姜许健，李 斌，孙红海，肖 云，聂敬忠，王同峰，张文祥，孙玉国

(塔里木油田 开发事业部，新疆 库尔勒 841000)

轮古碳酸盐岩油藏普遍埋藏在5 000 m 以下，储集空间以高角度裂缝、小型溶蚀孔隙和溶蚀孔洞为主，局部位置缝洞体发育，基质基本不具备储油能力，油藏非均质性强，大部分储集体为孤立储集体，没有统一的油水界位［1］。前期开发过程中主要经历自喷期、转机采期、注水替油期、关井压锥期等4 个开发阶段，经过多轮次的开发，油水界面逐步抬升至人工井底附近，目前大部分井均处于高含水、低产能开发阶段，大约20%左右的油井处于高含水长光状态，如何提高单井产能、提高采油速度成为制约开发的瓶颈。2013 年在大量调研与室内试验的基础上，优选3 口高含水井进行了注气吞吐矿场试验，通过1 年的观察，2 口井取得较好的开发效果，该技术具备进一步推广潜力，同时对类似油气藏的开发也具有较强的借鉴意义。

1 注气吞吐机理

注气吞吐实际上就是将气体注入地层，注入的气体在焖井过程中，由于重力分异，大量气体形成运移至油藏顶部，形成次生气顶，同时将顶部的“阁楼油”置换至较低部位，开井生产后，次生气顶膨胀驱替“阁楼油”流入井筒(见图1)。轮古油田注气吞吐主要是利用注入的气体形成次生气顶，改变原油驱替方向，达到开采顶部“阁楼油”的目的［2］;其次注气后，油气界面张力远小于油水界面张力，油气密度差又大于油水密度差，从而减小毛管力作用，能挤出微小裂缝中的一部分残余油［3］;再次就是在高压状态下，部分气体溶解于原油中，既降低原油粘度又能在一定程度上迫使原油膨胀，从而使得部分死油变成可流动油［4］。

2 注气工艺优选

2.1 注入介质优选

根据文玉莲［5］等人研究成果，目前注入气体主要有CO2、N2、烃类气，根据轮古碳酸盐岩实际地质条件，要求注入气形成气顶能力强，重力分异效果好，因此需要注入气满足不混相(便于形成次生气顶)、油层条件下密度越小越好(便于重力分异)、油藏条件下气体偏差因子变化率越大越好(膨胀能力强)、气源容易获得等条件。

通过混相压力模拟计算，CO2混相压力最低(38 MPa)，其次为烃类气(48.5 MPa)，氮气混相压力最高(65 MPa ～69 MPa)，国内研究普遍认为氮气最低混相压力为50 MPa ～100 MPa［2］。

CO2在地层条件下密度接近原油密(见图1)，不利于重力分异，并且处于混相状态;其次，烃类气在地层条件下也会容易混相，且会在油气界面间形成一个凝析气区过渡带，在一定程度上影响采收率;轮古碳酸盐岩井地层压力普遍在60 Mpa 左右，因此注氮气在油层条件下相对而言不容易混相，压缩因子变化率最大(见图2)，可以到达1.6，这表明随着压降，人工气顶膨胀能量最强，采收率也最高。

李金宜［4］等人通过模拟实验获得了氮气在油藏条件下粘度、密度、溶解量的数据图版，综合分析后优选氮气作为本次试验气源。

2.2 选井依据

轮古碳酸盐岩注气吞吐井选择依据主要包括以下5 方面:

1)首选洞穴型储层，其次为裂缝－孔洞型;

2)生产层在缝洞单元低部位，存在一定阁楼油(见图3);

3)投入开发且累计产油量较多，有较好的物质基础，开发过程中是由于底水快速锥进造成的油层快速水淹井，动静态资料均显示剩余储量大;

4)目前生产地层能量不足造成低产或停产;

5)根据前人研究成果，尽量优选原油粘度低、密度在0.93 g/cm3左右的稀油井开展试验(见图4)。

2.3 注气量优选

根据油井目前的压力值，预测注气后地层压力恢复值，通过室内实验拟合获得氮气(标况)与压力关系曲线(见图5)，氮气在原油中的溶解度与温度压力关系曲线(见图6)，综合确定需注氮气量。

2.4 注气速度

国内研究人员［4，6］通过数值模拟软件模拟结果均一致认为，适当的低速注气速度累油量较高，这可能由于注气速度低，注入的气体损失量相对少，气体能够充分的运移至油藏高部位，避免大排量注入气体的外溢。

2.5 注气后焖井周期优选

焖井时间的长短是影响注气吞吐效果的一个重要因素，焖井时间不够，一方面注入气不能够完全运移至高部位，影响油气置换效率，同时开井时易于发生气窜;另一方面也会影响注入气在原油中的溶解量。关井时间太长影响油井增油量。轮古碳酸盐岩油藏与塔河碳酸盐岩油藏类似，李金宜［4］等人采用加拿大CMG 公司的STARS 模块对塔河缝洞型碳酸盐岩油藏注氮气开采阁楼油进行等效数值模拟研究，模拟周期注氮气量为150 t 条件下，合理关井置换时间为15 ～25 d，但考虑第一轮次注气量均较大，综合确定关井置换时间为40 d。

2.6 注气工艺

考虑到注气井口压力高，液氮泵车成本较高，推荐采用制氮车、空压机、水泥车等组合施工，直接进行氮气、油田水混注施工。在保证空压机压力＜35 MPa 情况下，尽量增加气水比，增加氮气注入量，目前推荐按照1 ∶500 的比例注入，注气工艺示意图(见图7)。

3 试验效果分析

3.1 效果评价

2013 年至今，累计完成3 口井的注气吞吐试验，2 口油井效果较为明显，1 口油井效果较差，具体情况见表1。

表1 轮古油田3 口注气吞吐井效果统计表

3.2 单井效果差异性分析

轮古X 井于2013 年4 月15 日开始水气交注，平均日注水100 m3，日注气50 000m3左右，累计注水2 730 m3，累计注气125.09×104m3，闷井47 d，期间开井生产4 d，井口无液，氮气组分高，说明关井时间不够，继续关井。2013 年6 月27 日开井前10 d，日产气5 500 m3左右后不再出气，但含水一直维持在90%左右，未达到预期效果。该井各轮次生产情况见表2。

表2 轮古X 井注气吞吐后开井生产效果统计表

该井效果较差，可能原因是该井生产井段距离西北高部位串珠较远(大约469 m)，注气后沟通效果较差，注气形成的气顶驱油效果不理想。其次就是该井原油密度较高(0.945 5 ～0.951 2 g/cm3)，油较稠(220.3 ～500 mPa·s)，气水混注导致原油氧化，开采效果偏差。

轮古Z 井于2014 年1 月2 日作业转注气吞吐实验，3 月19 日开始注气，日注水200 m3左右，日注氮气57 000 m3，累计注水7 361 m3，注氮气186.13×104m3，焖井22 d 后开井生产，气量大再次关井20 d后开进，日产液37 t，日产油37 t，综合含水0.23%，取得良好开发效果。该井各轮次生产情况见表3。

该井效果较好，主要原因是该井生产井段位于构造较低位置，顶部“阁楼油”较富集，缝洞雕刻及动态预测剩余可采储量在4 万t 左右。本轮次注气量较大，持续时间较长(大约50 d)，有益于气体缓慢进入油藏高部位，充分驱替顶部“阁楼油”，关井时间达到40 d，较塔河油田平均长10 d。

表3 轮古Z 井注气吞吐后开井生产效果统计表

4 结论

1)通过3 井次的注气吞吐先导试验，轮古碳酸盐岩油藏注氮气开采“阁楼油”技术方案可行;2)为达到尽可能多的注气的目的，提出了一套水气交替混注的新思路，现场试验证实可行，气水比例为500∶1 左右;3)合理的关井周期对注气吞吐效果起到重要作用，轮古碳酸盐岩井初期合理关井周期为45 d左右;4)注氮气提高碳酸盐岩采收率主要利用的是油气重力分异原理以及氮气驱的非混相机理，因此必须优选具备较大的剩余“阁楼油”剩余储量的井进行试验，才能取得较好的经济效益。

［1］ 姜许健，潘昭才，张文波，等.高压注水替油技术在裂隙型油藏中的应用［J］.石油天然气学报(江汉石油学报)，2010(32):441－442.

［2］ 徐克彬，徐念平.雁翎油田注氮气提高采收率工艺技术［J］.石油钻采工艺，1998(20):69－71.

［3］ 周玉衡，喻高明，周勇，等.氮气驱机理及应用［J］.内蒙古石油化工，2007(6):101－102.

［4］ 李金宜，姜汉桥，李俊键，等.缝洞型碳酸盐岩油藏注氮气可行性研究［J］.内蒙古石油化工，2008(23):84－85.

［5］ 文玉莲，杜志敏，郭肖.裂缝性油藏注气提高采收率技术进展［J］.西南石油学报，2005(27):48－49.

［6］ 赫恩杰，蒋明，许爱云，等.任11 井山头注氮气可行性研究［J］.新疆石油地质，2003(24):325－328.