、配套性、规模性、实用性”的原则，以减缓潜山递减为目标，以加快推进潜山注气，在潜山产量持续高速下行态势下，实现新探索，在前沿技术的探知中实现新突破。同

9、时针对潜山低液面的现状，有目标有方向地开展多手段举升工艺，着力构建注采平衡体系，提高潜山油藏采收率，夯实稳产基础。3.1探索有效驱动方式，推动增能保压开发（1）补能增压，增加近井地带地层能量，减缓底水锥进，增加弹性能。（2）驱动微小裂缝剩余油，降低残余油饱和度。通过重力排驱及改变驱替方向,采出大缝、洞里的剩余油,即残存在裂缝系统主体部分的原油。（3）有无相生相反相成，变水害为水利，上锥底水成为底部注气驱动的调剖剂。（4）降低原油粘度和流动密度，微气泡还有一定调剖作用。通过原油溶气后的体积膨胀,把岩块系统内小缝、洞及连通好的部分微裂缝里的原油驱替出来。（5）重力分异作用，原油从小裂缝驱替到大裂缝

10、，在重力作用下形成连续油流。通过重力作用及改善流动条件，增加密度差及减小界面张力,把中等缝、洞及小缝、洞里的原油动用起来,这一部分涉及到裂缝及岩块2个系统。3.2优选注气方案，形成较适宜的注气工艺兴古7块开展注氮气气驱开发，因此针对兴隆台潜山注气井储层埋藏深、运行压力高，且主要分布在城区的特点，在注气方案对三个方面进行优化：（1）油管优化设计；（2）井下工具优选；（3）井口优选；3.2.1 油管优化设计注气油管的选择包括四部分内容：井口压力预测、油管尺寸优选、扣型与材质优选、强度校核。对于兴古7块在进行注气油管选择时，主要应满足以下条件；满足兴古7块的地质方案配产（注）要求；所选油管在配产（注

11、）范围内，井筒内气体不会对油管及管柱上配套的工具产生冲蚀作用；油管管体强度满足抗内压要求，螺纹强度满足抗拉极限载荷要求，螺纹类型满足安全注气要求；（1）井口压力预测根据井筒内气体流动能量方程推算井口压力，参考平均温度和平均压缩系数公式，结合油藏提供的注气井的井底流压，分别预测了73mm、88.9mm油管注氮气时的注气井口压力，计算结果见下表、下图所示： 表1 兴古7-H325井注气井口压力预测表配注量104m3/d 井底流压（Pwf）MPa 井口压力（Ptf ）MPa 73mm 88.9mm 2.532.09 23.58 23.56532.47 23.90 23.857.532.85 24.2

12、7 24.241033.22 24.65 24.61表5兴古7-H6井注气井口压力预测表配注量104m3/d 井底流压（Pwf）MPa 井口压力（Ptf ）MPa 73mm 88.9mm 2.523.54 17.3617.34523.78 17.5517.527.524.01 17.8217.761024.45 18.0818.02图2 老井注氮气井口压力Ptf（73mm）预测图图3 老井注氮气井口压力Ptf（89mm）预测图图4 老井注氮气井底流压Pwf预测图从计算结果看，随着注入气量的增大，注入压力增加，但由于配注量较低不同管径对井口注入压力影响较小。（2）油管尺寸优选在影响井内注气管柱的

13、众多因素中，高速流动的气体对管柱产生的冲蚀作用很值得关注。参照基本参数，分别计算了不同尺寸油管73 mm（）、89 mm（）在不同井口注气压力下的最大安全注气量，远高于地质设计的配注量，因此不会发生冲蚀作用，均满足安全注气要求，计算结果如下表所示。表2 不同油管注气条件下不发生冲蚀的安全注气量名称油管外径（mm）井口压力（MPa）16182022242628安全注气量104m3/d7330.6132.4734.2235.1136.6737.4538.878939.2341.6143.8652.7555.0956.2858.40通过计算可知各尺寸油管安全注气量均高于地质设计的配注量，因此不会发生

14、冲蚀作用，均满足安全注气要求。但考虑油藏吸收条件较好可能存在配注量调高的需求及便于测试的需求，因此设计采用89mm油管进行注气。（3）扣型与材质优选表3 制氮设备来气组分组分N2O2与其他气体mol（%）95.74.3由于来气组分中还有氧气，参考宝钢的腐蚀环境试验如下：腐蚀环境：1% NaCl水溶液，纯O2压力4MPa，温度60，流速2m/s，折合地面配注量约20104m3/d。表4 宝钢提供的氧气腐蚀数据试样平均腐蚀速率(mm/a)*平均腐蚀深度(mm)*平均局部腐蚀速率(mm/a)*L80-3Cr1080.68134.2N80137.40.87151.2试验结论：L80-3Cr的油管腐蚀速

15、率比常规N80油管慢1.27倍，防腐效果较好；宝钢没有符合现场的实验数据，但根据制氮车组来气组分：O2分压为1.376MPa注气条件远不如比实验情况苛刻，可参考西北局现场实验数据如下：西北局注氮气含氧5%，油管采用N80，腐蚀严重，寿命不到一年。上端油管无腐蚀，腐蚀部分从油层以下含水段开始。考虑注气管柱不进入油层，为无水环境，经宝钢建议目前3Cr材质可满足现场需求，考虑高压注气需求，油管螺纹设计采用BGT2气密封螺纹扣。因此，结合现场注入氮气的纯度（95%以上），考虑到井底油管的氧腐蚀问题，推荐采用L80-3Cr油管。（4）油管强度校核根据封隔器坐封位置及油管下入深度，综合考虑主要受力因素对管

16、柱的影响，对73mm 、88.9mm油管进行管柱强度校核均可以满足注气要求。根据目前现场试验情况，推荐采用88.9mm L80-3Cr气密封螺纹油管。表5 管柱在不同状态时强度校核状态类型规格（mm）管柱自重（kN）浮力（kN）温度效应力（kN）膨径效应力（kN）轴向力（kN）安全系数自由状态73326.54-40.80285.742.2688.9469.57-58.45411.122.24注气末期73326.54-5.7631.7023.26375.741.7188.9469.57-8.2545.4133.32540.041.70坐封状态73326.54-40.8059.5230.78376

17、.031.7288.9469.57-58.4585.6044.08540.801.70考虑老井水平井目前井身结构，为244.5mm技术套管+悬挂177.8/168.28mm尾管结构，为保证注气安全，注气管柱封隔器不下入尾管段，因此管柱下深按不超过3500m进行设计。分别对73mm、88.9mm油管进行管柱强度校核，均可以满足注气要求。根据目前现场试验情况，推荐采用88.9mm L80-3Cr BGT2气密封螺纹油管。3.2.2井下工具优选根据注气井的特点，在井下注气管柱配套了油管短接、循环滑套、封隔器、堵塞器坐落短接等工具，来实现相应的功能。表6 管柱应有的功能和对应的配套工具井下工具内径mm

18、外径mm长度m备注油管7689循环滑套71.5108.971258.2120m可移除式封隔器101.6211堵塞器坐落短接71.5114.3369.32综合上述分析，管柱推荐方案：管柱采用3Cr、气密封螺纹油管，管柱上配套油管短接、循环滑套、封隔器、堵塞器坐落短节。优化设计后的管柱具备以下功能：（1）能够建立油套环空的沟通通道，利于后期作业；（2）能够实现地质监测地层参数的要求。3.2.3井口装置优选按照注入量和井底流压，根据注气井井筒内气体流动能量方程推算井口压力，参考平均温度和平均压缩系数公式，推算出井口压力，注入时考虑2MPa的启动压力，井口注入压力为26MPa左右，根据现行井口装置标准

19、，推荐选用压力等级为35MPa的井口装置。表7 井口选择项目指标备注连接形式金属金属气密封耐压35 MPa井口压力为23.8MPa左右。材料级别AA主要腐蚀为O2，但属无水环境，不存在腐蚀温度L级（-4682）井口所处的环境（辽宁地区冬季温度-30）。公称通径（mm）65图5 井口装置示意图3.3优选配套地面注气工艺，保证注气系统连续稳定3.3.1 电驱膜分离法注氮气地面工艺膜分离法注氮气地面工艺流程主要包括：降噪房、制氮设备、增压设备、地面管线流程和井口5个部分。降噪房制氮设备增压设备地面管线流程井口膜分离制氮的原理是：以化学位差为推动力，利用分离膜（两相间的相介质），通过促进或限制两相间的

20、特定物质传递来实现混合气体或液体的分离。膜分离技术利用一种具有特殊选择分离性的有机高分子和无机材料来形成不同形态结构的膜，在定驱动作用下通过双元或多元组分透过膜的速率不同具有选择性渗透和扩散的特性，来分离和纯化气体。图6 膜分离制氮原理图3.3.2 深冷法液氮注入地面工艺膜分离法注氮气地面工艺流程主要包括：氮气运输车、单层卧式储罐、柱塞泵、气化器、地面管线流程和井口6个部分。氮气运输车单层卧式储罐柱塞泵气化器地面流程井口深冷空分是传统的制氮方法，先将空气液化，然后根据空气中的氧和氮的沸点不同，将液化空气在精馏塔中的进行多次蒸发和冷凝（此过程称为精馏），并经过多次传质和传热过程，达到分离氮气的目

21、的。深冷空分制氮量范围广，工艺成熟，产品纯度高，但是它的费用高同时储运困难，不符合油田流动作业基本要求。3.4非烃类气驱规模注入，取得阶段性成果3.4.1整体优化，规模注入潜山注氮气初步方案10口井。目前潜山注氮气井组达到7个：兴古7-H325、兴古7-H306、兴古7-H322、兴古7-H102、兴古7及兴古7-H6，兴古8，日注24.5万方，累注气2980万方。兴古7-H309的作业已完成，目前正在连地面流程。兴古7-H327和兴古7-H234工程方案已经审批完。表8 潜山注气井情况统计表井号注入介质转驱时间油压 套压 日注量 累注量 （MPa）（MPa）（万方）（万方）兴古7-H325氮

22、气2014.03.20212.62812.3兴古7-H306二氧化碳2014.03.1264.472吨2500吨氮气2014.09.2123.17.15.8575.2兴古7-H322氮气2014.10.05203.94602.9兴古7-H102氮气2015.1.425.245.8226.7兴古7氮气2015.1.15233.85.8218.4兴古7-H6氮气2015.2.1625.110.436.2合计24.529803.4.2见效明显，减缓递减注气井组周边有7口生产井见到受效迹象，日产油由注气前的376吨，上升到高峰期的452吨，气油比由228方/吨上升到高峰期332方/吨，平均油压由3.9

23、MPa上升到5.4MPa，已累积增油5665.7吨，累增气667104m3。表9 潜山注气受效井生产数据表井号注气前5天平均高峰日产油 （t）日产气 （m3）气油比 (m3/t)油压 （MPa）日产油 （t）日产气 （m3）气油比 (m3/t)油压 （MPa）兴古7-H253.5108412033.7658112431943.9兴古7-H22592167731826107.8312512908兴古7-H20964.5130232024.874.8157312105.5兴古7-H2265912576213370.6131911873.6兴古7-H3011019491740.948.3967120

24、03.6兴古7-H149.7196353955.243.3399149258.5兴古7-H206Z47.1106652263.549156103194.5合计375.8854622283.9451.81366113325.4（1）兴古7-H325该井于2014年3月20日开始注气，日注1万方，油压22.5MPa。5月22日-5月29日进行了五台阶吸气指示曲线测试，日注量由最初2.5万方，逐渐增加到最高12万方，油压由21MPa缓慢上升到最高23MPa，验证了潜山储层具备较好的吸气能力。目前油压21MPa、套压2.7MPa，日注2万方，累积注气812万方。图7兴古7-H325注氮气曲线兴古7-H

25、325周围2口井受效，兴古7-H225和兴古7-H2。兴古7-H225注气50天后受效，日产气和日产油有小幅上升。图8兴古7-H225生产曲线（2）兴古7-H322本井于2014年10月5日下午4点实现正常注气，注入初期油压21.8MPa，套压0MPa；2014年10月15日套压升高至8.9MPa，采取放套压方式保证安全注气。10月24日二号设备投注，实现两台套设备注入（单套制气能力1000标方/小时），形成日注4.8万方的能力，目前日注 4.5万方，油压20 MPa，套压3.9MPa，累注593.3万方。图9兴古7-H322井试注曲线受效井分析：该井组目前一线油井兴古7-H301和兴古7-H

26、226两口井受效，二线受效井一口兴古7-H225。1）其中兴古7-H301井之前停喷间开不出液，2014年11月15日，油压由0.7MPa上升到3.5MPa，恢复自喷，日产油13吨，最高时达40吨，目前日产油28吨，油压上升到3.9MPa，套压10MPa。 图10兴古7-H301生产曲线图11兴古7-H301油套压曲线从示踪剂监测资料上看，兴古7-H301井见到示踪剂显示，兴古7-H301在10月30日开始见到示踪剂，含量达到2.96g /l，11月6日含量达到最高的114.21g/l。（3）兴古7兴古7井于2015年1月15日实现注气，注入初期由于压力高间歇注入，目前正常，油压23MPa，套

27、压7.1MPa，日注5.3万，累注201.1万方。图12 兴古7井试注曲线受效井分析：兴古7-H1和兴古7-H2的日产气量明显上升。图13 兴古7-H1和兴古7-H2井生产曲线3.4.3开展液氮压水锥试验，探索注入气体高效利用途径在按方案加快连续注气井转注的同时，针对受底水锥进影响停喷关停低效井，开展注气压锥吞吐+增能保压试验。已经实施完3口井（兴古7-H234、兴古7-10-16、兴古7-H303），正在实施1口井（兴古7-H236）。压水锥试验利用原管柱实施注氮气压水锥吞吐试验，同时探索了注入气体高效利用途径。兴古7-H234井以注氮气压水锥、气体上浮替油、邻近停产井气举的“一箭三雕”理念

28、，实施注气放喷，相距15米的停产井兴古7-H321井累出油90吨，气5.6万方。3.4.4加强资料录取和动态调控，为优化调整奠定了良好基础。（1）开展吸气指示曲线测试，了解潜山上段和下段储层吸气能力兴古7-H325该井3月20日开始注气，日注1万方，油压22.5MPa，由于井下安全阀为非气密扣，造成气体渗漏，致使套压不为零且快速上升，为保证井口安全采取放套压措施，将套压控制在15MPa以内。5月22日-5月29日进行了五台阶吸气指示曲线测试，日注量由最初2.5万方，逐渐增加到最高12万方，油压由21MPa缓慢上升到最高23MPa。兴古7-H102日注量由最初5.8万方，逐渐增加到最高14.1万

29、方，油压由25MPa缓慢上升到最高28MPa。两口井吸气指示曲线的成功试验，验证了潜山储层具备较好的吸气能力。图14 兴古7-H325吸气指示曲线曲线图15 兴古7-H102吸气指示曲线曲线（2）开展跟踪分析和示踪剂监测，及时进行注采调整针对兴古7-H1、H2等井的气窜问题，分别于3月24日和3月26日对兴古7、兴古7-H102两个注采井组开展了两种气体示踪剂监测。根据综合分析结果及时对中段的兴古7井采取了停注措施，对底部的两个井组实施减量注气，使兴古7-H1、兴古7-H206Z两口井气窜得到缓解。此外有51口井监测出氮气组分。四、效果评价4.1开发指标通过一年多的非烃类气驱试验，在提高兴古7

30、块整体开发效果，稳定区块产量，取得了较好的效果，实现了“两增两降一控制”(1)两增：注气井组周边9口生产井初步见效，日产油由注气前的485吨上升到高峰期的560吨，平均油压由4.2MPa上升到5.4MPa。(2)两降：区块递减幅度有所减缓，月递减幅度由注气前的22.5吨/月下降到2015年16吨/月。图16 兴古7主体块采油曲线地层压力降幅有所减缓，月压降由注气前的0.22MPa/月下降到目前0.1MPa/月。 图17 兴古7井静压散点变化图(3)一控制：底水锥进井数有所控制。实施兴古7块非烃类气驱以前，潜山每年都有新增油井见水，严重影响潜山稳产。从2014年3月开始启动兴古7块潜山非烃类气驱试验以来，没有新增一口见水油井，潜山底水锥进速度得到有效控制。图18 兴古潜山见水时间分布图4.2经济指标截止到2014年底,通过在兴古7块开展的非烃类气驱技术探索与试验，累计增油7635t，累增气773104m3，按1255 m3气折算1吨油计算增油为6160t，合计累增油13795t，累积投入资金3922万元。技术创