丘東氣田三間房井組注氮氣實驗

高修欽

摘 要：丘東氣田地露壓差小，凝析油含量中等，衰竭式開發(fā)已進(jìn)入低壓低產(chǎn)階段。為探索提高采收率技術(shù)，通過在三間房井組實施的注氮氣實驗，證明注氮氣有助于補(bǔ)充地層能量，提升油氣產(chǎn)量。

關(guān)鍵詞：凝析氣田;注氮氣

1 氣田概況

丘東氣田位于吐哈盆地臺北凹陷中部溫吉桑構(gòu)造帶，構(gòu)造為一近東西向展布的長軸背斜，屬構(gòu)造—巖性凝析氣田，凝析油含量中等，一般為190.5～260.4g/m3，平均226.3g/m3，反凝析液量平均4.44%。氣田含油氣層段為中侏羅統(tǒng)七克臺組、三間房組和西山窯組。三間房組氣藏儲層屬中～低孔、中～低滲儲層，砂體分布不穩(wěn)定，多呈不連續(xù)透鏡狀，含氣層厚度變化較大。

2015、2016年分別在Q33、Q26等5口井實施氮氣吞吐實驗，取得一些增產(chǎn)效果和認(rèn)識。為探索提高采收率技術(shù)，選取在三間房井組開展一注一采注氮氣實驗。

2 注氣實驗井組

井組內(nèi)兩口對應(yīng)井Q61、Q66井，井距164.3m，三間房組S11、S13小層對應(yīng)較好，且在周圍鄰井不發(fā)育，為透鏡體砂層。Q61井S11、S13小層有效厚度、物性、含氣性均好于Q66井。兩井井口至三間房組井段均為直井筒，井況良好。

生產(chǎn)動態(tài)：Q61井2013年7月射孔S11、S13小層，自噴投產(chǎn)，初期生產(chǎn)油套壓15.4/16.4MPa，日產(chǎn)氣6.0×104m3、凝析油13.0t。2015年8月實施柱塞排液采氣，2017年8月注氣前生產(chǎn)油套壓1.2/1.4MPa，日產(chǎn)氣0.6×104m3、凝析油0.9t，累計產(chǎn)氣4525.5×104m3、凝析油4477.1t。

Q66井2013年10月壓裂投產(chǎn)X41層水平段，轉(zhuǎn)抽投產(chǎn)，日產(chǎn)氣0.1×104m3。2014年11月補(bǔ)層S11、S13層，與X41層合層轉(zhuǎn)抽投產(chǎn)，日產(chǎn)氣0.3×104m3。截止到2017年8月累計產(chǎn)氣95.6×104m3、凝析油9.3t。

3 注氮氣實驗

選取Q66井為注入井，Q61井為采出井開展注氮氣實驗。實驗過程可分為五個階段：

①Q(mào)66井注氣初期日注入量不超過3.7×104m3，累注超過17.9×104m3后，注入壓力和井口壓力上升到峰值后下降，其后日注入量3.6～3.7×104m3，壓力保持穩(wěn)定;

②日注入量提高至5.6～5.7×104m3，注入壓力和井口壓力升高并穩(wěn)定在6.5、5.5MPa，注入量下降，注入壓力和井口壓力也隨之下降，注入量上升，注入壓力和井口壓力也隨之上升;

③停注后井口壓力由5.5MPa快速下降至3.0MPa;

④再次注氣，日注入量5.2×104m3左右，注入壓力和井口壓力穩(wěn)定在6.7、5.8MPa;

⑤停注后井口壓力由5.8MPa快速下降至3.2MPa，后緩慢下降。

4 Q61井見效情況

Q66井實施注氣后，對應(yīng)井Q61井產(chǎn)量上升，最高日增氣1.3×104m3、日增油1.6t。注氣結(jié)束后，Q61井產(chǎn)量下降，初期產(chǎn)量遞減速度快，后緩慢遞減，停注1年后仍較注氣前日增氣0.2×104m3、日增油0.3t。

注氣后，Q61井氮氣含量上升速度快，僅7天氮氣百分比由注氣前的4.7%上升至6.88%，13天氮氣百分比升至12.36%，30天氮氣百分比升至41.86%，35天氮氣升至71.93%，61天氮氣百分比升至95.99%。停注后Q61井氮氣百分比下降至49.26%。再次注氣后氮氣百分比上升，注氣結(jié)束前氮氣百分比至99.36%。注氣結(jié)束后跟蹤，氮氣含量與停注后累計產(chǎn)氣量對數(shù)遞減擬合達(dá)0.9677，一年后氮氣百分比13.95%。

自注氮氣實驗開始至2019年3月底，期間Q61井累計產(chǎn)出氣649.4×104m3、凝析油714.6t，測算其中產(chǎn)出天然氣387.1×104m3（按照實驗前氣油比折算，對應(yīng)產(chǎn)凝析油約580.6t），產(chǎn)出注入氮氣262.3×104m3，多產(chǎn)凝析油134.0t。

5 結(jié)論

①實施注氣后，地層壓力得到補(bǔ)充。在井組注氮氣過程中，采出端Q61井生產(chǎn)油套壓力較注氣前升高0.4/0.6MPa;

②注氮氣有利于提升油氣產(chǎn)量，注氣過程中，Q61井較注氣前最高日增氣1.3×104m3、日增油1.6t。Q61井為柱塞采氣，每天有4-6個周期開關(guān)井，關(guān)井恢復(fù)壓力期間氮氣向地層擴(kuò)散，與反凝析液產(chǎn)生充分的接觸和抽提;

③實驗井組內(nèi)砂體連通性好，注氣過程中注入氣沿著高滲透條帶突破，采出端Q61井氮氣含量上升較快，氮氣含量一度高達(dá)99.36%，隨著注氣強(qiáng)度增大，井組內(nèi)注采兩端在高滲透條帶形成優(yōu)勢通道;

④下步可考慮利用本氣田處理干氣注入，并且在注入期間，采出井間歇關(guān)井時間延長。

參考文獻(xiàn)：

[1]焦玉衛(wèi)，李保柱，王博.凝析氣藏循環(huán)注氣驅(qū)替機(jī)理研究[J].新疆石油天然氣，2010，06（4）.

[2]梁芹，高建軍，溫靈祥.丘東凝析氣田反凝析污染評價[J].吐哈油氣，2006（1）：58-64.

[3]歐陽波.油田注氮氣開采技術(shù)研究及現(xiàn)場試驗[D].北京：中國地質(zhì)大學(xué)，2005.

[4]白鳳瀚，申友青，孟慶春.雁翎油田注氮氣提高采收率現(xiàn)場試驗[J].石油學(xué)報，1998，19（4）：61-68.

[5]孫德浩.油井注氮氣增產(chǎn)技術(shù)的研究與應(yīng)用[J].斷塊油氣田，2003（5）：61-62.

[6]左朝輝.應(yīng)用注氮技術(shù)提高八面河油田北區(qū)采收率[J].江漢石油職工大學(xué)學(xué)報，2006，19（2）：52-54.

[7]劉志成.河口油田熱采井注氮氣技術(shù)探討[J].中國石油和化工標(biāo)準(zhǔn)與質(zhì)量，2011，31（2）.