石榴云/新疆日报记者 于江艳 通讯员 张俊

　　今年，西北油田已实施注氮气增油技术14年，累计注氮气53.2亿立方米，增油超960万吨，整体采收率提升2.5%，注气标杆单元采收率提升5%以上。

　　在塔里木盆地，西北油田注氮气采难动用油业绩亮眼。特别是近三年，年注氮增油突破百万吨，氮气驱油已成为西北油田建设千万吨级现代化油气田稳产的“压舱石”。

　　破局：一口井点燃的星星之火

　　西北油田所属塔河油田的油藏深埋5500米以下，没有规整的砂岩孔隙，只有大小不等的溶洞、溶蚀孔洞与裂缝交织缠绕，如同一座倒悬地下的“桂林山水”。

　　油藏非均质性极强、连通性极差，注水开发后期，大量剩余油富集在溶洞高部位，水驱不到、常规工艺够不着，业内称之为“阁楼油”。

　　这片“盲区”，曾让无数技术人员扼腕叹息。

　　转机始于2012年。西北油田开发技术团队在研究单井注水替油时萌生一个大胆构想：既然水重油轻、水驱向下，何不用更轻的介质从顶部“压”油？

　　氮气密度远低于原油和水，若注入井中形成人工气顶，岂不是正好将“阁楼油”从顶部逼出？

　　这一猜想在2012年4月迎来首次验证——TK404井，这口位于残丘斜坡、钻遇缝洞体边部的老井，被选为首个“吃螃蟹者”。累计注入液氮755立方米后，首周期产油2659吨，实践证明“阁楼油”真实存在，也证明氮气能把它“请”出来。

　　织网：从“单打独斗”到“集团作战”

　　单井注气能解一时之困，要规模应用，必须织一张地下大网。

　　油田技术团队依托三维地质建模与油藏数值模拟技术，对剩余油展开“CT式”精细扫描，建成39个重点开发单元全覆盖地质模型，缝洞识别吻合精度达81%。

　　一张覆盖11个主力区块、联动2000余口注采井的巨型井网就此铺开，“一注多采、高注低采、分区配气、动态调参”的开发模式应运而生。

　　T402井是这张大网的生动案例。这口典型风化壳岩溶残丘井，前期遭遇水窜，团队构建“高注低采”气驱井网，氮气从高处注入，将原油驱向低处生产井，井组3口井相继受效，日增油51吨。

　　区块注气控制程度由46%跃升至79%，方气换油率稳定在0.4吨以上，单元注气有效率保持在80%以上。

　　地面保障同步升级：2座集中制氮注气站日产百万立方米氮气，纯度99.99%，长周期注气能力提升2倍，综合成本下降20%。

　　井下则针对5500米至7000米超深井的高温、高腐蚀极端工况，规模化应用耐蚀合金油管与防腐封隔器一体化防护工艺，单井检管费用平均节约500万元。

　　精算：在气窜与效益之间拿捏分寸

　　规模扩大的同时，挑战也如影随形。

　　氮气沿着裂缝“抄近路”直奔采油井，气窜导致驱油效率骤降；部分低效井注气量大、增油少，经济效益亮起红灯。

　　西北油田的选择是：不回避，用技术和管理精细博弈。针对气窜，技术团队打出“氮气+泡沫封堵”组合拳。

　　西北油田研发的新型聚合物起泡剂，可封堵气窜通道，保障注入氮气继续驱替顶部剩余油。

　　新型聚合物起泡剂在高温下表现强悍，TK647井实施复合泡沫驱后，邻井相继增油超4000吨。

　　目前，复合泡沫驱累计实施40井次，措施有效率80%，累计增油12.8万吨。

　　在效益端，油田建立注气井分级评价机制，常态化整治低效井，年均关停调整50井次以上，将氮气资源向高效井组倾斜，无效注气损耗大幅压缩。单井注气施工成本从初期550万元降至80万元，注气板块累计降本超1.15亿元。

　　从一口井的探索，到百万吨级的规模建产，从粗放注气到精细堵调、效益分级，西北油田用14年时间，走出一条创新驱动发展之路。

　　“将持续优化氮气泡沫复合驱与缝洞堵调工艺，深挖老区块剩余油潜力，为油田高质量可持续发展提供坚强支撑。”西北油田开发管理部经理何世伟表示。

责任编辑：高泽斌

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