注氮气驱油，这是国内老油田开发后期提高采收率的成熟技术，然而，面对西北油田平均7500米的超级作业井深、70兆帕以上的地面承压，140摄氏度油藏温度环境、地层水矿化度超高等复杂工况，以及成本压力，要让这项技术落地，并切实发挥作用，西北油田工程技术研究院的技术人员百折不回，攻关不止，历经近八年的努力探索……
■ 江杰 路以文 丁保东 冯一波
●TP11CH井注气现场
●注气现场，技术人员正在读取井口压力参数
4月20日新冠疫情复工之后，中国石化大干一百天在西北油田如火如荼地开展起来。 西北油田副总工程师兼石油工程技术研究院院长赵海洋翻看着《生产报表》，TK404井竟然赫然在列：8年间已累计实施8轮次注气，累计增油超1.8万吨，单井采收率提高近4个百分点。
当年，赵海洋还是西北油田采油气管理部门的负责人。那时候整个西北油田的工程作业压力是太大了，西北油田探明的储量23亿吨，而实施水驱后采收率仅为15%，远低于行业30%的平均水平。引进注氮气驱，成了当年最不言而喻的选择。
注氮气驱是缝洞型油藏最有效的水驱接替手段，采收率可增加30个百分点，可达45%。提高采收率效果优于二氧化碳和化学驱。
大家千挑万选，把目标锁定在TK404井。该井井周残丘发育，具有典型的“阁楼油”特征。经过前期8轮次注水替油后，油水界面上移，导致井周溢出口以上“阁楼油”难以采出。2012年4月对该井开展注氮气先导试验，注入的氮气可以走向构造高部位，驱替了“阁楼油”原油下行，成功注入液氮778方。开井初期无水自喷生产，周期累计增油达到2659吨。
TK404井先导试验获得重大突破，验证了注氮气提高采收率适用于超深缝洞型油藏。那些日子，大家如沐春风，个个神清气爽。然而，他们没想到，典型井的顺利成功，却是一个个不顺利的开始。横亘在前进路上的障碍和困难，需要他们一个一个去解决。这一解决，就用了近七年的时间。
利其器，解决“注不进”
当年给TK404井注气，因为是典型井，作业环境是有保证的，上增压机的空间都是能满足的。而这一作业条件，其他超深井并不具备。西北油田超深井要求注气压力超高，常规制氮注氮设备根本“注不进”，而满足制氮纯度要求的50兆帕以上的增压机，因为体形庞大，无法满足现场机动注气的空间要求。结果是，设备已上井，投资已跟进，队伍已就位，却无功而返。赵海洋说，气驱团队遭遇的这种尴尬就是今天说来，也还是让人脸上挂不住。
怎么办?国内和国际市场都没有同类设备，只有自己来研发轻便小巧的设备。
跨界研发，谈何容易。全研究院憋着一口气，再难的骨头也要把它啃下来。他们和山东恒业石油新技术应用有限公司联合成立了攻关团队。通过持续三年联合研发，对高温制氮分子筛和四级气控防冻系统创新攻关，松绑了高温(60℃)和极寒(-40℃)对制氮效率的限制。革新变压吸附器内部结构，实现超级制氮机整体排量由900立方米/小时翻倍至2400立方米/小时。还采用自增强双层气缸及激光复合离子渗氮技术，攻破应力裂纹和快速磨损难题，大大延长压缩机使用寿命。该技术还拿下了超级撬装制氮注氮装备及核心技术的自主知识产权。真正实现“制得快、注得快、撬装化”。
这套高压高纯撬装制氮注氮设备在TP242井进行了现场应用。该井井深6563.8米，预测纯注气压力48.3兆帕，制氮设备设计采用纯度99.9%的变压吸附制氮，注氮气设备采用70兆帕、每小时2400立方米的增压机。实际注入过程中，现场最高注入压力达到49兆帕，氮气纯度监测99.8%，与设计高度吻合。
TP242井的试验成功，验证了制氮设备在长周期、极端工况下能够保障快速高效分离高纯氮气，确保纯度99.9%的要求，验证了70兆帕压缩机在高输出压力下的的高效稳定运行。
在具体施工作业中，该套设备具有工艺能耗低、原料适应性好、设备转化效率高、规模适应性好、运行稳定性强和操作便捷优等六大优势，成了注气驱油的利器。截至目前该装置已为塔里木盆地高压注气工程累计服役60万小时。
预则立，攻克“注不好”
缝洞型油藏储集体尺度差异极大，非均质性极强，是重力主导、管渗耦合的特殊流动，其复杂性远超常规。油田开发前期研究解决了产建和注水政策难题，但全行业内对注氮气提高采收率机理尚无成熟研究，并不是所有的井都是气入油出，正同注水并不是水入油出，对剩余油的预测和注氮气政策，成为了超深井注气驱油的关键。
凡事预则立，不预则废。通过三年技术革新和反复论证，他们创新推出西北油田溶洞体“三定”空间描述方法，将识别精度缩小至10米内。发展了缝洞岩溶相融合建模方法，数模符合率提高至81%，水驱后剩余油预测精度显著提高。找到了井周缝洞储量-轮次注气量-注气轮次之间的匹配关系，创新形成了单井注氮气技术图版，明确了不同岩溶背景下的井网构建、注采关系、注气方式、注气量等关键参数，形成了单元气驱技术政策。
TH12128井是一个被判“死刑”的典型井。该井为溶洞型储集体，地质储量9.04万吨，井周分布有“阁楼油”，前期开展过7轮次注水替油，都已经失效。2013年7月开展了首轮注气，注气量为50万方，但开井后产油仅57吨，首轮注气被认定为无效。
通过利用“三定”空间描述方法重新解释后，认为该井井周储集体发育，井周仍有大量剩余油未动用，第二轮在经过单井注氮气技术图版对注气参数重新优化之后，第二轮注气量增加到80万方，增油量提高到3206吨，随后该井开展了2轮次注气，增油量达到1500吨以上。通过“三定技术”和注氮气技术政策的结合该井累计产油达8300吨。
“三定”就是很好的“预”，注多少，怎么注，注气效果预测变得胸有成竹。
辟蹊径，跨越“注不起”
当西北油田好不容易建立起清晰完整的注气技术机理，拥有先进的制氮注氮装备，却在2014年撞上国际油价“断崖式”下跌。当时，注氮气平衡油价60美元/桶。国际油价仅为45美元/桶。而且，从此开始，国际油价也多在50美元徘徊。今年疫情横扫全球后，竟然跌到20美元/桶左右。
好东西，用不起。好技术，不敢上，让人心疼，也让人手痒。他们研究地面制氮注氮装备作业链，试图找到成本压缩空间，却发现不过是杯水车薪，无济于事。眼看着手里的注氮气技术开采成了真正的鸡肋。在无路可走的情况下，他们对注气的全作业链条进行精梳理，算细账，结果发现把作业过程分解成地面、井口、管柱全流程，一台常规注气井口装置成本70万元，一个注气过程需要下四趟管柱作业，或许还有压缩空间?
于是，经过精心设计，井口配备抽油杆悬挂器，实现注气直接转机抽;在保证高压安全且不影响其他作业的前提下改革井口，减少不必要的测试附件，整体高度降低至1.4米。改进后的注采一体化井口成本40万元/台，实现降本30万元/井。
一次注气“四趟作业”：转抽、注气、监检测和腐蚀检管。一趟作业费用50余万，四趟作业总费用200余万。怎么降?注气管串增加过桥套管实现下深5000米，创新设计井口杆柱悬挂器实现抽油杆柱塞悬挂;注气时柱塞上提注气，生产时下放柱塞举升采油。一趟管柱完成四重作业。一次注气流程节省150余万作业费。
这一方案在TH12147井，创造了奇迹。该井是一口掺稀井，地质储量12.44万吨，具有单周期多轮次注氮气的潜力。为了降低注氮气成本，注入工艺设计采用注采一体化井口和管柱，并配套抽油杆悬挂器和掺稀单流阀;注入设备采用电驱设备，多周期实施期间，注气时，只需将抽油杆悬挂在井口实施注气，实现了多周期不动井口和管柱注气。
该井现场累计实施5轮次，注入氮气260万方，工艺节约费用(措施前)达825万元，电气化设备节约费用163.8万元，累计节约988.8万元。该井的成功实施，为缝洞型油藏注氮气降本提供思路，为注氮气工艺的规模化推广提供支撑。
至此，气驱攻关团队才真正突破“低成本规模注气”的卡喉点。注氮气平衡油价由60美元下降到30美元/桶，较好解决了“注不起”难题。
