吉素華，王元冬，周文健，楊 穎，李 芳，曹孝存

（中國(guó)石化河南油田分公司第二采油廠，河南唐河 473400）

河南油田稠油熱采氮?dú)舛稳麩崽幚淼V場(chǎng)試驗(yàn)

吉素華，王元冬，周文健，楊 穎，李 芳，曹孝存

（中國(guó)石化河南油田分公司第二采油廠，河南唐河 473400）

河南油田稠油熱采蒸汽吞吐從1987年開(kāi)始經(jīng)歷了24年，為提高開(kāi)發(fā)效果，2011年進(jìn)行了氮?dú)舛稳麩崽幚淼V場(chǎng)試驗(yàn)，周期油汽比、日產(chǎn)油得到相應(yīng)的提高，統(tǒng)計(jì)了氮?dú)舛稳碾A段應(yīng)用效果，分析了影響不同粘度稠油油藏氮?dú)舛稳麩崽幚硇Ч囊蛩?，明確了目前氮?dú)舛稳麩崽幚砉に嚨倪x井條件及適用范圍，為下步措施工作提供依據(jù)。

河南油田；稠油開(kāi)發(fā)；氮?dú)舛稳?；熱處?/p>

1 試驗(yàn)背景

熱處理是蒸汽吞吐生產(chǎn)過(guò)程中常用的注汽方式，主要有三種作用：一是特超稠油油井整周期注汽＋熱處理，延長(zhǎng)周期生產(chǎn)時(shí)間，改善吞吐效果；二是油井剛注完汽因泵況、出砂等問(wèn)題停產(chǎn)作業(yè)后近井地帶堵塞，熱處理解堵后利用地層余熱生產(chǎn)；三是受邊水影響油井熱處理，抑制邊水推進(jìn)速度。

氮?dú)舛稳麩崽幚碇饕?jīng)歷三個(gè)階段：常規(guī)熱處理階段（只注蒸汽不注氮?dú)猓偷鹊牡獨(dú)廨o助熱處理階段（氮?dú)庹羝?0.5∶1左右）及高氮?dú)庹羝龋?0∶1左右）的氮?dú)廨o助熱處理階段。

1.1 常規(guī)熱處理階段

2010年古城油田BQ10區(qū)不加氮?dú)鉄崽幚砉?8井次，與整周期相比，其生產(chǎn)特點(diǎn)是熱處理生產(chǎn)時(shí)間短，日產(chǎn)油水平低，油汽比略有提高。其中有效井共有17井次，單井平均日產(chǎn)油0.7t，油汽比為0.27，有效率為60.7%；經(jīng)濟(jì)無(wú)效11井次，單井平均日產(chǎn)油僅有0.2 t，油汽比0.04。常規(guī)熱處理效果不明顯，有效率低。

1.2 低氮?dú)庹羝鹊牡獨(dú)廨o助熱處理階段

2010年古城油田BQ10區(qū)氮?dú)庹羝熳崽幚砉?1井次，氮?dú)庹羝熳⒈葹?0.5∶1，其生產(chǎn)特點(diǎn)與整周期相比，熱處理生產(chǎn)時(shí)間仍短，日產(chǎn)油水平仍低，油汽比基本持平。其中有效井共有14井次，單井平均日產(chǎn)油0.8 t，油汽比為0.44，有效率為45.2%；經(jīng)濟(jì)無(wú)效17井次，單井平均日產(chǎn)油僅有0.3 t，油汽比0.05。低氮?dú)庹羝鹊牡獨(dú)廨o助熱處理效果仍不明顯，有效率仍低。

1.3 高氮?dú)庹羝鹊牡獨(dú)廨o助熱處理階段

為提高氮?dú)鉄崽幚砭耐掏滦Ч?011年重點(diǎn)加強(qiáng)對(duì)氮?dú)鉄崽幚淼倪x井、注采參數(shù)、注氮方式、氮?dú)庹羝葍?yōu)化后進(jìn)行礦場(chǎng)試驗(yàn)。

選井原則：選取厚度相對(duì)較大，剖面有一定非均質(zhì)性的油井；

注氮方式：三種不同的注氮方式，即氮?dú)舛稳麩崽幚?、氮?dú)庹羝熳崽幚?、氮?dú)舛稳熳崽幚恚?/p>

注采參數(shù)：注汽1～2天；注氮參數(shù)：提高氮?dú)庹羝取?/p>

早期試驗(yàn)實(shí)施9口井，其中氮?dú)舛稳麩崽幚?口井，氮?dú)庹羝熳崽幚?口井，氮?dú)舛稳熳崽幚?口井。9口井厚度較大，平均單井有效厚度5.9m，從生產(chǎn)動(dòng)態(tài)上看，剩余油潛力較大，有7口井累計(jì)采出程度小于25%；9口井實(shí)施前整周期注汽，單井周期日產(chǎn)油1.3t，油汽比0.36。

9口井實(shí)施前能量較高，液量高，含水高，平均單井日產(chǎn)液21.8t，日產(chǎn)油0.2t，含水99%，實(shí)施后單井日產(chǎn)液13.8t，日產(chǎn)油2.0t，含水85.9%，單井日產(chǎn)油上升了1.8t，含水下降13個(gè)百分點(diǎn)，見(jiàn)到降水增油效果。9口井熱處理階段平均單井生產(chǎn)109天，累計(jì)產(chǎn)油161.5t，日均產(chǎn)油1.5t，油汽比達(dá)到0.73，與整周期相比，日產(chǎn)油增加0.2t，油汽比提高0.37，取得明顯的增油效果。

早期試驗(yàn)9口井實(shí)施氮?dú)廨o助熱處理工藝，有效8口，有效井的條件是：古J51923井生產(chǎn)Ⅳ9層，措施前有一定的產(chǎn)能且有邊水能量補(bǔ)充，氮?dú)舛稳珶崽幚砗笮Ч^好；古5513生產(chǎn)Ⅵ6層，油層溫度下原油粘度低（1 816mPa·s），有一定的流動(dòng)能力，且有邊水能量補(bǔ)充，混注熱處理后效果變好；古J51824井生產(chǎn)Ⅳ7層，剖面矛盾突出，滲透率級(jí)差為2.6，前一周期實(shí)施整周期注汽，地下有一定的溫度場(chǎng)，氮?dú)舛稳熳崽幚砗笮Ч兒?。因?qū)嵤┚屋^少，目前還無(wú)法說(shuō)明哪種注氮工藝效果更優(yōu)。

通過(guò)三個(gè)階段的探索，高氮?dú)庹羝鹊獨(dú)廨o助熱處理效果明顯得到改善，有效率顯著提高，主要表現(xiàn)在兩個(gè)方面：①氮?dú)庹羝缺热ツ甏蠓忍岣撸扇ツ甑?0.5∶1提高到53.4∶1；②日產(chǎn)油水平比去年提高0.9t，油汽比提高0.53。

2 氮汽驅(qū)油機(jī)理及施工參數(shù)

2.1 驅(qū)油機(jī)理

根據(jù)新疆油田、勝利油田氮?dú)廨o助蒸汽吞吐文獻(xiàn)調(diào)研，氮?dú)舛稳麩崽幚硖岣叱碛蜔岵刹墒章实臋C(jī)理［1］主要有：

氮?dú)獾姆腔煜囹?qū)替作用：氮?dú)饽芙档退嘞鄬?duì)滲透率；

氮?dú)獾闹亓Ψ之愹?qū)替作用：由于重力分異，注入的氮?dú)饩蜁?huì)進(jìn)入微構(gòu)造高部位形成次生小氣頂，驅(qū)替頂部原油向下移動(dòng)；

氮?dú)饽鼙３值貙訅毫Γ旱獨(dú)獠蝗苡谒?，較少溶于油，且具有良好的膨脹性，可節(jié)省注汽量，驅(qū)油時(shí)彈性能量大；

氮?dú)鈨?yōu)先進(jìn)入水體，降低油水界面：針對(duì)邊水活躍的油藏，注入的氮?dú)饪梢砸种七吽F進(jìn)，降低油井綜合含水，其機(jī)理是利用油水間粘度差，注入的氮?dú)馐紫冗M(jìn)入水錐，使其被迫沿地層向構(gòu)造或油層下部運(yùn)移，使水錐消失，并且降低了油水界面。

2.2 參數(shù)設(shè)計(jì)

在2011年上半年探索的基礎(chǔ)上，明確了推廣應(yīng)用的選井條件、注氮方式及注入?yún)?shù)。

選井原則：選取厚度相對(duì)較大（厚度大于3.0m），剖面滲透率級(jí)差大于1.0，以特稠油及普通稠油為主；

注氮方式：以氮?dú)舛稳麩崽幚頌橹鳎?/p>

注汽參數(shù)：注汽量100～200t；

注氮參數(shù)：氮汽比50∶1左右。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果分析

2011年共實(shí)施氮?dú)舛稳麩崽幚泶胧?04井次，平均單井增油2.7t，含水下降15.6個(gè)百分點(diǎn)。104井次階段累計(jì)產(chǎn)油8 028.1t，增油5 882t，平均單井累計(jì)產(chǎn)油79.5t，日產(chǎn)油2.0t，油汽比0.44（見(jiàn)表1、表2）。

表1 2011年氮?dú)舛稳麩崽幚泶胧┣昂螽a(chǎn)狀對(duì)比

表2 2011年氮?dú)舛稳麩崽幚黼A段累計(jì)生產(chǎn)效果

其中古城油礦以泌淺10區(qū)Ⅳ9層特稠油及Ⅵ油層普通稠油為主，共實(shí)施26井次，有效率為75%；井樓油礦共實(shí)施13井次，有效率45.5%；新莊油礦實(shí)施62井次，有效率為69.1%，全廠氮?dú)舛稳麩崽幚碛行蕿?7.8%。

3.1 特稠油油藏氮?dú)舛稳麩崽幚硇Ч?/p>

特稠油油藏氮?dú)舛稳麩崽幚砉に噷?shí)施主要有8個(gè)區(qū)塊：BQ10、一區(qū)、三區(qū)、BQ67、BQ57、XQ45、BQ94、YQ19，原油粘度在10 000～50 000mPa·s之間，涵蓋了大多數(shù)河南油田稠油油藏類型。特稠油油井共實(shí)施66井次，有效37井次，無(wú)效18井次，待評(píng)11井次，有效率67.3%。措施前平均單井日產(chǎn)液17.3t，日產(chǎn)油0.5t，含水97%，措施后日產(chǎn)液15t，日產(chǎn)油2.5t，含水83%；階段累計(jì)產(chǎn)油5 246 t，平均單井累計(jì)生產(chǎn)45.8d，熱處理階段日均產(chǎn)油1.7t，油汽比0.44。

特稠油油藏因原油粘度高措施后見(jiàn)到一定增油效果，但有效期短。例如新6191井2005年6月12日投產(chǎn)H3Ⅱ1層，有效厚度7.6m。累計(jì)吞吐9個(gè)周期，累計(jì)注汽8 856t，累計(jì)生產(chǎn)2180.3d，累計(jì)產(chǎn)液34 780.3t，累計(jì)產(chǎn)油2 557.8t，綜合含水93%，采注比3.93，油汽比0.29，采出程度26.9%，油層溫度（28.7℃）下的動(dòng)力粘度為49445.2mPa·s.2011年8月30日注汽時(shí)采取氮?dú)舛稳珶崽幚泶胧?，注?61t，注氮13 440m3，峰值產(chǎn)油10t，油汽比0.56，有效拿油期為10d。

特稠油油井氮?dú)舛稳麩崽幚硇ЧJ(rèn)識(shí)：

（1）受邊水影響的特稠油油井：峰值產(chǎn)油高，遞減快，有效生產(chǎn)時(shí)間一般為7～40天；

（2）未見(jiàn)邊水的特稠油油井：因注氮量及注汽量與整周期相比都大幅度降低，蒸汽波及范圍小，地層壓力低，原油粘度相對(duì)較高，蒸汽及氮?dú)庾⑷肓康倪M(jìn)一步優(yōu)化是措施成功的關(guān)鍵。

3.2 普通稠油油藏氮?dú)舛稳麩崽幚硇Ч?/p>

普通稠油油藏氮?dú)舛稳麩崽幚砉に噷?shí)施主要有5個(gè)區(qū)塊：125區(qū)、零區(qū)、七區(qū)、BQ67、南三塊，原油粘度在400～8000mPa·s，涵蓋了大多數(shù)河南油田普通稠油油藏類型。普通稠油油井共實(shí)施38井次，有效26井次，無(wú)效9井次，待評(píng)3井次，有效率74.3%。措施前平均單井日產(chǎn)液15t，日產(chǎn)油0.9t，含水94%，措施后日產(chǎn)液14t，日產(chǎn)油3.2t，含水77%；階段累計(jì)產(chǎn)油2782t，平均單井累計(jì)生產(chǎn)了30.9天，熱處理階段日均產(chǎn)油2.4t，油汽比0.4。

普通稠油油藏比特稠油油藏措施后生產(chǎn)時(shí)間長(zhǎng)。新2304井6月10日上返到H3Ⅱ7、8層，射孔井段1 010～1 033m，射孔長(zhǎng)度16.8m，先常采，后因含水上升快采取2次段塞加熱處理措施，該層粘度低（1 177.8mPa·s），滲透率低（0.76μm2）。兩次段塞熱處理后生產(chǎn)時(shí)間在26～40天。

普通稠油油井氮?dú)舛稳麩崽幚硇ЧJ(rèn)識(shí)：

（1）受邊水影響的普通稠油油井：峰值產(chǎn)油高，拿油期相對(duì)較長(zhǎng)，一般為20～40天。

（2）未見(jiàn)邊水的普通稠油油井：原油粘度低，油藏溫度下可流動(dòng)，氮?dú)舛稳胧┖蟠蠖加行А?/p>

3.3 氮?dú)馔掏聭?yīng)用效果

為降低生產(chǎn)成本，探索氮?dú)馔掏滦Ч?，?yōu)選新莊油田3口井（新6125、6135、新淺90）只注氮?dú)舛稳蛔⒄羝?口井措施前平均單井日產(chǎn)油0.5t，措施后日產(chǎn)油4.9t，含水下降70%；3口井累計(jì)注氮?dú)?6 014m3，階段累計(jì)產(chǎn)油4 90.6t。3口井增油的關(guān)鍵是措施前油層溫度高，地下原油可流動(dòng)。例如新6135井2005年1月30日投產(chǎn)H3Ⅱ1層，砂層厚度10.8m，有效厚度6.2m，累計(jì)吞吐九個(gè)周期，累計(jì)注汽9 291t，累計(jì)生產(chǎn)2383.6天，累計(jì)產(chǎn)液33 851.2t，累計(jì)產(chǎn)油4 064.2t，采注比3.64，油汽比0.44，采出程度52.4%。該井地層溫度下（28.7℃）原油粘度為50445.6mPa·s，油層中深303.9m，措施前油層溫度77℃，原油在地下可流動(dòng)，2011年9月14日對(duì)該井采取氮?dú)舛稳胧?，注?2 000 m3，峰值產(chǎn)油13.8t／d，累計(jì)生產(chǎn)51.9d，累計(jì)產(chǎn)油275.1t，日均產(chǎn)油5.3t，含水69.8%。

4 結(jié)論

（1）稠油熱采采用氮?dú)舛稳麩崽幚砉に嚕饕獞?yīng)用于地下有一定儲(chǔ)熱、原油可流動(dòng)、受邊水影響的特稠油油井及普通稠油油井，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用后取得明顯的增油降水效果。

（2）提高氮?dú)庹羝仁堑獨(dú)舛稳麩崽幚砉に嚧胧┏晒Φ年P(guān)鍵。

（3）有效期一般為10～40d，特稠油見(jiàn)效時(shí)間大于30d的油井一般是基于整周期注汽的前提下實(shí)施的。

（4）確定了氮?dú)廨o助熱處理的選井條件：油層厚度較大（一般大于3.0m），剖面矛盾突出（滲透率一般小于2.0μm2），有一定的地層能量（日產(chǎn)液大于10t），原油粘度較低有一定的流動(dòng)能力。

［1］ 左青山.斷塊油田不同方式注氮?dú)獾难芯颗c實(shí)踐［J］.鉆采工藝，2007，30（5）：42－43.

［2］ 彭通曙.新疆淺層稠油油藏氮?dú)廨o助蒸汽吞吐提高采收率研究與應(yīng)用［J］.新疆石油天然氣，2009，5（3）：70－73.

Henan oilfield heavy oil thermal recovery steam soaking began in1987 and It has been carried out for 24 years.In order to improve the development effect，nitrogen slug injection thermal treatment field experiment is carried out in 2011.Periodic oil steam ratio and oil production increased relevantly.In the paper，the stage effect of nitrogen slug injection is recorded，the factors influencing different viscosity heavy oil reservoir is analyzed，which made it clear for well selection conditions and scope of application for the heat treatment technology of nitrogen slug and provide a basis for the following work.

130Heavy oil thermal production nitrogen slug injection field experiment in Henan oilfield

Ji Suhua et al（No.2 production plant，Henan Oilfield Branch Company，Sinopec，Tanghe，Henan 473400）

Henan oilfield；heavy oil development；nitrogen slug injection；thermal treatment

TE357

A

1673－8217（2012）04－0130－03

2012－01－05

吉素華，1968年生，2008年畢業(yè)于中國(guó)石油大學(xué)（華東），現(xiàn)從事技術(shù)管理工作。

李金華