李浩楠，宋 平，朱亞婷，譚 龍，張記剛

中國(guó)石油新疆油田公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依 834000

引言

瑪湖油田是中國(guó)油氣勘探新近發(fā)現(xiàn)的大油氣區(qū)之一，2017 年探明資源儲(chǔ)量超10×108t。在經(jīng)歷了多重地殼運(yùn)動(dòng)和構(gòu)造演化后，形成了構(gòu)造控制為主、巖性控制次之、不發(fā)育邊水底水的致密砂礫巖儲(chǔ)層。眾所周知，致密礫巖油藏非均質(zhì)性強(qiáng)、含油飽和度低、儲(chǔ)層物性差，常規(guī)開(kāi)發(fā)方式很難獲得工業(yè)油流[1]。因此，水平井+多種壓裂技術(shù)應(yīng)運(yùn)而生，實(shí)現(xiàn)了致密礫巖油藏的有效開(kāi)發(fā)。自瑪湖油田投產(chǎn)以來(lái)，采用水平井+體積壓裂開(kāi)發(fā)方式進(jìn)行規(guī)模建產(chǎn)，受致密礫巖油藏特性影響，衰竭開(kāi)發(fā)產(chǎn)量遞減快（年遞減大于20%）、預(yù)測(cè)采收率低（小于10%），亟需轉(zhuǎn)變開(kāi)發(fā)方式補(bǔ)充地層能量?，F(xiàn)場(chǎng)主要開(kāi)展了注水試驗(yàn)，對(duì)于低滲致密儲(chǔ)層，受儲(chǔ)層強(qiáng)非均質(zhì)和應(yīng)力敏感影響，注水壓力高，超過(guò)破裂壓力，注入后水竄特征明顯，水驅(qū)效果差，整體表現(xiàn)為“注不進(jìn)、采不出”的特征。

最早提出低滲透油藏注氣的目的是維持油藏壓力、改善油田開(kāi)發(fā)效果。隨著EOR 技術(shù)的發(fā)展和完善，注氣介質(zhì)的選擇重心逐漸向非烴類氣體轉(zhuǎn)移即常規(guī)氣驅(qū)（二氧化碳和氮?dú)猓2-3]。中國(guó)在該技術(shù)領(lǐng)域目前處于現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)階段，各地區(qū)根據(jù)自己情況以及氣源現(xiàn)狀開(kāi)展了相應(yīng)的先導(dǎo)試驗(yàn)，取得了一些可借鑒的經(jīng)驗(yàn)。與常規(guī)注水相比，注氮?dú)忾_(kāi)發(fā)低滲透油藏具有注入壓力低、有效補(bǔ)充地層能量及與地層流體配伍好等優(yōu)勢(shì)[4]。但致密礫巖儲(chǔ)層水平井+體積壓裂注氣開(kāi)發(fā)尚無(wú)成功的實(shí)踐認(rèn)識(shí)。因此，為了更好地開(kāi)發(fā)瑪湖油田，現(xiàn)場(chǎng)在M 區(qū)塊開(kāi)展了注氮?dú)庀葘?dǎo)試驗(yàn)，通過(guò)注氮?dú)庑Ч脑u(píng)價(jià)研究，以期推動(dòng)瑪湖致密礫巖儲(chǔ)層注氣提高采收率技術(shù)的發(fā)展和應(yīng)用。

1 試驗(yàn)區(qū)地質(zhì)和流體概況

M 區(qū)塊為致密礫巖油藏，儲(chǔ)集空間以粒內(nèi)溶孔為主，縱向上多層系，以三疊系百口泉組為例，探明地質(zhì)儲(chǔ)量3.4×108t。M 區(qū)塊構(gòu)造上主體發(fā)育東南傾的單斜，地層傾角3°～9°，沉積上以扇三角洲前緣沉積為主，儲(chǔ)層表現(xiàn)強(qiáng)的非均質(zhì)性，油藏孔隙度平均10%左右，平均滲透率1 mD，平均壓力系數(shù)1.3 左右，原油密度0.689 0～0.827 5 g/cm3，50°C原油黏度0.41～5.18 mPa·s，原始溶解氣油比144 m3/m3，屬于強(qiáng)應(yīng)力敏感、特低滲、異常高壓未飽和油藏。

M 區(qū)塊自2015 年投產(chǎn)開(kāi)發(fā)以來(lái)，預(yù)計(jì)采收率僅8%，主力儲(chǔ)層喉道小，導(dǎo)致液相滲透率低，驅(qū)替壓力高；縫網(wǎng)壓裂后油井見(jiàn)水不見(jiàn)效；儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，導(dǎo)致水驅(qū)開(kāi)發(fā)層內(nèi)及平面矛盾嚴(yán)重。類比同類油藏，注水開(kāi)發(fā)具有不確定性。因此，開(kāi)展注氣（氮?dú)猓┓绞?、注氣?qū)油機(jī)理和提高采收率的研究，明確瑪湖地區(qū)氣驅(qū)提高采收率介質(zhì)相態(tài)基礎(chǔ)參數(shù)、介質(zhì)混相能、氣驅(qū)提高采收率潛力。同時(shí)，瑪湖致密礫巖油藏注氣開(kāi)發(fā)經(jīng)驗(yàn)較少，為了后期全面注氣開(kāi)發(fā)改善開(kāi)發(fā)效果，所以有必要進(jìn)行注氮?dú)庀葘?dǎo)性試驗(yàn)來(lái)驗(yàn)證氮?dú)怛?qū)的可行性。

2 注N2 驅(qū)提高采收率可行性評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)

為了研究氮?dú)怛?qū)技術(shù)在瑪湖油田M 區(qū)塊致密礫巖油層的可行性，選取了M 區(qū)塊生產(chǎn)井的原油樣品和巖芯材料，開(kāi)展地層流體與氮?dú)怏w系的相態(tài)特征及長(zhǎng)細(xì)管實(shí)驗(yàn)和加氣膨脹實(shí)驗(yàn)（圖1）[5-9]。

圖1 流體物性室內(nèi)實(shí)驗(yàn)測(cè)定Fig.1 Laboratory test of fluid physical properties

2.1 原油基本性質(zhì)

瑪湖油田M 區(qū)塊原油性質(zhì)較好，總體上屬于中等密度、中低黏度、高含蠟、低氣油比、中等壓縮系數(shù)及高溫的常規(guī)性質(zhì)原油，見(jiàn)表1。

表1 地層原油性質(zhì)表Tab.1 Properties of crude oil

2.2 流體相態(tài)特征

為了研究注入氮?dú)夂笤囼?yàn)區(qū)地層原油相態(tài)的變化情況，在一定溫度和壓力下對(duì)地層原油進(jìn)行若干次注氣，每次注氣后測(cè)試整個(gè)體系溶解度、體積系數(shù)、黏度等參數(shù)變化，通過(guò)記錄實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，得到不同壓力下的氮?dú)馊芙舛汝P(guān)系曲線以及氮?dú)庠诓煌芙舛认碌酿ざ取Ⅲw積膨脹系數(shù)的關(guān)系圖，如圖2 和圖3所示。

圖2 注入壓力與氮?dú)馊芙舛汝P(guān)系曲線Fig.2 The relationship between injection pressure and nitrogen solubility

圖3 氮?dú)馊芙舛扰c體積膨脹系數(shù)、黏度關(guān)系Fig.3 Relationship between nitrogen solubility and cubical expansion coefficient and viscosity

圖2 表明，氮?dú)夂茈y溶解到原油中，當(dāng)壓力為62 MPa 時(shí)，也只有25% 的氮?dú)馊芙獾皆椭?；從圖3 可以看出，在氮?dú)馊芙舛葹?5%時(shí)，黏度降低2.3%，體積膨脹86%。說(shuō)明氮?dú)馕⑷苡谠椭?，主要通過(guò)自身的膨脹性，為地層補(bǔ)充能量，增加彈性能量。

2.3 最小混相壓力計(jì)算

通過(guò)室內(nèi)長(zhǎng)細(xì)管模型實(shí)驗(yàn)?zāi)M混相和非混相驅(qū)替。由于氮?dú)夂茈y達(dá)到90%以上的驅(qū)替效率，考慮實(shí)驗(yàn)室實(shí)際情況，以60%以上作為混相的標(biāo)準(zhǔn)，記錄氣體突破的數(shù)據(jù)。

然后分別對(duì)非混相段和混相段進(jìn)行線性擬合，兩端擬合的交點(diǎn)為最小混相壓力點(diǎn)，M 區(qū)塊氮?dú)庾钚』煜鄩毫?2.3 MPa（圖4），原始地層壓力34.0 MPa，很難到達(dá)混相，因此，此區(qū)塊注氮?dú)馓岣卟墒章适且环N非混相驅(qū)增產(chǎn)技術(shù)。

圖4 氮?dú)怛?qū)替采出程度與驅(qū)替壓力關(guān)系曲線Fig.4 Relationship curve between recovery degree and displacement pressure

2.4 驅(qū)油效率

實(shí)驗(yàn)室選取M 區(qū)塊的巖芯做驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，分別在不同壓力下，模擬注入量和驅(qū)油效率的關(guān)系（圖5）。結(jié)果表明，氮?dú)庠诮煜鄺l件下平均采收率50%，隨著實(shí)驗(yàn)壓力的提高，采收率逐漸升高，混相更充分，氮?dú)馊芙舛雀?，平均產(chǎn)油速度和生產(chǎn)時(shí)間小幅度升高。在非混相條件下（圖6），氣液處于兩相流動(dòng)狀態(tài)，滲流阻力大，注采壓差升高迅速，壓差升高至4～5 MPa，突破后壓差緩慢降低到3 MPa。

圖5 不同壓力下注入量和驅(qū)油效率的關(guān)系Fig.5 The relationship between injection volume and oil displacement efficiency at different pressures

圖6 不同壓力下注入量和注采壓差的關(guān)系Fig.6 The relationship between injection volume and differential pressure at different pressures

2.5 氮?dú)怛?qū)油機(jī)理分析

瑪湖致密礫巖油藏非均質(zhì)性強(qiáng)，滲透率低，普遍存在注不進(jìn)、采不出的問(wèn)題，欠注現(xiàn)象非常嚴(yán)重，地層能量虧空大，不能得到及時(shí)補(bǔ)充，造成產(chǎn)液量和日產(chǎn)油量快速減少。另外，低滲透油藏的敏感性很強(qiáng)，注水會(huì)帶來(lái)很大的地層傷害，使地層的滲透性變得更差。注N2可有效解決低滲透油藏能量補(bǔ)充和儲(chǔ)層敏感性強(qiáng)的問(wèn)題，且N2的非混相驅(qū)可提高采收率，從而可改善其開(kāi)發(fā)效果[10-11]。

（1）氮?dú)馀c地層流體配伍性好。N2在常溫常壓下為無(wú)色無(wú)味的氣體，化學(xué)性質(zhì)極不活潑，屬于惰性氣體，且無(wú)腐蝕、很難燃燒、干燥，不與地層流體發(fā)生反應(yīng)，傷害儲(chǔ)層；氮?dú)赓Y源豐富，空氣總占比78.12%，隨著制氮工藝的成熟和普及，氮?dú)獬杀敬蟠蠼档?，使用N2安全可靠，輸送管線、井口設(shè)備和管柱無(wú)需防腐。

（2）氮?dú)饽苡行Ы档妥⑷雺毫ΑＲ环矫?，N2的分子尺寸較小，有利于進(jìn)入到微孔隙中驅(qū)替原油；另一方面，N2與油的界面張力，遠(yuǎn)小于水與油以及N2與水的界面張力，因此，N2比水更易進(jìn)入窄裂縫、微孔隙中，不需要很高的注入壓力，可用于低、特低滲油藏的注入。

（3）氮?dú)怛?qū)的驅(qū)油機(jī)理主要是通過(guò)增加地層能量、降低原油黏度或通過(guò)與原油近似混相來(lái)提高原油采收率，主要表現(xiàn)在：1○N2微溶于原油，可以降低原油黏度，增加其流動(dòng)性。2○N2具有較高的膨脹性，使其具有良好的驅(qū)替、氣舉和助排等作用，可以保持油氣藏流體的壓力。3○N2被注入油層后，可在油層中形成束縛氣飽和度，從而使含水飽和度及水相滲透率降低。4○多次接觸非混相驅(qū)或近混相驅(qū)：氮?dú)馀c地層油接觸產(chǎn)生溶解及抽提效應(yīng)，一方面，溶解效應(yīng)使原油黏度、密度下降，改善原油性質(zhì)，使處于驅(qū)替前緣被富化的氣體黏度、密度等性質(zhì)接近于地層原油，氣-油兩相間的界面張力則不斷降低，在合適的油層壓力下甚至產(chǎn)生近混相狀態(tài)，在這種狀態(tài)下，注氮?dú)怛?qū)油效率將明顯提高；另一方面，抽提效應(yīng)使原油性質(zhì)變差，這種抽提作用在油井近井地帶表現(xiàn)更明顯、更強(qiáng)烈。

3 注氮?dú)庠囼?yàn)效果及影響因素分析

2019 年底，在M 區(qū)塊開(kāi)展注氮?dú)夥腔煜囹?qū)先導(dǎo)試驗(yàn)，井組包括1 口和注氣井5 口生產(chǎn)井（圖7）。2020 年初完成試注，累積注氣3 個(gè)月左右，累積注氣量約200×104m3，通過(guò)逐步改變注入速度，分析注采井動(dòng)態(tài)變化特征，評(píng)價(jià)注氣提高采收率技術(shù)可行性。

圖7 M 井區(qū)1 注5 采位置圖Fig.7 Location map of injection 5 production in Block M

根據(jù)M 區(qū)塊注氮?dú)猬F(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)井日?qǐng)?bào)數(shù)據(jù)，分別對(duì)產(chǎn)油量、油壓、氣油比和氮?dú)鉂舛鹊葏?shù)指標(biāo)進(jìn)行動(dòng)態(tài)變化特征分析[12-16]。

3.1 產(chǎn)油量

3.1.1 單井日產(chǎn)油量變化

注入井注氮?dú)夂?，向周圍鄰井?dāng)U散波及，未見(jiàn)氣時(shí)，產(chǎn)油量穩(wěn)定，沒(méi)有出現(xiàn)遞減趨勢(shì)；見(jiàn)氣后產(chǎn)油量上升，氮?dú)獾尿?qū)替和帶動(dòng)起到了明顯的作用；但很快氣竄嚴(yán)重，產(chǎn)油量下降；后期產(chǎn)油量恢復(fù)且有穩(wěn)定的趨勢(shì)，這是因?yàn)榻档妥⑷胨俣?，延緩氣竄，擴(kuò)大了氮?dú)怛?qū)的波及體積，因此，產(chǎn)油量穩(wěn)產(chǎn)高產(chǎn)（圖8）。

圖8 aa 井日產(chǎn)油量曲線Fig.8 Daily oil production curve of Well aa

3.1.2 井組平均日產(chǎn)油量變化

通過(guò)單井生產(chǎn)數(shù)據(jù)的處理，整理出井組平均日產(chǎn)油量，應(yīng)用Arps 指數(shù)遞減分析方法，預(yù)測(cè)了注氣前產(chǎn)量變化的趨勢(shì)。藍(lán)色線階段為采油井現(xiàn)場(chǎng)鉆塞階段，產(chǎn)量緩慢上升。隨后為注氮?dú)怆A段，產(chǎn)油量平穩(wěn)，后期有顯著的上升，且穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間長(zhǎng)達(dá)10 d以上（圖9）。由井組平均日產(chǎn)油和自然遞減階段相比，注氮?dú)庑Ч黠@，遞減減緩，有一定的穩(wěn)產(chǎn)效果，整體上累積增油1 953 t。

圖9 試注井組平均日產(chǎn)油量分析圖Fig.9 Analysis of average daily oil production of test injection well groups

3.1.3 不同注入速度下井組平均日產(chǎn)油量變化

注氮?dú)怆A段不同注入速度下，井組平均日產(chǎn)油量變化關(guān)系如圖10 所示。結(jié)果表明，注入速度越大，平均日產(chǎn)油量呈現(xiàn)降低趨勢(shì)，后期恢復(fù)注入速度到2.0×104m3/d，產(chǎn)油量明顯上升且有穩(wěn)產(chǎn)10 d以上的趨勢(shì)。圖11 定量評(píng)價(jià)了不同注入速度下井組平均日產(chǎn)油量的變化，在2.0×104m3/d 的注入速度下，平均日產(chǎn)油最高。因此，2.0×104m3/d 為該井組最優(yōu)的臨界注入速度，這也說(shuō)明注入速度是影響產(chǎn)油量的一個(gè)重要因素。

圖10 井組注采對(duì)比關(guān)系圖Fig.10 Well group injection-production comparison diagram

圖11 不同注入速度下井組平均日產(chǎn)油量圖Fig.11 Diagram of average daily oil production of well groups at different injection rates

3.2 油壓

如果沒(méi)有地層能量的補(bǔ)充，產(chǎn)量穩(wěn)定的話，要增大生產(chǎn)壓差，是以犧牲油壓來(lái)實(shí)現(xiàn)的，因此，油壓會(huì)出現(xiàn)明顯的下降。當(dāng)生產(chǎn)井油壓穩(wěn)定，還保持穩(wěn)定的產(chǎn)量，說(shuō)明地層能量有外來(lái)的補(bǔ)充。當(dāng)油壓先微小的下降，隨后快速上升，預(yù)示著，該生產(chǎn)井經(jīng)歷見(jiàn)氣及氣竄。

圖12 中油壓經(jīng)歷了先上升后下降，最后穩(wěn)定到10 MPa 左右，這是因?yàn)楹笃谡{(diào)整到合理的注入速度，目的是使日產(chǎn)油量上升，目前油壓明顯高于注氣前，說(shuō)明注氮?dú)馄鸬搅搜a(bǔ)充地層能量，增加產(chǎn)油量的作用，注氣有效。

圖12 aa 井井口油壓曲線Fig.12 Wellhead oil pressure curve of Well aa

3.3 氣油比

當(dāng)注氣井以一定的注入速度開(kāi)始注氣時(shí)，注入氣沒(méi)有達(dá)到生產(chǎn)井之前，氣油比基本穩(wěn)定或者變化不大；到達(dá)生產(chǎn)井時(shí)，氣油比小幅升高；氣油比異常高時(shí)，說(shuō)明氣竄；后續(xù)氣油比下降穩(wěn)定到400 m3/t 時(shí)，產(chǎn)油量也上升，說(shuō)明此時(shí)注入速度是最優(yōu)的臨界速度，沒(méi)有氣竄，生產(chǎn)表現(xiàn)出見(jiàn)效特征（圖13）。

圖13 aa 井日產(chǎn)氣油比曲線Fig.13 The daily gas-oil ratio curve of Well aa

3.4 氮?dú)鉂舛?/h3>

現(xiàn)場(chǎng)不定時(shí)在生產(chǎn)井井口取出氣樣，經(jīng)過(guò)實(shí)驗(yàn)室測(cè)得氮?dú)夂空伎傮w氣樣的百分比，得到采出氣的氮?dú)鉂舛?。通過(guò)數(shù)據(jù)記錄和處理，作出了不同時(shí)間點(diǎn)的氮?dú)鉂舛葓D（圖14）。可以看出，氮?dú)鉂舛纫步?jīng)歷4 個(gè)過(guò)程：未見(jiàn)氮?dú)怆A段、見(jiàn)氮?dú)怆A段、氣竄階段及穩(wěn)產(chǎn)階段，與生產(chǎn)井產(chǎn)油量、油壓、氣油比變化一致，說(shuō)明M 井區(qū)注氮?dú)庑Ч己茫梢赃_(dá)到增油的效果。

圖14 aa 井氮?dú)鉂舛葴y(cè)定圖Fig.14 Determination of nitrogen concentration in Well aa

3.5 注氣效果影響因素

收集靜態(tài)地質(zhì)資料、注采井動(dòng)態(tài)資料以及工程資料，動(dòng)靜態(tài)資料結(jié)合，地質(zhì)工程一體化結(jié)合，綜合評(píng)價(jià)了影響注氣效果的主控因素，明確了后期規(guī)模注氣提高采收率的調(diào)控方向，為瑪湖致密礫巖儲(chǔ)層水平井+體積壓裂開(kāi)發(fā)提供研究基礎(chǔ)[17-19]。

3.5.1 人工裂縫

人工裂縫是影響注氣效果的首要因素。前期統(tǒng)計(jì)該生產(chǎn)井井距平均約200 m，壓裂的平均半縫長(zhǎng)約100 m，因此，部分井存在人工裂縫的溝通。當(dāng)注入氣體順著裂縫竄流時(shí)，生產(chǎn)井產(chǎn)油量下降，氣油比和氮?dú)鉂舛犬惓８?，油壓上升，且?jiàn)氣速度快，吸氣指數(shù)大，表現(xiàn)出明顯的氣竄特征（圖15）。

圖15 氣竄井生產(chǎn)曲線Fig.15 Production curve of gas channeling well

注采井組表現(xiàn)出相鄰生產(chǎn)井見(jiàn)氣晚（圖7，MaHW1226 井），產(chǎn)油量穩(wěn)定，氣油比基本穩(wěn)定，氮?dú)鉂舛刃∮?%，沒(méi)有出現(xiàn)氣竄的特征。而相對(duì)較遠(yuǎn)的生產(chǎn)井（圖7，MaHW1227 井），注氣后3 d 見(jiàn)氣，且表現(xiàn)出明顯的氣竄特征，因此，人工裂縫是影響注氣效果的首要因素。

3.5.2 注入速度

注入速度是影響注氣效果的主要因素。通過(guò)對(duì)比注采井的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，該井組在這種裂縫溝通的注氣模式下存在一個(gè)臨界注入速度，大于臨界注入速度，井組有氣竄井出現(xiàn)，而且注入速度越高，氣竄的程度越大；在小于臨界注入速度下，氣油比和氮?dú)鉂舛然謴?fù)正常，產(chǎn)油量小幅上升，沒(méi)有表現(xiàn)出氣竄的特征，氣竄能夠得到抑制。

該注氣井組：3 d 見(jiàn)氣，氣油比和氮?dú)鉂舛壬仙惓?，產(chǎn)油量下降，表現(xiàn)為氣竄特征；注氣速度由3.0×104m3/d 下降到2.0×104m3/d 時(shí)，氣油比和氮?dú)鉂舛然謴?fù)正常，產(chǎn)油量上升，油壓上升，注氣有效果，因此，確定該井組臨界注氣速度2.0×104m3/d（圖16）。

圖16 不同注入速度下的生產(chǎn)曲線Fig.16 Production curve at different injection rates

3.5.3 構(gòu)造

氮?dú)庠谠椭械娜芙舛认噍^于其他常見(jiàn)注入氣體的溶解度低，因此，驅(qū)油的機(jī)理中改善油的流動(dòng)性并不是主要的，而更多的是利用自身的密度條件，來(lái)實(shí)現(xiàn)采收率的提高。重力驅(qū)主要應(yīng)用在傾斜、垂向滲透率高的地層，頂部注氣后，由于重力分異的作用，來(lái)保持壓力，油氣在一定條件下，實(shí)現(xiàn)垂向上的分異和滲流，一般重力驅(qū)在含油構(gòu)造的頂部注氣或油柱注氣。注入的氮?dú)鈺?huì)上升到構(gòu)造高部位形成次生氣頂，從而將頂部的油驅(qū)替到下部，向生產(chǎn)井流動(dòng)。

現(xiàn)場(chǎng)還選取了存在構(gòu)造高差的井組，進(jìn)行氮?dú)庠囎ⅰ，敽吞颩H 井區(qū)013 斷塊構(gòu)造呈西北向東南傾的單斜，構(gòu)造傾角3.4°，構(gòu)造高低差125 m。在構(gòu)造低部位注氮?dú)?，位于?gòu)造高部位的兩口水平井，最先見(jiàn)氣，且氣油比和氮?dú)鉂舛犬惓８?，產(chǎn)油量下降，出現(xiàn)明顯氣竄的特征。通過(guò)調(diào)整注入速度，氣竄出現(xiàn)明顯的抑制，產(chǎn)油量表現(xiàn)出緩慢上升的階段（圖17）。因此，評(píng)價(jià)構(gòu)造是影響注氣效果的次要因素。

圖17 MH 井區(qū)注采井位圖Fig.17 Injection production well location of Block MH

4 結(jié)論

（1）瑪湖油田致密礫巖儲(chǔ)層注氮?dú)饩M增油效果顯著，5 口生產(chǎn)井注氮?dú)夂螅骄债a(chǎn)油111.2 t，穩(wěn)產(chǎn)一個(gè)月左右，初步證明致密礫巖油藏“注得進(jìn)、采得出”，注氮?dú)馓岣卟墒章始夹g(shù)是可行的。

（2）因氮?dú)饣瘜W(xué)性質(zhì)不活潑，與地層流體配伍性好，自身具有很高的膨脹性，能微溶于原油，依靠自身的優(yōu)越條件，進(jìn)入更窄的孔道，降低水相流動(dòng)性，來(lái)改善開(kāi)發(fā)效果；在M 區(qū)塊是非混相驅(qū)替，驅(qū)油效率可達(dá)48%左右，同時(shí)，非混相驅(qū)替補(bǔ)充了地層能量，使得產(chǎn)油量增加，達(dá)到了預(yù)期目的。下一步需要開(kāi)展注氮?dú)獬樘釋?shí)驗(yàn)和驅(qū)替物模實(shí)驗(yàn)，進(jìn)一步明確瑪湖低滲油藏的驅(qū)油機(jī)理和參數(shù)影響程度。

（3）通過(guò)注采參數(shù)動(dòng)態(tài)分析，進(jìn)一步明確M 區(qū)塊的注氮?dú)庀葘?dǎo)試驗(yàn)，取得試驗(yàn)成功；同時(shí)對(duì)比試驗(yàn)井組，發(fā)現(xiàn)了影響注氣效果的主控因素，且給出了相應(yīng)評(píng)價(jià)。后續(xù)還需要開(kāi)展注氮?dú)鈹?shù)值模擬研究，優(yōu)化注采參數(shù)和氣竄分析，做好氣竄調(diào)控，提高注氣波及效率，為瑪湖油田規(guī)模注氣提高采收率開(kāi)發(fā)提供了技術(shù)支撐。