雁翎油田注氮气先导试验2012.5.22

雁翎油田注氮气先导试验情况介绍华北油田公司2012年5月中国石油华北油田公司汇报提纲油藏概况一二三注氮气前的研究工作注氮气驱先导试验效果评价雁翎潜山油藏构造上处于冀中坳陷饶阳凹陷西北端的雁翎潜山带。区域构造位于饶阳凹陷蠡县斜坡北部，构造带具有“两隆一洼”的构造格局，东侧为雁翎潜山，西侧为刘李庄潜山。雁翎油田任丘油田雁翎潜山油藏一、油田概况雁翎潜山分为南北两个山头，具有统一的油水界面（3077m），产油层位属中元古界蓟县系雾迷山组，岩性以隐藻白云岩为主，为一复合型碳酸盐岩底水块状油藏。探明含油面积8.3km2，地质储量1695×104t，其中北山头955×104t，南山头740×104t。截止2011年底，累积采出原油513.52×104t，地质储量采出程度30.3％，可采储量采出程度99.73％，含水98.18%，已进入开发后期阶段。一、油田概况南山头北山头51、构造特征

潜山内幕构造为一由南西向北东倾斜的鼻状构造。走向北东20-25度，顶部平缓，潜山西侧被主断层切割成陡崖，其内部的雁44井断层将雁翎潜山分割为南、北两个山头，北山头埋深2843m，南山头埋深2967m。南山头北山头（一）地质特征62、储层特征储层岩性以隐藻白云岩为主，发育有缝、洞、孔多种储集空间,储集类型为裂缝孔洞型。裂缝以高角度缝为主，倾角大于70℃的占79%。从渗流特征上看，具有双重孔隙介质特征。储层以雾一、雾二组为主，隔夹层不发育，储层在平面上和纵向上的非均质都很强。储层为中低孔、高渗储层（孔隙度6%，有效渗透率1.97μm2）。II类储层储地比分布图构造高部位储层比较发育，物性也较好（一）地质特征73、盖层分布及密封性

油藏的盖层是下第三系沙二、三段的一套砂、泥岩地层。M1和M2泥岩层是两个很好的密封盖层。其中，M1泥岩层，厚度5.6～60.3米，稳定分布在整个潜山顶部，无论从该层的岩性还是分布状况看，密封性是可靠的。C1、C2砂砾岩超覆在雾迷山组地层之上，但岩性致密，发生气窜的可能性不大。（一）地质特征4、边界断层侧向密封性

控制雁翎潜山油藏的断层主要为油藏西侧的断层，断距较大，在下降盘与油层部位对接的地层为第三系沙二段。由于断层西侧与潜山油藏接触部位多为非渗透泥岩，同时，也存在同生断层泥岩涂抹形成断层泥的有利封闭条件，因此，该段地层对于雁翎潜山油藏起到了良好的封堵作用。（一）地质特征5、油藏特征流体性质

地面原油相对密度0.8941g/cm3，粘度104.6mPa.s；地下原油粘度15.9mPa.s；原油含蜡量14.5%，胶质、沥青质35.8%，凝固点39℃，体积系数1.06，饱和压力1.35MPa。

地层水总矿化度2943mg/L，氯根1341mg/L，水型为NaHCO3。温度和压力系统

油藏具有统一的温度和压力系统，原始地层压力30.12MPa，地层温度118℃。（一）地质特征10油藏类型

雁翎潜山为块状底水裂缝性碳酸盐岩油藏。原始油水界面3077m，雁翎潜山北山头顶面高度为2843m，最大含油高度234m；南山头顶面高度为2967m，最大含油高度110m。原始油水界面3077米雁翎油田雁19井～7井剖面图（一）地质特征油藏于1977年11月投入开发，1978年2月开始注水。经历了产量上升、产量快速递减和产量缓慢递减三个阶段。1、开发阶段划分低产缓慢递减阶段（81.12-目前）产量迅速递减阶段（78.7-81.11）产量上升阶段（77.11-78.6）（二）开发简况时间阶段名称时间（y.m）阶段末生产井(口)阶段末日产油(t)阶段末含水(%)阶段产油量(104t)阶段末采油速度(%)阶段采出程度(%)产量上升1977.11～1978.623799121.998.7817.215.83产量快速递减1978.7～1981.113157190.1308.511.2318.2低速缓慢递减1981.12～目前303398.2106.230.066.27雁翎油田不同开发阶段生产数据表截止到2011年12月，雁翎油田共有采油井30口，开井10口；注水井6口，开井2口。日产油33t，日产水1768m3，累积产油513.52×104t，累积产水2959.70×104m3，采油速度0.06%，采出程度30.28%，含水98.2%。日注水2744m3，累积注水4455.9×104m3，累积注采比1.033。（二）开发简况采用边缘底部注水方式，早期注水保持地层压力

采用边缘底部注水方式早期注水，有利于形成一个比较稳定的驱油前缘和重力作用的充分发挥。油藏于1977年11月投入开发，1978年2月开始注水，开发30多年来，目前仍有一部分油井在含水高于95%的情况下保持自喷生产。

采取了顶密边稀的三角形井网布井采用裸眼方式完井，提高油井的完善程度为了延长油井见水时间，油层的钻开程度一般都控制在30%以内。2、开发过程中的主要做法（二）开发简况1、任丘潜山与雁翎潜山储层特性对比（三）任丘潜山与雁翎潜山对比相同之处不同之处均属裂缝孔洞性碳酸盐岩块状底水油藏；储量规模：任丘油藏37606×104t，雁翎油田1695×104t。储层同为雾迷山组地层，岩性以隐藻白云岩为主；最大含油高度：任11山头922m，平均272m。

雁翎北山头234m。平均86m。裂缝以高角度缝（均大于70°）为主；埋藏深度：任丘油藏的埋深较深(-3250m)。

雁翎油田的埋深较浅(-2843m)。从渗流特征上看，均具有裂缝系统和岩块系统双重孔隙介质；裂缝的发育程度：任丘油藏比雁翎北山头要差一些两油藏无论在平面上还是纵向上，储层非均质性强，但隔夹层不发育，开发动态上反映油藏是一个连通的整体。总孔隙度相同：均为6%。有效渗透率相近：任丘1.25μm2

；雁翎1.97μm2

。2、任丘潜山与雁翎潜山油藏特性对比油藏雁翎任丘雾迷山地面原油密度，g/cm30.89410.8887地面原油粘度，mP·s104.662.54地下原油粘度，mP·s15.98.21原油含蜡量，%14.517.3胶质、沥青质含量，%35.826.45凝固点，℃3935.5体积系数1.061.083饱和压力，MPa1.351.3地层水矿化度，mg/l29433795氯根，mg/l13411867水型NaHCO3NaHCO3温度和压力系统具有统一的温度和压力系统具有统一的温度和压力系统原始地层压力，MPa30.1232.6地层温度，℃118120雁翎与任丘油藏流体特性及温度压力系统对比表（三）任丘潜山与雁翎潜山对比汇报提纲油藏概况一二三注氮气前的研究工作注氮气驱先导试验效果评价根据当时方案要求，在雁翎油田北山头雁33井开展注氮气现场先导试验，因此，针对雁翎油田北山头开展了相应的研究工作。1、油藏地质研究重点突出了油藏的盖层和断层的密封条件研究，以及构造形态与岩石体积计算，并重新论证了油藏孔隙类型，核实了储量，建立了三维裂缝网络，确定了构造模型、储层模型、流体分布模型。二、注氮气前的研究工作2、室内试验研究开展了原油混相试验、原油溶气膨胀试验、流体粘度试验及流体界面张力试验，并用PVTPACK热动力学模型进行了有关的计算。混相压力试验

氮气难以实现混相驱，注入压力为37MPa，采收率仅30％，天然气可以实现混相驱。原油溶气膨胀试验

天然气溶解度膨胀体积要远大于氮气流体粘度试验

注入天然气原油粘度降低程度要大于注入氮气界面张力试验

注入天然气气油界面张力小于注入氮气情况二、注氮气前的研究工作1-注入速度=5cm3/h;2-注入速度=2.5cm3/h水驱试验水驱条件下采收率与注入体积关系曲线

1-注入速度=5cm3/h;2-注入速度=2.5cm3/h气驱试验气驱条件下采收率与注入体积关系曲线水驱后剩余油主要存在于上方洞及裂缝的上壁，下方洞及裂缝下壁也有剩余油，数量多少与注入速度有关。而岩块内小裂缝中的油通过水驱无法采出。气驱的作用机理主要是重力分异，使得上方洞和裂缝上壁的油驱得很干净而下方油依然存在。通过气驱岩块中微裂缝油仍采不出来。二、注氮气前的研究工作3、油藏工程研究1）编制了注气井组试验方案选择雁翎油田北山头高部位作为注气井组试验区；——注气井：雁33井——流体界面（油气、油水界面）观察井：雁43、雁340、雁18、雁342、雁345井——油水界面观察井：雁34、雁45、雁10、雁341、雁49井——气体漏失观察井：雁30井二、注氮气前的研究工作2）流体界面形态及变化规律的研究

水驱过程中油水界面的形态及变化规律水驱开发过程中油水界面整体呈顶部高、边部低的锥状；受非均质性的影响及开采条件的差异表现为许多大小不一、高低不同、分布复杂的锥状综合体。二、注氮气前的研究工作关井期间油水界面的形态及变化规律在1989年3月至1994年9月五年半的关井期间内，油水界面下降13.67m，平均年下降2.49m。从界面变化的情况看，具有以下3个特点：◆初期油水界面下降较快，但很快进入稳定缓慢下降阶段◆各井界面变化差异较大，主要取决于储层渗流能力，储层渗流能力强，油水界面下降速度快。◆

关井5年后油水界面的基本形态没有改变顶部高，边部低的基本形态没有改变。只是顶部和腰部地区的油水界面下降，而边部油水界面基本未变，这样锥状态势就有所减缓。

雁翎油田北山头关井后油水界面变化曲线二、注氮气前的研究工作1）对注气效果的初步估算分别对裂缝系统、岩块系统和阁楼油三部分的新增可采储量进行了预测。雁翎油田北山头注气可增加可采储量54.7～73.4万吨，预计提高采收率5.7～7.7%。4、对注氮气效果预测及认识

2）注氮气提高采收率机理通过驱动压差、重力作用以及驱动方向的改变，采出大缝大洞里的剩余油，即残余在裂缝系统主体部分的剩余油。通过驱动压差、重力作用和改善流动条件，动用中等缝洞和小缝小洞里的剩余油，涉及裂缝和岩块两个系统。通过原油溶气后的体积膨胀，将岩块内小缝小洞及连通较好的部分微裂缝里的原油部分驱出。二、注氮气前的研究工作

3）注气提高采收率条件下的生产问题进行研究

对注气试验后开井生产方式进行了研究。根据注气动态和流体界面变化，提出了对不同类型的注气反应井采取不同的开井生产方式，试验结果证明这样的开井生产方式是正确的。二、注氮气前的研究工作汇报提纲油藏基本概况一二三注氮气前的研究工作注氮气驱先导试验效果评价1、注氮气前的油藏开发概况

雁翎油田北山头于1977年11月投入开发，至1989年3月底根据注气方案设计要求关井，经历了11年的开发历程。到1989年3月底，雁翎油田北山头共有21口井，其中采油井13口，注水井2口，观察井6口。采油井开井11口，平均单井产量4.2t/d，日产水平46t/d，累积产油322.93×104t，采油速度0.18%，采出程度33.82%。（一）实施概况2、注氮气前的油藏剩余地质储量

雁翎油田北山头雾迷山组油藏地质储量为955×104t，可采储量332×104t，至1989年3月底已累积产油322.93×104t，剩余可采储量9.07×104t。在关井期间，由于油水界面的下降，使纯油带的地质储量增加28.93×104t。第一次注氮气前油水界面之上的纯油带剩余地质储量79.43×104t。（一）实施概况

雁翎北山头自1994年10月6日开始注气，经历了三次注气。

第一次:1994.10-1995.12，注气2122.29×104m3。第二次:1997.8-1998.1，注气950.24×104m3。第三次:1998.9-1999.8，注气1483.66×104m3。

截止到1999年10月，累积注入氮气4556.18×104m3，折合地下体积25.2×104m3。形成了两个流体界面：气油界面和油水界面；三个流体分布带：人工气顶、含油富集带和水淹带。3、注氮气现场实施概况（一）实施概况1、流体界面变化规律注气过程中气体先主要沿大裂缝运动，随后波及中小缝洞，在驱动力和重力作用下，使顶部阁楼油下移。雁43井：注气时气油界面下降，推动油水界面也下降；停注时界面同时回升。敏感的动态反映了该井与注气井有很好的连通关系。(二）注氮气效果评价及认识雁18井：距注气井较远，见气以后，气油界面一直下降。停注时，界面也出现回升的态势，说明气体在远距离运动过程中，同样是主要沿大裂缝运动。一旦驱动力停止，重力明显发挥作用，气体逐渐进入次一级裂缝，扩大了波及体积，使得界面有所回升。1、流体界面变化规律停注过程中，注入的气体逐渐渗入次一级裂缝，并使气油界面有所回升。未发现气体渗漏现象，说明盖层及断层的密封性良好。(二）注氮气效果评价及认识从流体界面的变化情况看，由于注气，油水界面的下降速度较关井平衡阶段明显加快，在1989年3月至1994年9月五年半注气前的关井期间内，油藏平均油水界面由2898.27m下降至2911.94m，下降13.67m，平均年下降2.49m。从注气开始到开井生产前，油藏平均油水界面下降至2929.57m，在一年半的时间内油水界面下降17.63m，平均年下降11.75m。1996年3月29日开始试生产，不同部位的采油井有不同的开采特点，可将采油井分为三类：腰部井、边部井、顶部井。2、油井基本动态特征(二）注氮气效果评价及认识边部有两口井雁10、雁21投入生产，主要开采特点有以下两点：

初期含水高，含水上升快

雁10井于96年3月投入试生产，开井初期含水高达90.7%，生产仅三个月，含水就上升至96.4%，与89年3月关井时的含水相同。1）边部生产井的动态分析(二）注氮气效果评价及认识

产量递减快雁10井初期日产油15.9t/d，开井18天后，日产油量便降到1989年3月关井前日产油量（13t/d）以下，生产不到四个月，日产油量降至3.9t/d，平均月递减高达29.63%。雁10井开井时油水界面在生产井段内，油水界面以上纯油段只有1.83m，界面以下水层段有28.2m，在此条件下开井生产，其开采效果必然极差，这也说明边部井未见到注气效果。(二）注氮气效果评价及认识腰部生产井分为两类：即注气受效井（雁35、341、斜1、22井）和未受效井（雁45、346井）。未受效井的开采特点与边部井基本相同，受效井的开采动态分为以下两个阶段（以雁35井为例）：

产量下降阶段开井生产后日产油量较高，在投入生产后的5～10个月内，日产油量下降速度较快。1996年4月开井初期，雁35井日产油56.6t，含水21.8%，生产6个月后，日产油降至10.2t，含水升至80.6%，平均月递减24.8%。产量递减大的主要原因是富集油高度较小，底水锥进所致。2）腰部生产井的动态分析(二）注氮气效果评价及认识

产量缓慢递减阶段当油井含水上升至80%以上时，递减速度明显减缓，在1996年12月到1998年12月，雁35井日产油量由12.0t下降至5.3t，含水由79.3%上升至93.9%，平均月递减仅3.35%。2）腰部生产井的动态分析(二）注氮气效果评价及认识3）顶部生产井的动态分析顶部受效井井筒内气、油、水三相共存，为使油井能正常生产，开展了悬挂尾管自喷开采的采油工艺试验，以雁43井为例，介绍悬挂尾管井的开采特点：开井生产即高含水，含水在85%以上，两个月后含水上升至92.4%。油井高含水生产的主要原因有以下两点：

生产井段内产水层厚度大，富集油段的产油层厚度仅有18m，而产水层厚度却有44.4m、182.1m。

水的流度远大于原油的流度。(二）注氮气效果评价及认识1）油藏形成新的富集油厚度在注气期间，雁43、18、34、340、342井陆续测到气油界面，1996年3月平均气油界面深度2885.7m，油水界面由1994年9月份的2911.94m3、注氮气的实施效果评价下降到1996年3月开井生产前的2929.57m，在气油、油水界面之间形成了约44m厚的新的原油富集带。(二）注氮气效果评价及认识腰部雁35、341、斜1井在1989年3月关井前，日产油量分别为6.8t/d、3.3t/d、5.5t/d，含水分别为97.3%、99.0%、96.2%。从开井生产后一直维持着较高的日产油量，尤其是开井初期，日产油量分别达到