潛山非烴類氣驅(qū)技術(shù)探索與試驗(yàn)遼河油田興隆臺采油廠林健

1、潛山非烴類氣驅(qū)技術(shù)探索與試驗(yàn)林健 周華 吳超 趙剛（遼河油田興隆臺采油廠工藝研究所，124000）摘要：興古7潛山油藏為典型塊狀裂縫性潛山油藏,主要儲集空間類型為構(gòu)造縫和破碎粒間孔；單井遞減分析表明單井產(chǎn)量遞減中等偏快,油藏天然能量不足,注水試驗(yàn)未見效；傳統(tǒng)的衰竭式開采過后，基巖中將殘余大量的原油;水驅(qū)可以降低部分殘余油量，但油井見水快、含水率上升快，易發(fā)生水竄或暴性水淹現(xiàn)象；如果儲層為油濕或中性潤濕，水驅(qū)將繞過基質(zhì)巖塊而只采出裂縫中的原油。注氣是一種有效的提高原油采收率的方法，將其應(yīng)用于裂縫性油藏，不僅可以維持地層壓力，還可以提高驅(qū)油效率。注入地層的氣體通過重力排驅(qū)、毛管驅(qū)動、彌散/擴(kuò)散、壓

2、力驅(qū)動等作用，實(shí)現(xiàn)裂縫與基巖之間的交叉流和質(zhì)量傳遞，達(dá)到開采大量殘留在基巖中的原油的目的。關(guān)鍵詞：非烴類 裂縫性油藏 潛山 氣驅(qū) 提高采收率一、前言裂縫性潛山油藏屬于典型的雙重介質(zhì)油藏,其主要的儲滲空間是裂縫系統(tǒng)和基質(zhì)巖塊系統(tǒng)。由于這兩個系統(tǒng)在儲集和滲流能力上的差異,導(dǎo)致衰竭式開發(fā)和注水開發(fā)都難以獲得理想的采收率。近年來,注氣提高采收率技術(shù)的應(yīng)用逐年增加,針對裂縫性油藏,目前國外已有許多較成功的現(xiàn)場應(yīng)用。隨著勘探技術(shù)的不斷進(jìn)行,我國裂縫性潛山油藏發(fā)現(xiàn)的比例逐年增加,正確認(rèn)識這類油藏的地質(zhì)和開發(fā)特征,積極開展注氣提高采收率研究,對合理開發(fā)此類油藏具有極其重要的意義。興古7潛山油藏為典型塊狀裂縫性

3、潛山油藏,主要儲集空間類型為構(gòu)造縫和破碎粒間孔；單井遞減分析表明單井產(chǎn)量遞減中等偏快，油藏天然能量不足，注水試驗(yàn)未見效；對于這類油藏，傳統(tǒng)的衰竭式開采過后，基巖中將殘余大量的原油；水驅(qū)可以降低部分殘余油量，但油井見水快、含水率上升快,易發(fā)生水竄或暴性水淹現(xiàn)象；如果儲層為油濕或中性潤濕，水驅(qū)將繞過基質(zhì)巖塊而只采出裂縫中的原油。注氣是一種有效的提高原油采收率的方法，將其應(yīng)用于裂縫性油藏，不僅可以維持地層壓力，還可以提高驅(qū)油效率。注入地層的氣體通過重力排驅(qū)、毛管驅(qū)動、彌散/擴(kuò)散、壓力驅(qū)動等作用，實(shí)現(xiàn)裂縫與基巖之間的交叉流和質(zhì)量傳遞，達(dá)到開采大量殘留在基巖中的原油的目的。室內(nèi)研究及國內(nèi)外實(shí)踐表明，氣驅(qū)

4、可有效提高油藏采收率10-20%，興古7潛山烴氣驅(qū)預(yù)計(jì)提高采收率15%提高到33%。二、油藏概況及存在問題2.1油藏基本特征興隆臺潛山位于遼寧省盤錦市興隆臺區(qū)。該區(qū)地勢平坦，地面海拔24m，為一廣闊的平原，地面為商業(yè)網(wǎng)點(diǎn)、工礦企業(yè)、居民區(qū)。公路、鐵路縱橫交錯，交通便利。通訊發(fā)達(dá)，移動通訊覆蓋全區(qū)。年平均氣溫8.8；年平均降水量605mm，多集中在78月份；無霜期170天左右；冬季1112月份東北風(fēng)56級，氣溫-5-30，天氣寒冷冰凍。興隆臺潛山構(gòu)造上位于遼河坳陷西部凹陷中段，構(gòu)造面積91km2。該區(qū)西臨盤山洼陷，北側(cè)面臨陳家洼陷，南側(cè)是清水洼陷，東側(cè)為冷東深陷帶，是典型的“洼中之隆”，具有十分

5、優(yōu)越的油氣成藏條件。興隆臺潛山帶含油面積疊加圖圖1興隆臺潛山帶含油面積疊加圖興古7塊位于興古潛山主體部位，含油面積7.72平方公里，原油地質(zhì)儲量3537×104t。油藏埋深2335-4670米，含油幅度2300米，油藏為平面上滿塊、縱向上整體含油。興隆臺太古界潛山由變質(zhì)巖及侵入巖兩大類巖石組成，油藏類型為裂縫型塊狀底水油藏。儲層具有裂縫和孔隙雙重介質(zhì)儲集空間，裂縫是主要儲集空間和滲流通道。基質(zhì)孔隙度3.7-5.0%，平均滲透率小于1豪達(dá)西，裂縫孔隙度0.3-0.5%，滲透率29.5-360豪達(dá)西。興古7潛山原油性質(zhì)好，屬稀油。興古7井高壓物性分析地層原油密度為0.6442g/cm3，

6、地層原油粘度。原油樣品統(tǒng)計(jì)地面原油密度為0.81330.8423g/cm3，平均0.8252 g/cm3，原油粘度為3.045.3mPa·s，平均為3.77 mPa·s，凝固點(diǎn)1831，含蠟7.624.8%，膠質(zhì)+瀝青質(zhì)1.767.38%。2.2開發(fā)現(xiàn)狀截止2014年，已投產(chǎn)各類井63口，其中直井14口，水平井49口。截至目前，油井56口，區(qū)塊日產(chǎn)油1046噸，日產(chǎn)水81.5方，日產(chǎn)氣24.4萬方，累產(chǎn)油376.8萬噸，累產(chǎn)氣9.61萬方，采油速度1.21%，采出程度10.7%。2.3存在的問題（1）油藏天然能量不足、壓力持續(xù)下降。按照油藏天然能量評價標(biāo)準(zhǔn)可以看出油藏天然能

7、量不足。從已整體動用的主力區(qū)塊興古7塊來看，目前采出程度10.7%，目前油藏中部3600m深度地層壓力25.6MPa，下降14MPa，每采出1%地質(zhì)儲量壓力下降1.3MPa，頂部油井呈現(xiàn)脫氣現(xiàn)象。如果沒有有效的能量補(bǔ)充，采收率僅能達(dá)到15%。（2）底水錐進(jìn)較快，部分出水井產(chǎn)量下降快。目前興古潛山共有出水井19口，見水井含水54.8%，累產(chǎn)水17.11×104m3，區(qū)塊綜合含水10.8%，潛山油水界面由原始的4680米附近已經(jīng)錐進(jìn)到3730米附近，6年內(nèi)油水界面上升了950米。目前興古7塊共有見水井17口，其中段上7口已基本水淹，17口見水井中有15口井暴性水淹，損失產(chǎn)量425噸。老井

8、平均年遞減率高達(dá)22%。（3）注水開發(fā)的適應(yīng)性差。由于高角度裂縫發(fā)育，注水推進(jìn)速度快，日推進(jìn)速度9.2-12.8m，油井見水后產(chǎn)量快速遞減，且停噴快，轉(zhuǎn)抽后產(chǎn)油量很低，且興隆臺潛山地層水水性監(jiān)測結(jié)果多為CaCl2型，總礦50005800mg/l。目前遼河注入水水性多為NaHCO3型，容易結(jié)垢，配伍性差。三、潛山非烴類氣驅(qū)技術(shù)探索與試驗(yàn)2014年起，興隆臺采油廠重點(diǎn)針對興古7塊存在的三大矛盾，堅(jiān)定不移貫徹“多元開發(fā)”工作方針，緊密圍繞“潛山可控開發(fā)”主題，堅(jiān)持“針對性、先導(dǎo)性、配套性、規(guī)模性、實(shí)用性”的原則，以減緩潛山遞減為目標(biāo)，以加快推進(jìn)潛山注氣，在潛山產(chǎn)量持續(xù)高速下行態(tài)勢下，實(shí)現(xiàn)新探索，在前

9、沿技術(shù)的探知中實(shí)現(xiàn)新突破。同時針對潛山低液面的現(xiàn)狀，有目標(biāo)有方向地開展多手段舉升工藝，著力構(gòu)建注采平衡體系，提高潛山油藏采收率，夯實(shí)穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)。3.1探索有效驅(qū)動方式，推動增能保壓開發(fā)（1）補(bǔ)能增壓，增加近井地帶地層能量，減緩底水錐進(jìn)，增加彈性能。（2）驅(qū)動微小裂縫剩余油，降低殘余油飽和度。通過重力排驅(qū)及改變驅(qū)替方向,采出大縫、洞里的剩余油,即殘存在裂縫系統(tǒng)主體部分的原油。（3）有無相生相反相成，變水害為水利，上錐底水成為底部注氣驅(qū)動的調(diào)剖劑。（4）降低原油粘度和流動密度，微氣泡還有一定調(diào)剖作用。通過原油溶氣后的體積膨脹,把巖塊系統(tǒng)內(nèi)小縫、洞及連通好的部分微裂縫里的原油驅(qū)替出來。（5）重力分異作

10、用，原油從小裂縫驅(qū)替到大裂縫，在重力作用下形成連續(xù)油流。通過重力作用及改善流動條件，增加密度差及減小界面張力,把中等縫、洞及小縫、洞里的原油動用起來,這一部分涉及到裂縫及巖塊2個系統(tǒng)。3.2優(yōu)選注氣方案，形成較適宜的注氣工藝興古7塊開展注氮?dú)鈿怛?qū)開發(fā)，因此針對興隆臺潛山注氣井儲層埋藏深、運(yùn)行壓力高，且主要分布在城區(qū)的特點(diǎn)，在注氣方案對三個方面進(jìn)行優(yōu)化：（1）油管優(yōu)化設(shè)計(jì)；（2）井下工具優(yōu)選；（3）井口優(yōu)選；3.2.1 油管優(yōu)化設(shè)計(jì)注氣油管的選擇包括四部分內(nèi)容：井口壓力預(yù)測、油管尺寸優(yōu)選、扣型與材質(zhì)優(yōu)選、強(qiáng)度校核。對于興古7塊在進(jìn)行注氣油管選擇時，主要應(yīng)滿足以下條件；滿足興古7塊的地質(zhì)方案配產(chǎn)（

11、注）要求；所選油管在配產(chǎn)（注）范圍內(nèi)，井筒內(nèi)氣體不會對油管及管柱上配套的工具產(chǎn)生沖蝕作用；油管管體強(qiáng)度滿足抗內(nèi)壓要求，螺紋強(qiáng)度滿足抗拉極限載荷要求，螺紋類型滿足安全注氣要求；（1）井口壓力預(yù)測根據(jù)井筒內(nèi)氣體流動能量方程推算井口壓力，參考平均溫度和平均壓縮系數(shù)公式，結(jié)合油藏提供的注氣井的井底流壓，分別預(yù)測了73mm、88.9mm油管注氮?dú)鈺r的注氣井口壓力，計(jì)算結(jié)果見下表、下圖所示： 表1 興古7-H325井注氣井口壓力預(yù)測表配注量×104m3/d 井底流壓（Pwf）MPa 井口壓力（Ptf ）MPa 73mm 88.9mm 2.532.09 23.58 23.56532.47 23.9

12、0 23.857.532.85 24.27 24.241033.22 24.65 24.61表5興古7-H6井注氣井口壓力預(yù)測表配注量×104m3/d 井底流壓（Pwf）MPa 井口壓力（Ptf ）MPa 73mm 88.9mm 2.523.54 17.3617.34523.78 17.5517.527.524.01 17.8217.761024.45 18.0818.02圖2 老井注氮?dú)饩趬毫tf（73mm）預(yù)測圖圖3 老井注氮?dú)饩趬毫tf（89mm）預(yù)測圖圖4 老井注氮?dú)饩琢鲏篜wf預(yù)測圖從計(jì)算結(jié)果看，隨著注入氣量的增大，注入壓力增加，但由于配注量較低不同管徑對井口注入

13、壓力影響較小。（2）油管尺寸優(yōu)選在影響井內(nèi)注氣管柱的眾多因素中，高速流動的氣體對管柱產(chǎn)生的沖蝕作用很值得關(guān)注。參照基本參數(shù)，分別計(jì)算了不同尺寸油管73 mm（）、89 mm（）在不同井口注氣壓力下的最大安全注氣量，遠(yuǎn)高于地質(zhì)設(shè)計(jì)的配注量，因此不會發(fā)生沖蝕作用，均滿足安全注氣要求，計(jì)算結(jié)果如下表所示。表2 不同油管注氣條件下不發(fā)生沖蝕的安全注氣量名稱油管外徑（mm）井口壓力（MPa）16182022242628安全注氣量×104m3/d7330.6132.4734.2235.1136.6737.4538.878939.2341.6143.8652.7555.0956.2858.40通過

14、計(jì)算可知各尺寸油管安全注氣量均高于地質(zhì)設(shè)計(jì)的配注量，因此不會發(fā)生沖蝕作用，均滿足安全注氣要求。但考慮油藏吸收條件較好可能存在配注量調(diào)高的需求及便于測試的需求，因此設(shè)計(jì)采用89mm油管進(jìn)行注氣。（3）扣型與材質(zhì)優(yōu)選表3 制氮設(shè)備來氣組分組分N2O2與其他氣體mol（%）95.74.3由于來氣組分中還有氧氣，參考寶鋼的腐蝕環(huán)境試驗(yàn)如下：腐蝕環(huán)境：1% NaCl水溶液，純O2壓力4MPa，溫度60，流速2m/s，折合地面配注量約20×104m3/d。表4 寶鋼提供的氧氣腐蝕數(shù)據(jù)試樣平均腐蝕速率(mm/a)*平均腐蝕深度(mm)*平均局部腐蝕速率(mm/a)*L80-3Cr1080.6813

15、4.2N80137.40.87151.2試驗(yàn)結(jié)論：L80-3Cr的油管腐蝕速率比常規(guī)N80油管慢1.27倍，防腐效果較好；寶鋼沒有符合現(xiàn)場的實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，但根據(jù)制氮車組來氣組分：O2分壓為1.376MPa注氣條件遠(yuǎn)不如比實(shí)驗(yàn)情況苛刻，可參考西北局現(xiàn)場實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)如下：西北局注氮?dú)夂?%，油管采用N80，腐蝕嚴(yán)重，壽命不到一年。上端油管無腐蝕，腐蝕部分從油層以下含水段開始?？紤]注氣管柱不進(jìn)入油層，為無水環(huán)境，經(jīng)寶鋼建議目前3Cr材質(zhì)可滿足現(xiàn)場需求，考慮高壓注氣需求，油管螺紋設(shè)計(jì)采用BGT2氣密封螺紋扣。因此，結(jié)合現(xiàn)場注入氮?dú)獾募兌龋?5%以上），考慮到井底油管的氧腐蝕問題，推薦采用L80-3Cr油管。

16、（4）油管強(qiáng)度校核根據(jù)封隔器坐封位置及油管下入深度，綜合考慮主要受力因素對管柱的影響，對73mm 、88.9mm油管進(jìn)行管柱強(qiáng)度校核均可以滿足注氣要求。根據(jù)目前現(xiàn)場試驗(yàn)情況，推薦采用88.9mm L80-3Cr氣密封螺紋油管。表5 管柱在不同狀態(tài)時強(qiáng)度校核狀態(tài)類型規(guī)格（mm）管柱自重（kN）浮力（kN）溫度效應(yīng)力（kN）膨徑效應(yīng)力（kN）軸向力（kN）安全系數(shù)自由狀態(tài)73326.54-40.80285.742.2688.9469.57-58.45411.122.24注氣末期73326.54-5.7631.7023.26375.741.7188.9469.57-8.2545.4133.32540

17、.041.70坐封狀態(tài)73326.54-40.8059.5230.78376.031.7288.9469.57-58.4585.6044.08540.801.70考慮老井水平井目前井身結(jié)構(gòu)，為244.5mm技術(shù)套管+懸掛177.8/168.28mm尾管結(jié)構(gòu)，為保證注氣安全，注氣管柱封隔器不下入尾管段，因此管柱下深按不超過3500m進(jìn)行設(shè)計(jì)。分別對73mm、88.9mm油管進(jìn)行管柱強(qiáng)度校核，均可以滿足注氣要求。根據(jù)目前現(xiàn)場試驗(yàn)情況，推薦采用88.9mm L80-3Cr BGT2氣密封螺紋油管。3.2.2井下工具優(yōu)選根據(jù)注氣井的特點(diǎn)，在井下注氣管柱配套了油管短接、循環(huán)滑套、封隔器、堵塞器坐落短接等

18、工具，來實(shí)現(xiàn)相應(yīng)的功能。表6 管柱應(yīng)有的功能和對應(yīng)的配套工具井下工具內(nèi)徑mm外徑mm長度m備注油管7689循環(huán)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綜合上述分析，管柱推薦方案：管柱采用3Cr、氣密封螺紋油管，管柱上配套油管短接、循環(huán)滑套、封隔器、堵塞器坐落短節(jié)。優(yōu)化設(shè)計(jì)后的管柱具備以下功能：（1）能夠建立油套環(huán)空的溝通通道，利于后期作業(yè)；（2）能夠?qū)崿F(xiàn)地質(zhì)監(jiān)測地層參數(shù)的要求。3.2.3井口裝置優(yōu)選按照注入量和井底流壓，根據(jù)注氣井井筒內(nèi)氣體流動能量方程推算井口壓力，參考平均溫度和平均壓縮系數(shù)公式，推算出井口壓力，注入

19、時考慮2MPa的啟動壓力，井口注入壓力為26MPa左右，根據(jù)現(xiàn)行井口裝置標(biāo)準(zhǔn)，推薦選用壓力等級為35MPa的井口裝置。表7 井口選擇項(xiàng)目指標(biāo)備注連接形式金屬金屬氣密封耐壓35 MPa井口壓力為23.8MPa左右。材料級別AA主要腐蝕為O2，但屬無水環(huán)境，不存在腐蝕溫度L級（-4682）井口所處的環(huán)境（遼寧地區(qū)冬季溫度-30）。公稱通徑（mm）65圖5 井口裝置示意圖3.3優(yōu)選配套地面注氣工藝，保證注氣系統(tǒng)連續(xù)穩(wěn)定3.3.1 電驅(qū)膜分離法注氮?dú)獾孛婀に嚹し蛛x法注氮?dú)獾孛婀に嚵鞒讨饕ǎ航翟敕?、制氮設(shè)備、增壓設(shè)備、地面管線流程和井口5個部分。降噪房制氮設(shè)備增壓設(shè)備地面管線流程井口膜分離制氮的原理

20、是：以化學(xué)位差為推動力，利用分離膜（兩相間的相介質(zhì)），通過促進(jìn)或限制兩相間的特定物質(zhì)傳遞來實(shí)現(xiàn)混合氣體或液體的分離。膜分離技術(shù)利用一種具有特殊選擇分離性的有機(jī)高分子和無機(jī)材料來形成不同形態(tài)結(jié)構(gòu)的膜，在定驅(qū)動作用下通過雙元或多元組分透過膜的速率不同具有選擇性滲透和擴(kuò)散的特性，來分離和純化氣體。圖6 膜分離制氮原理圖 深冷法液氮注入地面工藝膜分離法注氮?dú)獾孛婀に嚵鞒讨饕ǎ旱獨(dú)膺\(yùn)輸車、單層臥式儲罐、柱塞泵、氣化器、地面管線流程和井口6個部分。氮?dú)膺\(yùn)輸車單層臥式儲罐柱塞泵氣化器地面流程井口深冷空分是傳統(tǒng)的制氮方法，先將空氣液化，然后根據(jù)空氣中的氧和氮的沸點(diǎn)不同，將液化空氣在精餾塔中的進(jìn)行多次蒸發(fā)和

21、冷凝（此過程稱為精餾），并經(jīng)過多次傳質(zhì)和傳熱過程，達(dá)到分離氮?dú)獾哪康?。深冷空分制氮量范圍廣，工藝成熟，產(chǎn)品純度高，但是它的費(fèi)用高同時儲運(yùn)困難，不符合油田流動作業(yè)基本要求。3.4非烴類氣驅(qū)規(guī)模注入，取得階段性成果整體優(yōu)化，規(guī)模注入潛山注氮?dú)獬醪椒桨?0口井。目前潛山注氮?dú)饩M達(dá)到7個：興古7-H325、興古7-H306、興古7-H322、興古7-H102、興古7及興古7-H6，興古8，日注24.5萬方，累注氣2980萬方。興古7-H309的作業(yè)已完成，目前正在連地面流程。興古7-H327和興古7-H234工程方案已經(jīng)審批完。表8 潛山注氣井情況統(tǒng)計(jì)表井號注入介質(zhì)轉(zhuǎn)驅(qū)時間油壓 套壓 日注量 累注量

22、 （MPa）（MPa）（萬方）（萬方）興古7-H325氮?dú)?12.62812.3興古7-H306二氧化碳64.472噸2500噸氮?dú)?3.17.15.8575.2興古7-H322氮?dú)?03.94602.9興古7-H102氮?dú)?5.245.8226.7興古7氮?dú)?33.85.8218.4興古7-H6氮?dú)?5.110.436.2合計(jì)24.52980見效明顯，減緩遞減注氣井組周邊有7口生產(chǎn)井見到受效跡象，日產(chǎn)油由注氣前的376噸，上升到高峰期的452噸，氣油比由228方/噸上升到高峰期332方/噸，平均油壓由3.9MPa上升到5.4MPa，已累積增油5665.7噸，累增氣667×104m3

23、。表9 潛山注氣受效井生產(chǎn)數(shù)據(jù)表井號注氣前5天平均高峰日產(chǎn)油 （t）日產(chǎn)氣 （m3）氣油比 (m3/t)油壓 （MPa）日產(chǎn)油 （t）日產(chǎn)氣 （m3）氣油比 (m3/t)油壓 （MPa）興古7-H253.5108412033.7658112431943.9興古7-H22592167731826107.8312512908興古7-H20964.5130232024.874.8157312105.5興古7-H2265912576213370.6131911873.6興古7-H3011019491740.948.396712003.6興古7-H149.7196353955.243.339914925

24、8.5興古7-H206Z47.1106652263.549156103194.5合計(jì)375.8854622283.9451.81366113325.4（1）興古7-H325該井于2014年3月20日開始注氣，日注1萬方，油壓22.5MPa。5月22日-5月29日進(jìn)行了五臺階吸氣指示曲線測試，日注量由最初2.5萬方，逐漸增加到最高12萬方，油壓由21MPa緩慢上升到最高23MPa，驗(yàn)證了潛山儲層具備較好的吸氣能力。目前油壓21MPa、套壓2.7MPa，日注2萬方，累積注氣812萬方。圖7興古7-H325注氮?dú)馇€興古7-H325周圍2口井受效，興古7-H225和興古7-H2。興古7-H225注氣

25、50天后受效，日產(chǎn)氣和日產(chǎn)油有小幅上升。圖8興古7-H225生產(chǎn)曲線（2）興古7-H322本井于2014年10月5日下午4點(diǎn)實(shí)現(xiàn)正常注氣，注入初期油壓21.8MPa，套壓0MPa；2014年10月15日套壓升高至8.9MPa，采取放套壓方式保證安全注氣。10月24日二號設(shè)備投注，實(shí)現(xiàn)兩臺套設(shè)備注入（單套制氣能力1000標(biāo)方/小時），形成日注4.8萬方的能力，目前日注 4.5萬方，油壓20 MPa，套壓3.9MPa，累注593.3萬方。圖9興古7-H322井試注曲線受效井分析：該井組目前一線油井興古7-H301和興古7-H226兩口井受效，二線受效井一口興古7-H225。1）其中興古7-H301

26、井之前停噴間開不出液，2014年11月15日，油壓由0.7MPa上升到3.5MPa，恢復(fù)自噴，日產(chǎn)油13噸，最高時達(dá)40噸，目前日產(chǎn)油28噸，油壓上升到3.9MPa，套壓10MPa。 圖10興古7-H301生產(chǎn)曲線圖11興古7-H301油套壓曲線從示蹤劑監(jiān)測資料上看，興古7-H301井見到示蹤劑顯示，興古7-H301在10月30日開始見到示蹤劑，含量達(dá)到2.96g /l，11月6日含量達(dá)到最高的114.21g/l。（3）興古7興古7井于2015年1月15日實(shí)現(xiàn)注氣，注入初期由于壓力高間歇注入，目前正常，油壓23MPa，套壓7.1MPa，日注5.3萬，累注201.1萬方。圖12 興古7井試注曲線

27、受效井分析：興古7-H1和興古7-H2的日產(chǎn)氣量明顯上升。圖13 興古7-H1和興古7-H2井生產(chǎn)曲線開展液氮壓水錐試驗(yàn)，探索注入氣體高效利用途徑在按方案加快連續(xù)注氣井轉(zhuǎn)注的同時，針對受底水錐進(jìn)影響停噴關(guān)停低效井，開展注氣壓錐吞吐+增能保壓試驗(yàn)。已經(jīng)實(shí)施完3口井（興古7-H234、興古7-10-16、興古7-H303），正在實(shí)施1口井（興古7-H236）。壓水錐試驗(yàn)利用原管柱實(shí)施注氮?dú)鈮核F吞吐試驗(yàn)，同時探索了注入氣體高效利用途徑。興古7-H234井以注氮?dú)鈮核F、氣體上浮替油、鄰近停產(chǎn)井氣舉的“一箭三雕”理念，實(shí)施注氣放噴，相距15米的停產(chǎn)井興古7-H321井累出油90噸，氣5.6萬方。加強(qiáng)

28、資料錄取和動態(tài)調(diào)控，為優(yōu)化調(diào)整奠定了良好基礎(chǔ)。（1）開展吸氣指示曲線測試，了解潛山上段和下段儲層吸氣能力興古7-H325該井3月20日開始注氣，日注1萬方，油壓22.5MPa，由于井下安全閥為非氣密扣，造成氣體滲漏，致使套壓不為零且快速上升，為保證井口安全采取放套壓措施，將套壓控制在15MPa以內(nèi)。5月22日-5月29日進(jìn)行了五臺階吸氣指示曲線測試，日注量由最初2.5萬方，逐漸增加到最高12萬方，油壓由21MPa緩慢上升到最高23MPa。興古7-H102日注量由最初5.8萬方，逐漸增加到最高14.1萬方，油壓由25MPa緩慢上升到最高28MPa。兩口井吸氣指示曲線的成功試驗(yàn)，驗(yàn)證了潛山儲層具備

29、較好的吸氣能力。圖14 興古7-H325吸氣指示曲線曲線圖15 興古7-H102吸氣指示曲線曲線（2）開展跟蹤分析和示蹤劑監(jiān)測，及時進(jìn)行注采調(diào)整針對興古7-H1、H2等井的氣竄問題，分別于3月24日和3月26日對興古7、興古7-H102兩個注采井組開展了兩種氣體示蹤劑監(jiān)測。根據(jù)綜合分析結(jié)果及時對中段的興古7井采取了停注措施，對底部的兩個井組實(shí)施減量注氣，使興古7-H1、興古7-H206Z兩口井氣竄得到緩解。此外有51口井監(jiān)測出氮?dú)饨M分。四、效果評價4.1開發(fā)指標(biāo)通過一年多的非烴類氣驅(qū)試驗(yàn)，在提高興古7塊整體開發(fā)效果，穩(wěn)定區(qū)塊產(chǎn)量，取得了較好的效果，實(shí)現(xiàn)了“兩增兩降一控制”(1)兩增：注氣井組周

30、邊9口生產(chǎn)井初步見效，日產(chǎn)油由注氣前的485噸上升到高峰期的560噸，平均油壓由4.2MPa上升到5.4MPa。(2)兩降：區(qū)塊遞減幅度有所減緩，月遞減幅度由注氣前的22.5噸/月下降到2015年16噸/月。圖16 興古7主體塊采油曲線地層壓力降幅有所減緩，月壓降由注氣前的0.22MPa/月下降到目前0.1MPa/月。 圖17 興古7井靜壓散點(diǎn)變化圖(3)一控制：底水錐進(jìn)井?dāng)?shù)有所控制。實(shí)施興古7塊非烴類氣驅(qū)以前，潛山每年都有新增油井見水，嚴(yán)重影響潛山穩(wěn)產(chǎn)。從2014年3月開始啟動興古7塊潛山非烴類氣驅(qū)試驗(yàn)以來，沒有新增一口見水油井，潛山底水錐進(jìn)速度得到有效控制。圖18 興古潛山見水時間分布圖4.2經(jīng)濟(jì)指標(biāo)截止到2014年底,通過在興古7塊開展的非烴類氣驅(qū)技術(shù)探索與試驗(yàn)，累計(jì)增油7635t，累增氣773×104m3，按1255 m3氣折算1噸油計(jì)算增油為6160t，合計(jì)累增油13795t，累積投入資金3922萬元。技術(shù)創(chuàng)新成果凈現(xiàn)值 =（1-30%）×分成系數(shù)×年新增原油產(chǎn)量×（單位原油價