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摘要：古城油田边水能量强，开发后期平剖面矛盾突出，综合含水上升，通过实施氮气抑水增油技术，提高了区块降低了综合含水，自然递减减缓，区块开发形势明显好转。本文对氮气抑水增油在该区块的适应性进行了总结，对其它同类型油藏开发有一定的借鉴意义。
关键词：氮气抑水增油；平面矛盾；优化参数
1古城油田地质特征及开发现状
1、1地质特征
古城油田注水开发区块有泌123、泌124和泌125、毕店四个断块，具有构造破碎，断层发育，油水界面复杂等特征。其中泌123、124断块构造总体形态为鼻状构造，分别被9条断层切割成支离破碎的次级小断块，共有26个含油气小层，地质储量702×104吨，由于构造复杂，断层较多，导致纵向上油水界面参差不齐，基本上每一个油层都为独立的油水系统，边水能量较强。泌125断块地质储量416×104吨，为东西相交的两条反掉弧形正断层形成的断鼻气顶边水油气藏，储层属三角州前缘相沉积的泥砂岩组合，其特征是中间部位地层沉积较薄，两翼地层沉积较厚。毕店区块储层物性差异大，单元面积小，难以形成有效的注采井网，储层含蜡量、凝固点相对较高。
1.2常采开发现状及特征
截止2018年12月，古城油田常采投入开发油井331口，井口累计产油233.5954×104吨，核实累积产油174.8478×104吨，累积注水135.9721万方，累积注采比0.77，综合含水87.18%，采出程度24.5%。
由于常采区块生产层位多，注水受效差异大，平面上注入水沿物性好的油井指进，见效较快，物性差的井区见效缓慢，甚至不见效；纵向上由于各小层物性不同，从而导致层间、层内吸水差异较大，高渗层吸水好，低渗层吸水差，动用程度低；边部油井受边水影响，导致边水侵入或边水淹，油井高含水生产。由于动态调整难度大，采取常规调配、堵水、调剖等措施，不能有效改善高含水井的生产效果。虽然通过多种手段的动态调配加强了注水力度，但是区块地层压力保持水平水平仅为63.9%。由于压力保持水平低，注入水水淹严重，高含水油井增加。目前开井168口，其中采油井121口，注水井47口，日产液1963吨/天，产油261吨/天，综合含水87%，日注水1805方，注采比0.92，采油速度0.69%，。
2 氮气抑水增油的作用机理
2.1油井的油水流度差异大，注入的氮气首先进入水体，利用氮气的超覆作用，使水体被迫向构造或油层下部运移，氮气具有压水锥、改善油水界面的特点。
2.2氮气的非混相驱替作用，增加水相渗流阻力，降低油相渗流阻力[2]。利用气体的贾敏效应，增加水相在地层中的流动阻力，抑制水在地层中的产出，在恢复生产过程中由于不断有氮气从油水相中溢出，增加了窜流通道中水相的阻力。另外，氮气注入阶段可以将含水饱和度较高的区域中的水推进到地层深处，而在恢复生产后，油相在这些区域中的流动峰值阻力显著降低。
2.3氮气能保持地层压力，有利于减缓底水锥进，氮气不溶于水，微溶于油，具有良好的膨胀性，驱油弹性能量大。
2.4在油井开抽时，生产压差加大，利用氮气良好的压缩性，产生较大的弹性驱动能量，对原油产生“抽提”或“携带”作用，提高油井产量，改善油井生产效果。
2.5由于重力分异，注入的氮气进入微构造高部位形成次生小气顶，驱替顶部原油向下移动[1]。
3 目前氮气抑水增油使用状况及影响因素
利用氮气压水锥、改善油水界面、增加水相渗流阻力及增能的作用，加大氮气抑水增油措施实施力度，抑制优势方向注入水和强边水淹层，增产效果显著。 2018年1-12月实施氮气抑水增油措施22井次，有效18井次，有效率81.8%，累计增油2552.6吨。实施后单井产液由26吨/天下降至20.9吨/天，单井产油0.3吨/天上升至1.8吨/天，综合含水由99%下降至93.7%。
从实施的氮气抑水增油见效规律看，影响吞吐效果的主要原因由：
3.1 油层有效厚度对注氮效果的影响
油层有效厚度越大，相对氮气抑水增油效果较好，平均有效厚度在7-10米的油井，氮气抑水增油措施见效明显。
3.2 层间物性差异对注氮效果的影响
目前常采单元实施的氮气抑水增油井大部分分多段射孔，生产层层间物性差异大，边水沿高渗段突进，通过对20口氮气抑水增油见效井渗透率级差与措施增油效果统计，渗透率级差在4-7时，措施增油效果相对较好。
泌124区主要问题是南部砂体位于河道中心部位，物性好，连通性好，注入水平面窜流，注水调配困难。为保持平面平衡，降低油井含水，增大油井生产层压力，改变对应注水井地下液流方向，2018年对古3506等8四口油井实施了组合注氮气，以达到增油降水的目的，施后平面矛盾得到缓解，平均单井增油164.0吨，日增油1.87吨/天，生产效果较好。
3.3 边水能量对注氮效果的影响
距离原始油水边界近的油井，边水能量强，氮气抑水增油挖潜难度大，距油水边界100米以上的油井效果好。受边水影响，但边水能量相对较弱，动液面相对较低的油井氮气抑水增油措施效果相对较好。
古城油田泌123区块共实施注氮措施12井次，其中的10井次生产Ⅳ12或Ⅳ2层，为聚合物驱井组的采油井，均靠近油水边界，由于边水能量较强，聚驱作用没有得到充分发挥，油井表现出高液量，高含水。通过实施注氮措施后，边水能量得到抑制，生產效果明显改善。平均单井累计增油172t。
3.4 多轮次对注氮效果的影响
目前氮气抑水增油5轮次以上井有10口，随轮次增加、近井地带采出程度高，剩余油分散，氮气作用半径有限，措施效果逐渐变差。
4、下步措施建议
氮气抑水增油具有抑制水锥，改善油井平、剖面矛盾，降低油井含水等作用，但有效期短，在下步生产中应做好以下几项工作：
4.1 优化氮气抑水增油选井，对油层厚度大（平均厚度8m），剖面差异明显（级差在5.5左右），平均孔隙度在25%左右，平均渗透率0.7μm2，含油饱和度>40%的油井实施氮气抑水增油。
4.2以注水开发为基础，在做好注水调整的同时，实施油调剖、调驱与氮气抑水增油相结合，抑制平剖面矛盾，扩大氮气有效波及体积，达到抑水驱油双重目的。
4.3采取多轮次氮气抑水增油措施后，近井地带含油饱和度下降，氮气作用半径有限，增油效果变差。通过及时的注采调整及局部提液、限液等方法，调整水线推进方向，能加区域内部能量，提高水驱油效果。
5.4优化氮气抑水增油参数，深化油层潜力分析，对水淹严重（以边水淹为主），采出程度相对较低，有一定地层能量的油井实施氮气抑水增油，提高措施的针对性。
参考文献
[1]王继创，孟繁森等.古城油田氮气抑水技术[J].油气田地面工程，2014，33（3）：27-28
作者简介：白汉郧 （1979.5）男，河南唐河人，河南油田分公司采油二厂古城油田服务三队职工，长期从事油田开发与管理工作。
（作者单位：河南油田分公司采油二厂古城油田管理器）
关键词：氮气抑水增油；平面矛盾；优化参数
1古城油田地质特征及开发现状
1、1地质特征
古城油田注水开发区块有泌123、泌124和泌125、毕店四个断块，具有构造破碎，断层发育，油水界面复杂等特征。其中泌123、124断块构造总体形态为鼻状构造，分别被9条断层切割成支离破碎的次级小断块，共有26个含油气小层，地质储量702×104吨，由于构造复杂，断层较多，导致纵向上油水界面参差不齐，基本上每一个油层都为独立的油水系统，边水能量较强。泌125断块地质储量416×104吨，为东西相交的两条反掉弧形正断层形成的断鼻气顶边水油气藏，储层属三角州前缘相沉积的泥砂岩组合，其特征是中间部位地层沉积较薄，两翼地层沉积较厚。毕店区块储层物性差异大，单元面积小，难以形成有效的注采井网，储层含蜡量、凝固点相对较高。
1.2常采开发现状及特征
截止2018年12月，古城油田常采投入开发油井331口，井口累计产油233.5954×104吨，核实累积产油174.8478×104吨，累积注水135.9721万方，累积注采比0.77，综合含水87.18%，采出程度24.5%。
由于常采区块生产层位多，注水受效差异大，平面上注入水沿物性好的油井指进，见效较快，物性差的井区见效缓慢，甚至不见效；纵向上由于各小层物性不同，从而导致层间、层内吸水差异较大，高渗层吸水好，低渗层吸水差，动用程度低；边部油井受边水影响，导致边水侵入或边水淹，油井高含水生产。由于动态调整难度大，采取常规调配、堵水、调剖等措施，不能有效改善高含水井的生产效果。虽然通过多种手段的动态调配加强了注水力度，但是区块地层压力保持水平水平仅为63.9%。由于压力保持水平低，注入水水淹严重，高含水油井增加。目前开井168口，其中采油井121口，注水井47口，日产液1963吨/天，产油261吨/天，综合含水87%，日注水1805方，注采比0.92，采油速度0.69%，。
2 氮气抑水增油的作用机理
2.1油井的油水流度差异大，注入的氮气首先进入水体，利用氮气的超覆作用，使水体被迫向构造或油层下部运移，氮气具有压水锥、改善油水界面的特点。
2.2氮气的非混相驱替作用，增加水相渗流阻力，降低油相渗流阻力[2]。利用气体的贾敏效应，增加水相在地层中的流动阻力，抑制水在地层中的产出，在恢复生产过程中由于不断有氮气从油水相中溢出，增加了窜流通道中水相的阻力。另外，氮气注入阶段可以将含水饱和度较高的区域中的水推进到地层深处，而在恢复生产后，油相在这些区域中的流动峰值阻力显著降低。
2.3氮气能保持地层压力，有利于减缓底水锥进，氮气不溶于水，微溶于油，具有良好的膨胀性，驱油弹性能量大。
2.4在油井开抽时，生产压差加大，利用氮气良好的压缩性，产生较大的弹性驱动能量，对原油产生“抽提”或“携带”作用，提高油井产量，改善油井生产效果。
2.5由于重力分异，注入的氮气进入微构造高部位形成次生小气顶，驱替顶部原油向下移动[1]。
3 目前氮气抑水增油使用状况及影响因素
利用氮气压水锥、改善油水界面、增加水相渗流阻力及增能的作用，加大氮气抑水增油措施实施力度，抑制优势方向注入水和强边水淹层，增产效果显著。 2018年1-12月实施氮气抑水增油措施22井次，有效18井次，有效率81.8%，累计增油2552.6吨。实施后单井产液由26吨/天下降至20.9吨/天，单井产油0.3吨/天上升至1.8吨/天，综合含水由99%下降至93.7%。
从实施的氮气抑水增油见效规律看，影响吞吐效果的主要原因由：
3.1 油层有效厚度对注氮效果的影响
油层有效厚度越大，相对氮气抑水增油效果较好，平均有效厚度在7-10米的油井，氮气抑水增油措施见效明显。
3.2 层间物性差异对注氮效果的影响
目前常采单元实施的氮气抑水增油井大部分分多段射孔，生产层层间物性差异大，边水沿高渗段突进，通过对20口氮气抑水增油见效井渗透率级差与措施增油效果统计，渗透率级差在4-7时，措施增油效果相对较好。
泌124区主要问题是南部砂体位于河道中心部位，物性好，连通性好，注入水平面窜流，注水调配困难。为保持平面平衡，降低油井含水，增大油井生产层压力，改变对应注水井地下液流方向，2018年对古3506等8四口油井实施了组合注氮气，以达到增油降水的目的，施后平面矛盾得到缓解，平均单井增油164.0吨，日增油1.87吨/天，生产效果较好。
3.3 边水能量对注氮效果的影响
距离原始油水边界近的油井，边水能量强，氮气抑水增油挖潜难度大，距油水边界100米以上的油井效果好。受边水影响，但边水能量相对较弱，动液面相对较低的油井氮气抑水增油措施效果相对较好。
古城油田泌123区块共实施注氮措施12井次，其中的10井次生产Ⅳ12或Ⅳ2层，为聚合物驱井组的采油井，均靠近油水边界，由于边水能量较强，聚驱作用没有得到充分发挥，油井表现出高液量，高含水。通过实施注氮措施后，边水能量得到抑制，生產效果明显改善。平均单井累计增油172t。
3.4 多轮次对注氮效果的影响
目前氮气抑水增油5轮次以上井有10口，随轮次增加、近井地带采出程度高，剩余油分散，氮气作用半径有限，措施效果逐渐变差。
4、下步措施建议
氮气抑水增油具有抑制水锥，改善油井平、剖面矛盾，降低油井含水等作用，但有效期短，在下步生产中应做好以下几项工作：
4.1 优化氮气抑水增油选井，对油层厚度大（平均厚度8m），剖面差异明显（级差在5.5左右），平均孔隙度在25%左右，平均渗透率0.7μm2，含油饱和度>40%的油井实施氮气抑水增油。
4.2以注水开发为基础，在做好注水调整的同时，实施油调剖、调驱与氮气抑水增油相结合，抑制平剖面矛盾，扩大氮气有效波及体积，达到抑水驱油双重目的。
4.3采取多轮次氮气抑水增油措施后，近井地带含油饱和度下降，氮气作用半径有限，增油效果变差。通过及时的注采调整及局部提液、限液等方法，调整水线推进方向，能加区域内部能量，提高水驱油效果。
5.4优化氮气抑水增油参数，深化油层潜力分析，对水淹严重（以边水淹为主），采出程度相对较低，有一定地层能量的油井实施氮气抑水增油，提高措施的针对性。
参考文献
[1]王继创，孟繁森等.古城油田氮气抑水技术[J].油气田地面工程，2014，33（3）：27-28
作者简介：白汉郧 （1979.5）男，河南唐河人，河南油田分公司采油二厂古城油田服务三队职工，长期从事油田开发与管理工作。
（作者单位：河南油田分公司采油二厂古城油田管理器）