注氮气提高采收率资料

注氮气提高采收率氮气气源

空气中78%为氮气,是氮气的主要来源,但如何从空气中分离出纯净的氮气,一直是技术上的难题。目前基本上采用2种方法：

一是利用冷却技术：根据氧气与氮气不同的沸点,把空气冷却至-200℃以下液化,使二者分离开,这样获得的低温液氮具有纯度高、膨胀体积大的特点,但它无法使用普通压缩机作业,必需专用的液氮设备,而且液氮在常温条件下储存、运输都较为困难,成本也比较高；

二是利用先进的分子膜技术：在常温条件下直接从空气中分离出氮气,优点是方便,无氮源远近之限制,制备出的氮气可直接用于普通压缩机处理,省去了液氮运输花费和不便,更为经济,但它供气能力有限,需多组并联使用,短时间内无法满足压裂、酸化等大液量、高压力的工作需求此外,还可利用化学方法生成氮气,大多工艺复杂、成本高、生成量小,应用范围仅限于部分特殊需求。

1.注氮气开采机理

2.注氮气对地层流体PVT相态特征的影响3.适合注氮气的油气藏条件4.现场注氮气设备5.注氮气提高采收率应用实例6.氮气在油田的应用注氮气提高采收率1.注氮气开采机理注氮气开发油田通常通过以下机理来提高原油采收率：（1）多次接触混相驱(包括作为驱替CO2、富气或其它驱替剂与地层原油混相段塞的后缘注入或者气水交替注入混相驱)；（2）多次接触非混相驱或近混相驱；（3）循环注气保持地层压力；（4）顶部重力驱。混相驱或非混相驱适于油层物性较差、原油中含一定溶解气、原油重度在38～51ºAPI(0.8348～0.7753)、油气藏埋藏较深的轻质油藏；循环注气保持地层压力，适于注水效果差、低孔隙、低渗透、原油重度在31～60ºAPI范围、埋藏较浅的油藏；而重力驱适合于油层物性好、埋藏较深、闭合高度大的盐丘或背斜油藏。

1.1混相驱

氮气很难与油藏原油发生一次接触混相，但在足够高的压力下可与许多油藏原油达到蒸发气驱动态混相，即注入的氮气与油藏原油之间经过多次接触和多次抽提，原油中的中间烃组分不断蒸发到气相中，当气相富化到一定程度时便与原油达成混相。图1-1氮气蒸发气驱混相过程图

1.注氮气开采机理1.1.1连续注入氮气混相驱如果用气液两相组成的变化来表示这一过程，其驱替机理可用下图给出的组成三元相图来描述。图1-2氮气多次接触汽化气驱前缘混相机理1.注氮气开采机理注氮气要求原油的轻烃和中间烃含量高，故一般来说实施的难度比较大且适用范围较窄，但却较之于注CO2和烃类气体具有资源丰富、价格低廉的优点。为了充分利用CO2和烃类气体易混相的特点，同时也为了降低使用CO2和烃类气体的成本，可通过注氮气推动CO2或烃类气体段塞混相驱来提高采收率，其开采机理与CO2和烃类气体混相驱机理相似。如果易混相气体段塞的尺寸选择合理，则用氮气推动混相段塞的驱油效果会比连续注入氮气效果较好，经济效益会更高。1.注氮气开采机理1.1.2注氮气推动易混相气体段塞混相驱1.1.3交替注氮气注水混相驱1.注氮气开采机理在注氮气驱过程中，由于氮气的粘度远低于油藏原油，产生的流度比会造成前缘气体的粘性指进。为了减少气窜的不利影响，保持驱替前沿混相带的稳定性，改进波及效率，在注入工艺上可采用交替注水注氮气驱替方式。交替注水注氮气驱替方式主要用于混相驱，也可用于非混相驱。虽然交替注水注氮气混相驱可将注水和注气混相驱的优点有效地结合在一起，但在现场实施中，会出现注入气因重力作用而产生超覆现象，注入的水则会因重力作用而下沉，形成垂向上的粘性指进现象。因此针对不同的油藏，需通过长岩心驱替试验和油藏模拟来研究确定合理的气水比及气水段塞尺寸，以减少重力分异。对交替注水注氮气非混相驱，只要在合理的水氮气比及合理的注入速度下进行，就能采出数量可观的水驱剩余油，但其油量在很大程度上取决于油层岩石的相对渗透率特性。1.注氮气开采机理1.2非混相驱机理当原油与驱替流体之间存在有界面，即存在界面张力时候驱替过程称之为非混相驱替。当油藏注水开发到一定程度时，就会产生油藏高含水、水驱采收率较低、注水困难而残余油饱和度较高等不利情况。这时，可以采用注氮气开采剩余原油。1.注氮气开采机理

（1）改变流动方向，驱替裂缝通道中的残余油油田经底部注水后改用顶部注氮气，改变了渗流空间的压力分布，可能“疏通”某些被阻塞的“死油”和“剥脱”裂缝面上的部分粘附油，从而降低裂缝通道网络中的残余油量。

（2）通过原油体积膨胀排出残余油溶解氮气后，残余油体积膨胀，使得部分的残余油从其滞留的空间“溢出”而形成可采出油；另一方面，原油在含油流动空间中膨胀排挤一部分水而形成油排水过程，可改善油的相对渗透率。此外，原油溶气后，粘度明显降低，这也有利于原油的流动和开采。

其主要增产作用机理如下：1.注氮气开采机理1.3重力稳定驱氮气在原油及地层水中的溶解度都很低，因此其主要驱油机理并不是改变油的流动特性，而是依靠自身优越的条件通过在适宜的地层中控制粘性指进和重力舌进来达到提高采收率的目的。注气重力驱是指对倾斜、垂向渗透率较高的地层，在含油气构造顶部注气，利用重力分异作用保持压力或部分保持压力开采原油和天然气，其采收率是所有非混相驱中最高的。1.注氮气开采机理由于注入气与原油间存在很大的密度差，因此应低速开采，使重力足以让密度较小的气体与原油分离，以便当气体指进欲形成时得以抑制。同时要求油层具有足够高的垂向渗透率，以便使油气在垂向方向能有效地分异和移动。此外，注气速度还应当小于临界速度。由于临界速度与气液密度差成正比，因此注氮气重力稳定驱时，临界速度越大，对注入速度的限制就越小。根据开采方式，可将重力驱分为两种形式，即向含油构造顶部注气和向含油气构造的油柱注气。1.注氮气开采机理1.4保持地层压力对于凝析油田，若用衰竭法开采，由于压力降到露点压力之下会在油液内残留大量的反凝析油，因而采收率很低。凝析气液一般需要在保持压力下开采，挥发性油藏和许多重质油藏也需要保持压力来改善开采效果。注氮气保持压力的目的是使油气藏的压力保持在露点或泡点之上，以避免出现反凝析或溶解气逸出而降低凝析油和原油的采收率。1.注氮气开采机理1.注氮气开采机理

2.注氮气对地层流体PVT相态特征的影响

3.适合注氮气的油气藏条件4.现场注氮气设备5.注氮气现场应用6.氮气在油田的应用注氮气提高采收率2.注氮气对地层流体PVT相态特征的影响图2-1氮气-油藏原油体系溶解-抽提组成变化

2.1氮气的溶解—抽提(蒸发)效应

图2-2氮气-油藏原油体系抽提组成变化

2.注氮气对地层流体PVT相态特征的影响

氮气在地层原油中的溶解度对原油PVT相态特性的影响，可通过氮气—地层原油体系的PVT相态实验观测得到。对氮气驱影响较大的因素包括：在地层原油中注入不同比例氮气时，氮气对地层原油饱和压力的影响，以及饱和压力下氮气对地层原油粘度、体积系数、气油比和脱气油密度的影响。现以一典型的油藏原油体系为例来进行说明。已知该油藏的地层温度为82.0℃，地层压力为26.5MPa；原油的溶解气油比为174m3/m3。向原油中注入不同比例的工业氮气，通过实验可观测到注氮气量对原油PVT性质的影响。2.2氮气溶解对地层原油PVT相态特性的影响2.注氮气对地层流体PVT相态特征的影响图2-3不同注氮气比例对油气体系饱和压力的影响

2.2.1地层油的饱和压力2.注氮气对地层流体PVT相态特征的影响2.2.2地层油粘度的变化图2-4不同注氮气比例对油气体系粘度的影响2.注氮气对地层流体PVT相态特征的影响2.2.3容胀特性图2-5不同注氮气比例对油气体系体积系数的影响

2.注氮气对地层流体PVT相态特征的影响据注入不同比例氮气和富气后地层原油的气油比变化数据分析，当注入的氮气和富气摩尔百分含量相同时，在饱和压力下，注氮气使原油气油比增加的程度小于注富气使原油气油比增加的程度，如图2-6所示：图2-6不同注氮气比例对油气体系气油比的影响

2.2.4气油比2.注氮气对地层流体PVT相态特征的影响注氮气或注富气时，随气体注入比例的增加，饱和压力下地层原油性质相对变好，其轻质组分含量逐渐增多，当对溶气原油进行闪蒸分离时，由于轻质组分的影响，使闪蒸分离所得的地面脱气原油相对变重。图2-7是氮气的注入引起脱气原油密度增加的程度明显高于注入富气的情况，

2.注氮气对地层流体PVT相态特征的影响2.2.5脱气原油密度图2-7不同注氮气比例对脱气油密度的影响这正是氮气对原油产生强烈的闪蒸抽提作用所引起的结果；相反，富气由于含有较多的中间烃组分，对原油的闪蒸抽提作用要弱得多。在实验中取一含地层原油的岩心样品，在温度为60℃、压力为21MPa的条件下向岩心中注入氮气，表2—2分别给出了注入0.14、0.50和1.5倍孔隙体积(PV)的氮气后，岩心中原油组成所发生的变化。2.3.1地层油组成变化2.注氮气对地层流体PVT相态特征的影响2.3氮气抽提作用对地层油PVT相态特性的影响组分注氮气前注0.14倍PV的氮气注0.5倍PV的氮气注1.5倍PV的氮气CO20.020.000.000.00N20.655.4013.3121.95C145.0235.9715.682.60C212.4511.819.812.50C38.939.129.523.87iC42.622.793.21.59nC43.413.714.472.42iC51.631.832.411.59NC51.391.582.141.48C61.441.321.871.83C7+22.4426.4737.8960.19100.00100.00100.00100.00表2-2注氮气量对地层油组成的影响(mol%)

2.注氮气对地层流体PVT相态特征的影响通过实验可以观测到，随着注氮气量的增加，氮气抽提作用使岩心中地层油的密度增大，显然这是由于地层原油中的中间组分再汽化作用所至(图2—8给出了实验观测结果）。

图2-8氮气注入量对原油密度的影响

2.3.2地层原油密度变化2.注氮气对地层流体PVT相态特征的影响由于氮气的抽提作用可导致地层油组成变重，在岩心驱替过程中注氮气量的增加必然导致原油粘度增加，正如图所示。

图2-9氮气注入量对原油粘度的影响2.3.3地层原油粘度变化2.注氮气对地层流体PVT相态特征的影响由于氮气抽提作用使岩心中地层油的轻烃和中间组分再汽化，原油的重质组分含量增加，使得氮气在地层油中的溶解度下降，从而随着氮气注入量的增加，引起地层油气油比降低。图2-10氮气注入量对原油气油比的影响

2.3.4地层原油气油比变化2.注氮气对地层流体PVT相态特征的影响1.注氮气开采机理2.注氮气对地层流体PVT相态特征的影响

3.适合注氮气的油气藏条件4.现场注氮气设备5.注氮气现场应用

6.氮气在油田的应用注氮气提高采收率3.适合注氮气的油气藏条件表3-1氮气参考筛选准则

注氮气适用于以下各种情况:在低渗透油田保持压力二次采油；在深层高压或超高压低渗透轻质油藏注氮气混相驱替；气顶油藏注氮气重力稳定开采；重质油藏注氮气开采。3.适合注氮气的油气藏条件

（1）渗透率：垂向渗透率大于200×10-3或更高（重力驱）。

（2）层间非均质性：层状非均质性使注气驱油效率降低。

（3）油层深度：仅3000m以上的深油层适合采用氮气混相驱。

（4）油层温度：实验表明，当温度小于38℃时，注氮气达不到混相驱条件。

（5）油层压力：注氮气要求油层压力高于27MPa，否则为非混相驱替。3.适合注氮气的油气藏条件3.1油层性质

（6）饱和压力：若饱和压力大于最低混相压力，应使注入压力等于饱和压力；若对油藏进行保持压力开发，应使注入压力高于油层饱和压力；若对凝析气藏进行注氮气保持压力开发，则应选择注入压力使气藏保持在露点压力以上开发。

（7）油藏流体的饱和度：通常要求原油饱和度大于20%，对注氮气非混相驱替，原油饱和度应大于50%。

（8）不利的油气藏：裂缝发育、有强烈水驱的油气藏。3.适合注氮气的油气藏条件

（1）原油粘度和相对密度

原油的相对密度高，表明含重质烃类较多，粘度一般较大，此时注氮气就易发生粘性指进，导致驱油效率低。

适合于在高压下注氮气的油藏，其原油的相对密度一般应小于0.8498，粘度应小于10mPa․s。

（2）原油溶解度含有一定溶解气的原油适于注N2，而不含溶解气的原油注氮气效果相对较差。（3）原油组分和性质如果原油中含有相当量的中间烃，则易形成氮气与原油的混相，因而要求注氮气混相驱的油藏原油必须富含中间烃组分。3.适合注氮气的油气藏条件3.2原油性质1.注氮气开采机理2.注氮气对地层流体PVT相态特征的影响3.适合注氮气的油气藏条件

4.现场注氮气设备5.注氮气现场应用6.氮气在油田的应用注氮气提高采收率4.现场注氮气设备油田现场制氮注氮装置包括两大部分：一是制氮，二是将制出的氮气按不同的要求配置注入到地下油藏中。对制氮装置一般有以下要求。（1）根据油藏油质、地层结构、制氮的用途，以及对氮气的纯度和产量的要求(一般氮气在95%～99%左右)，决定制氮设备。（2）注氮装置包括氮气压缩(增压)机、注氮管线、注氮井口及计量控制装置。4.1注氮气设备要求4.现场注氮气设备（3）注入氮气的压力取决于被注入地层的压力，一般在10～40MPa。（4）制氮注氮装置应具有移动性。（5）应适宜野外作业的工作环境。（6）应满足体积小、便于撬装、启动快、操作方便、能耗低、寿命长、稳定可靠性好等要求。依据空分制氮的经验和先进的工艺设计，参照美国广泛应用的油田注氮系统，我国已开发了适合中国油田使用的油田现场制氮注氮系统。油田用制氮注氮系统工艺流程:空气源系统空气处理系统膜分离制氮系统氮气增压系统混和系统化学剂储存、计量注入系统4.2油田专用制氮注氮系统4.现场注氮气设备1.注氮气开采机理2.注氮气对地层流体PVT相态特征的影响3.适合注氮气的油气藏条件4.现场注氮气设备

5.注氮气现场应用

6.氮气在油田的应用注氮气提高采收率5.现场应用试验区为卫42块卫42-14井组，含油面积为0.44km2，井组共有地质储量为0.63×104t。油藏深度3380m，平均孔隙度为13%，平均空气渗透率为3.5×，地层原油粘度为1.24mPa·s，地面原油粘度为9.01mPa·s，原始气油比为135m3/t，原始地层水矿化度为27.7×104mg/L，地层温度为121℃，原始地层压力为36.15MPa，井组1997年8月开始投产，到1999年2月，共投入5口油井，平均单井日产油12t,到2000年6月平均单井日产油2.1t,累计产油2.33×104t，采出程度为7.6%。5.1.1试验区地质概况5.1中原油田低渗透油藏氮气驱矿场先导试验

选择卫42-14井作为注入井，对应油井有濮82井、卫42-9、卫42-8、卫42-4井；与濮82井、卫42-8井、卫42-9井的井距在200～300m之间，主要生产层位沙三中3、沙三中4油层连通良好。选择卫42-14井沙三中4砂组的1～7小层，在3387.1～3418.0m井段实施注气。5.1.2注气方案5.现场应用5.现场应用目的层上面下封隔器，采用了RTTS封隔器，位置在3377m处，目的层下面注灰，灰面位置为3470m。由于是小规模先导实验，使用原中原油田井下作业公司引进的注液氮车组，购买附近化工厂液氮试注，注入井内变为气态。采用连续注气方式，日配注气量23m3液氮，折合标准态氮气15778m3/d，注入总液氮1568m3，总注入周期68d。卫42-14井组氮气驱先导试验取得了以下几项成果:(1)在注水极其困难的特低渗透区块，注氮气驱油技术是可行和有效的。卫42块在注水泵压42MPa下日注只有8m3。注氮气在泵压56MPa，能完成配注，最高日注能力可达31.8m3液氮，折合日注标准态氮气21814.8m3。这项指标达到并超过方案要求。最高注气压力时60MPa，排量为50m3/min气态氮气，相当日注氮气72000m3。5.1.3注气方案实施效果5.现场应用(2)单井增油效果明显。注氮气前，井组产量具有非常明显的递减趋势，注氮气后产量有一个明显的回升。2000年6月3日开始注气，濮82井产量从2000年7月21日的2.6t开始上升，到2000年8月1日产量上升到4.4t，产量升高1.8t，截至10月25日，累计增油171t，具有明显的增油效果。井组合计日产油也有明显的增油效果，平均日增油达到4.6t，截至2000年11月31日，累计增油646t，停止注气后产量迅速下降。5.现场应用5.2.1地质概况5.现场应用5.2辽河油田锦90注氮气水气交替非混相驱试验

锦90块为单斜构造上的断鼻斜坡,沉积相为扇三角洲前缘相砂体,岩性为中—细砂、砂砾岩与泥岩呈互层状组合。兴隆台油层埋深985～1150ｍ,平均油层有效厚度20.4ｍ(7层),孔隙度21.8%～29.7%,渗透率0.990～1.164μｍ2。50℃脱气原油粘度494mPa·ｓ,油藏原始条件下原油粘度110～129mPa·ｓ,20℃原油密度0.962ｇ/cm3。根据稠油分类标准界于普通稠油Ⅰ类和Ⅱ类之间。5.2.2开采特征5.现场应用锦90块有11口井投产初期进行了常规干抽生产,平均生产时间161ｄ,平均单井日产油18.5ｔ。蒸汽吞吐阶段产量较高,但油藏动用程度较低。当蒸汽吞吐开采到地层压力为6MPa左右、采出程度22.1%时,4个井组转入了水驱开发。一年内大部分井见效,日产油由转驱时的61ｔ升高到137ｔ,日产液由转驱时的181ｍ3升高到376ｍ3,采注比由0.16升高到1.05。但在这以后一个月内,由于纵向上吸水强度不均,生产状况发生了急剧变化,日产油由137ｔ下降到76ｔ,含水上升,在个别井上表现出明显的水窜。5.2.3开发方式确定5.现场应用针对锦90块兴隆台油层的现状,采用数值模拟、经济效益预测方法,对后续开发方式进行了优选(表1、2)。因为非混相驱的调剖作用,其采收率、净产油及经济效益(表现在原油成本低)明显高于其它方式,因此,确定区块全面转为非混相驱开发。5.现场应用表5-2开发调整方式经济效益预测表5-1开发调整方式5.2.4开发调整优化设计5.现场应用数值模拟分别对氮气+磺酸盐溶液的注入速度、注入温度、气液比等进行了研究。（1）注入速度

数模计算了100、150、200、250ｍ3/ｄ4种注入速度的非混相驱效果,以较高的采收率和适当的采油速度为目标,确定采用150～200ｍ3/ｄ的注入速度。（2）注入温度温度升高有利于降低原油粘度和加快分子活动速度、发挥表面活性剂的作用,从而提高驱油效率。但从数模计算结果看,温度超过80℃,驱替效果变差,采油速度过低。因此确定注入温度为80℃。5.现场应用（3）气液比数模计算了注入气液比分别为1∶0.5，1∶1.0，1∶1.5，1∶2，1∶2.5对采收率和采油速度的影响。其中1∶1.0采收率较高,采油速度适中。因此确定注入氮气与水的比值为1∶1.0,当氮气在生产井突破时,气液比可降低。按照上述设计,预计非混相驱可累积生产2600ｄ,累积注水483×104ｔ,其中磺酸盐1.05×104ｔ,氮气212×104ｍ3(地下体积),累积产油37.85×104ｔ。阶段采收率可达9.03%,最终采收率43.94%。5.现场应用5.3RyckmanCreek油田注氮气重力驱开发

5.3.1地质概况该油藏是一个具有厚气顶、含油环和底水的油藏，含油面积8.094km2。气顶天然气储量56.6×108m3，凝析油储量55.6×104t，油环原油储量983×104t。油层为侏罗系的Nugget砂岩，砂岩全厚259.38m，砂岩连续性好，几乎无泥岩夹层，油层较均质。油田的气顶最大厚度121.92m，油柱60.96m，油层厚度152.4m。油层平均孔隙度14.7%，渗透率90.2×，束缚水饱和度20.6%，原油重度0.7927，原油体积系数1.705m3/m3。油层深2133.6m，温度为66℃，压力为20.7MPa。

5.现场应用5.3.2开发情况

RyckmanCreek油田1977年开始注天然气，1981年开始注氮气重力驱保持压力开发。初期注氮气33.98×104m3/d，到1985年已增至67.96×104m3/d，累积注氮气达2×108m3，预计最终注氮气(22.7～25.5)×108m3。方案采用向构造顶部注气。设计预测，在活跃底水驱和气顶注氮气重力驱双重作用下，该油藏原油的最终采收率可达47.5%，比衰竭式开发提高14.1%，天然气采收率达60%，比衰竭式开发提高7.5%（见图5—2）。图5-2RyckmanCreek油田注氮气开采与不注氮气开采累积产气量对比5.现场应用1.注氮气开采机理2.注氮气对地层流体PVT相态特征的影响3.适合注氮气的油气藏条件4.现场注氮气设备5.注氮气现场应用6.氮气在油田的应用注氮气提高采收率6.其他应用氮气在油气生产方面的应用可主要概括为:

一是利用氮气的稳定性,将空气与易燃易爆的气体隔离开,起到安全生产的作用，如氮气置换作业；

二是根据气体密度低的特点,调节入井液的密度,主要用于低压易漏层的作业,如混气冲砂等施工；

三是依靠压缩气体卸压后的体积膨胀力,加强进入地层流体的返排,如泡沫压裂、泡沫酸化作业；

四是作为驱替介质,用于保持地层压力,提高油气采收率；兼有以上2种或3种特性,如氮气欠平衡钻井。6.其他应用6.1钻井

严重漏失地层多使用气体欠平衡钻井或泡沫钻井。低成本的空气钻井在经济方面颇具吸引力,但在油层中钻进时,空气很容易引起燃烧或爆炸。有时也采用天然气钻开产层,但仍潜在着很大的安全隐患。用氮气取代空气则可消除着火和爆炸的危险,同时混气液或泡沫液密度较低,减轻了钻头载荷,提高了钻头的穿透力和钻井速度,钻成的井壁和油层都比较干净,对返出的钻屑样品的分析也更快。氮气欠平衡钻井中,气体的介入减少或取代了钻井操作中常用的钻井液,使钻井液的压力低于地层压力,能够及时发现油气显示,对油层造成的污染轻,油井可以保持较高的生产能力。90年代后,水平井、分枝井的迅速发展和连续油管钻井的崛起更为氮气在钻井方面的应用提供了广阔的空间。6.其他应用6.2固井低压易漏和裂缝发育地层的固井中如何防止水泥浆漏失、有效保护储层是个难题,目前多采用低密度水泥浆体系加以解决。其中,泡沫水泥浆是一种较新的体系,与添加固形物降密度相比,其减轻剂为氮气,能在较低的密度下保持较高的强度,而且导热率、渗透率低。泡沫水泥中的氮气以细小的、高度分散的稳定气泡存在,使浆体具有可压缩性,水泥套管地层间的胶结更为紧密,极大的改变了界面胶结质量。由于泡沫水泥较其他低密度水泥含水少,因此对敏感性粘土、页岩、岩盐层的危害较小,更扩大了它的应用范围。美国、前苏联等国对这一技术的应用较为成熟,国内的胜利、长庆等油田采用化学发气式泡沫水泥浆固井也取得了满意的效果。6.其他应用6.3完井（氮气射孔）6.3.1氮气负压射孔负压射孔具有深穿透、高孔密、安全可靠的优点,还可利用负压导流作用清洁孔眼,在减轻污染和提高产能方面起到了很好的效果。一般情况下射孔负压值通过控制井筒内液柱高度来实现,而对一些特殊类型的油气藏,如稠油、胶结差、出砂、速敏性强的储层在负压值的界定上还难以准确把握,若作业不当,会对储层带来较大的伤害。采用氮气负压射孔可较好地缓解这一矛盾,用氮气柱压力来调节射孔负压差,选值范围可以更宽一些,射孔后通过调节氮气放空速度来控制诱喷负压,利用氮气可放空特性,省去了气举诱喷的工序。

这项技术在稠油层中应用较多,它有效避免了压井液与稠油接触产生冷敏的危害,在诱导稠油流动方面也优于液柱控制。6.其他应用6.3.2氮气正压射孔

氮气正压射孔是氮气负压射孔的进一步发展,它集正压射孔、负压反向冲击和气体压裂为一体。依据储层岩石参数及物性参数,将井筒内液面控制到一定高度,与地层压力形成合理的负压值,尔后向井内泵注氮气加压至射孔段处破裂压力以上,引爆射孔枪,井内蓄集的高压氮气借助射孔弹打开地层的瞬间,正向冲击地层,沿孔眼压开一定长度的裂缝,突破射孔压实带及钻井液损害带,随后将井内氮气压力卸掉,在负压作用下,近井地带流体涌入井内,疏通渗流孔道并冲洗孔眼,诱导油气流出井口。由于裂缝的形成,消除了射孔作业压实带的不利作用,改善了近井筒储层的渗流条件,在正压和负压的双向冲击作用及压力大小的波动下,使堵塞喉道处的污染物松动、脱落、冲散,随液流吞吐流入井筒,同时清洁孔眼,疏通泄油孔道,达到解堵、增产的目的。6.其他应用6.4修井修井过程中压井液渗入储层,引起的水敏、水锁是造成储层伤害的主要原因。低渗油藏由于流动孔喉很细,毛管力的束缚力强,水锁引起的不利影响较难解除,高粘土矿物含量更增加了水敏的潜在危害。类似吐哈油田,油质轻,挥发性强,且埋藏较深,空气气举安全性差,常规抽汲排液速度慢,深度有限,难以满足需求。氮气气举则是一种非常有效的排液手段,它可以完成中深井的快速掏空,形成大的返排负压,激励地层回流疏通渗流孔道,加快入井液的返排,解除水锁的影响,减轻水敏伤害。其它的一些修井作业,比如混气冲砂、负压洗井、混气水排液等工艺在高气油比、低压储层中也得到了成功的应用。6.其他应用6.5氮气垫测试

氮气垫测试主要是控制地层测试的压差保持在合理范围,这一点与氮气负压射孔相同。常规的液垫测试不能准确把握负压的选值,有时只能凭经验而定,气垫在压力调控方面优于液垫,测试时一般选用较小压差值,开井后根据实际情况确定氮气放空速度以调整测试压差,这样做可以防止压差过大,引起地层出砂堵塞测试工具,同时避免封隔器在瞬时反向压力下突动,坐封不严而导致测试失败。

用氮气垫测试能够取得清洁的地层流体样品,液性上不会受干扰,计量方面更为准确。中浅井中压差不大,可直接以气垫测试,而深井中要防止管柱受损,可与液垫配合使用。6.其他应用6.6混气压裂在注入压裂液的同时注入氮气,目的在于提高压裂液的自身返排能力,降低毛管力的捕集作用,减轻压裂液滞留于地层所产生的伤害。

主要增产机理:

1）利用前置氮气的隔离作用,有效避免地下原油与压裂液接触产生的伤害;

2）分散于压