大涝坝循环注气气窜判别方法及调控对策

2016-09-15彭海洋陈志辉刘德余辛志翔

西部探矿工程 2016年4期

关键词：凝析气气层示踪剂

彭海洋，陈志辉，田　健，刘德余，辛志翔

（1.青岛地质矿产勘查开发局，山东青岛266000；2.中国石化西北油田分公司勘探开发研究院，新疆乌鲁木齐830011）

大涝坝循环注气气窜判别方法及调控对策

彭海洋*1，陈志辉2，田健1，刘德余1，辛志翔1

（1.青岛地质矿产勘查开发局，山东青岛266000；
2.中国石化西北油田分公司勘探开发研究院，新疆乌鲁木齐830011）

大涝坝凝析气田是西北油田分公司首个采取循环注气开发的凝析气田，暂未建立系统的注气气窜判别方法。通过调研国内类似凝析气田注气气窜判别方法，结合大涝坝注气开发实践，初步建立了适合大涝坝气田的注气气窜判别标准，并对采气井进行了气窜风险评价，结果为采气井均未发生气窜，但部分一线井具有一定的气窜风险。在此基础上，提出了4种具有较强针对性的延缓或控制注气气窜的对策。

大涝坝气田；循环注气；气窜；判别方法；对策

大涝坝气田位于库车坳陷阳霞凹陷南缘的大涝坝构造带，发育2个断背斜构造，东部为1号构造，西部为2号构造。该气田1997年投入试采，2005年采用衰竭式方式投入正式开发。由于气田为近临界带油环凝析气藏，地露压差小，随着地层压力下降，反凝析严重，且受边水推进影响，开发效果差。为了提高凝析油采收率，决定在2号构造古近系苏维依组上、下气层实施循环注气开发方案，工区叠合面积4.87km2，天然气地质储量25.65×108m3，凝析油地质储量220.50×104t，注气前地层压力38MPa，凝析油含量420g/m3。于2013年4月投注，截止2015年8月，累计注气1.59×108m3，阶段累计采气1.17×108m3，阶段注采比1.36。

对于循环注气开发的凝析气藏来说，一旦注气前缘突破，发生气窜，大部分注入气无效，将对注气波及系数产生影响，进而影响到采收率及压力保持程度，使注气开发效果变差。因此，分析总结注气前缘突破情况，及时发现气窜的苗头，从而采取针对性的调控对策，对循环注气开发的气田具有重要的意义。

1　气窜判别方法

调研柯克亚气田、大张坨气田、牙哈气田等国内类似凝析气田注气开发实践，注气气窜判别常用的方法有经验判别法和动态监测判别法等2种方法。

1.1经验判别法

经验判别法是根据循环注气开发过程中注入、采出等生产动态参数，通过气油比变化率、井流物特征变化等指标来判别气窜的一种方法。如牙哈气田以气油比变化率大于35%、井流物中C1变化率大于5%等指标作为气窜的判断标准［1］；柯克亚气田以气油比变化率大于20%、井流物中C+5变化率大于45%等指标作为气窜的判断标准［2］；大张坨气田采用气油比变化率大于50%、（C2+C3）/C1比率的突变来判断是否发生气窜［3］。

（1）气油比变化率。气油比是最直观、最常用的气窜表征参数。未发生气窜时，气油比稳定；刚发生气窜时，气油比上升；气窜严重时，气油比快速上升。因此可以利用气油比变化率（∂GOR）来判断气窜，即目前的气油比与注气初期稳定的气油比的变化率：

大涝坝气田4口采气井注气初期及目前气油比变化情况见表1，一线井DLK4井和DLK6井气油比变化率分别为34.4%、21.5%，二线井DLK1X井和DLK2井气油比变化率分别为14.4%、7.9%。对比国内类似凝析气田气窜发生时，气油比变化率在20%～50%之间，认为大涝坝4口采气井目前仍处于注气开发的气驱油—混相阶段，暂未发生气窜，但一线井具有一定的气窜风险。

（2）井流物中C+5含量或C1含量变化率。注气开发过程中，注入气向采气井突进过程中，井流物组分的变化特征总体表现为C+5含量逐渐减少、C1含量逐渐上升，因此可以利用C+5含量变化率（∂C+5）或C1含量变化率（∂C1）来判断是否发生气窜：

统计大涝坝气田4口采气井注气前后井流物中C5+含量或C1含量变化情况，注气后井流物中C5+含量呈减少趋势，单井变化幅度在4.0%～30.6%之间，C1含量有所上升，单井变化幅度在1.7%～6.3%之间。

表1　大涝坝采气井气油比变化率统计表

1.2动态监测判别法

气窜判别较常用的方法还有动态监测判别法，如微地震监测气驱前缘技术或示踪剂动态监测法。

（1）微地震监测气驱前缘技术。微地震监测气驱前缘技术是基于摩尔—库伦理论、断裂力学准则等发展形成的一种监测方法。注气井在注气过程中，会引起流体压力前缘移动和孔隙流体压力的变化，同时使地层中原来闭合的微裂缝张开，从而引发微地震事件。记录这些微地震，并进行微震源定位就可以描述地下渗流场，进而描绘出气驱前缘、注入气的波及范围和优势注气波及井区。该方法在牙哈凝析气田取得了较好的应用［4］，大涝坝气田暂未开展此项技术应用。

（2）示踪剂动态监测法。示踪剂动态监测法可用于凝析气藏注入气体突破方向的监测，该方法可靠性高，对渗流途径、储层连通性和流动优势通道具有较好的判别，该方法在大张坨凝析气田取得了较好的应用，大涝坝气田注气初期也进行了示踪剂注入跟踪试验。

大涝坝气田注气后分别在苏维依组上、下气层注采井组进行示踪剂监测，其中上气层于2013年8月28日在注气井DLK9井加注SF6示踪剂（六氟化硫）146.15kg，下气层于2013年8月27日在注气井DLK3井加注R12示踪剂（氟利昂）204.28kg。示踪剂注入后，在对应的采气井进行了示踪剂取样分析工作，从监测结果来看，上气层一线井DLK6井、下气层一线井DLK4井具一定响应特征，而二线井暂时没有检测到示踪剂显示。

2　气窜判别评价结果

综合考虑国内注气开发气田气窜判别方法应用情况及大涝坝注气开发所处的阶段，可选择经验判别法中的气油比变化率、井流物中C+5含量或C1含量变化率，示踪剂动态监测法等相关判别参数做为大涝坝注气气窜判别综合评价标准。

其中经验判别法中，国内注气开发气田实践表明，气窜发生时，气油比变化率大于20%～50%，井流物中C+5含量变化率大于45%～67%，C1含量变化率大于5%～11%，而大涝坝目前气油比变化率在7.9%～34.4%之间，井流物中C+5含量变化率在4.0%～30.6%之间，C1含量变化率在1.7%～6.3%之间，暂未发生气窜，建议大涝坝气田气窜判别标准取值气油比变化率大于45%，井流物中C+5含量变化率变化率大于50%，C1含量变化率变化率大于15%，具体见表2。

表2　大涝坝注气气窜判别标准

根据上述建立的大涝坝注气气窜判别标准，对4口采气井进行气窜判别结果见表3。4口采气井目前均未发生气窜，但是一线井DLK4井和DLK6井部分判断参数值接近气窜标准，未来发生气窜的风险较大，而二线井DLK1X井和DLK2井目前暂未发现气窜的苗头。

表3　大涝坝注气气窜单井判别结果表

3　调控对策

由于大涝坝气田循环注气井网是建立在老井利用基础上的，造成注采井距不一致，加之储层非均质性影响，在注入气突进过程中，对注采井距较小且处于储层高渗带的采气井而言，发生气窜是不可避免的。如何有效延缓气窜是注气开发气藏的重中之重，根据大涝坝气田注采实施现状，可以采取以下控制对策：

（1）注采参数优化。对于平面上的注入气不均匀推进，其主要原因是注入气沿高渗透带突破，因此可以通过优化采气井工作制度，降低易气窜井的产气量，达到平面上各方向均衡采气，提高注入气波及效率，延缓气窜。

针对大涝坝气田气窜风险较大的DLK6井和DLK4井，可考虑降低采气强度，以降低注入气向该方向渗流的速度，而对注采井距较大、受效需要时间长的DLK1X、DLK2井可以适当提高采气强度。

（2）注采井网优化。大涝坝气田循环注气初期苏维依组上气层注采井网为2注1采，下气层注采井网为1注3采，注气实施过程中，通过恢复停产井生产，上气层注采井网优化为2注2采，下气层注采井网优化为1 注4采。通过注采井网优化，增加了注入气推进方向，提高了注入气波及面积，对延缓气窜取得了一定效果。后期可持续开展注采井网优化工作，如上气层适时启动停产井DLK11井生产，对下气层易气窜井DLK4井上返生产，提高上气层储量动用，从而扩大注气驱动范围。

（3）间开生产。注入气突进过程中，可以对易发生气窜的采气井进行间开生产，延缓或控制气窜，同时增加油气接触，增强反蒸发，提高注气效果。

大涝坝气田2013年4月投注后，一线井DLK6井和DLK4井注采响应特征明显，表现为油压、产量及气油比较大幅度上升，2014年4月以来，对2口井进行间开生产，气油比上升趋势得到明显控制，且地层压力恢复速度得到有效提高，取得了较好的效果。

（4）大井距开发。根据牙哈气田循环注气延缓气窜的方法研究结果，在获得等量的累产油条件下，大井距注采方案可减缓气油比的上升趋势及提高累产油［5］。牙哈气田平均井距为1223m，而大涝坝气田平均井距为880m，大涝坝气田的大井距注采井网更有利于延缓气窜。若在注气过程中发生严重气窜，可考虑关闭气窜井来实现大井距注气开发，进一步延缓气窜。