塔河油田缝洞型油藏注氮气替油井异常分析及对策

2020-09-02赵元

石油和化工设备 2020年8期

赵元

（中国石化西北油田分公司，新疆乌鲁木齐 830011）

塔河油田碳酸盐岩油藏的储集空间以裂缝、溶洞为主[1]。随着油田的开发，注水替油井逐年增加，失效井越来越多，注水替油效果逐年变差，针对注水替油失效难题，提出了注气作为接替技术[2,3,4]。但在实施注气工艺施工过程中，常会因气体返吐，在生产和焖井过程中出现A、B环空压力异常升高的现象，最高压力达到20MPa以上，现场必须及时组织采取停抽、关手动防喷器、自喷泄压或压井等措施。因抽油机井的井口盘根动密封承压仅有4MPa，以上情况一旦发生异常与组织处置不及时，将造成严重后果，造成巨大的人力物力财力的浪费。因此，需要对起压的具体原因进行分析，积极采取措施，确保井控安全无事故以及油田的高质量高效益开发。

1 注气异常概况

1.1 注气井气体返吐

工区内共有气体返吐井60口，主要分布在塔河7区、10区及12区，占比达53.9%；其中，完注后起压的有52井次，占绝大多数，其余8井次为注入困难。统计完井方式对油井注气返吐的影响：常规完井返吐占比44%，酸压完井返吐占比55%。

图1 碳酸盐岩油藏注气井异常起压情况统计

1.2 注气井二套起压

工区内共有二套或表套起压井18口，主要集中在B环空，且多为注气过程中起压。最高起压幅度22MPa，最低起压幅度0.4MPa，平均起压幅度3.1MPa，平均注气3轮次，注气量185万方。

表1 碳酸盐岩油藏注气井二套起压情况统计

2 气体返吐原因及对策

2.1 注气过量导致返吐

该类油井共22口（占比37%），由于储集体相对定容，加之注气轮次增加，油气未发生充分置换，大量氮气堆积在近井地带，导致易发生返吐。典型井如LH3井，分别于2015年、2016年及2017年注气共三轮，注入量分别为50万方、150万方、200万方，最后轮次开井后期吐气严重。

2.2 阁楼油少导致注气返吐

该类油井共12口（占比20%），共同特征为井周阁楼体规模较小，储集体发育程度较低，存气率较低，泄压易吐气。典型井如LH4井，该井钻井过程中未遇放空漏失，酸压完井期间最高泵压89.3MPa，累产低于周围邻井。注水7轮，通过注水指示曲线显示，具有定容特征，注气仅50万方后吐气。

图2 阁楼油少类地质模型

2.3 裂缝发育导致注气返吐

因进山浅、顶部裂缝发育导致易发生气窜油井10口（占比17%），该类井主要处于残丘高点，储集体类型多为裂缝发育型储集体；主要表现形式为注气中，油压、套压异常升高，注入困难；停注后，压力下降缓慢，开始注气后，压力上涨迅速。典型井如LH5井，该井进山较浅，且顶部储集体以泥质充填的裂缝为主，注气50万方后即发生返吐停注。

图3 裂缝发育类地质模型

2.4 井周污染注气返吐

此类井共有8口（占比13%），多为井筒-井周-储集体沟通存在问题，典型井如LH6井，该井井周阁楼发育，储集体为大裂缝+溶洞型为主，钻进无放空漏失，酸压效果较好。第七轮次注气即压力高，压井压力不降，提前结束注气。分析原因为井筒与储集体之间沟通存在堵塞，该井出稠油，井内管柱有腐蚀、结垢现象。

2.5 主要对策

（1）优化选井，储集体不发育，尤其是无明显阁楼油的油井不选；设计顶替水量足够，防止井周气体聚集；注气前测试吸水指数。

（2）若每轮次开井初期均返吐，慎重开展多轮次注气。

（3）加强产气量，增加油井的含氮监测。

（4）返吐套压高压井，若周围无受效井，建议及时反循环放出气体，降低井控风险压力。

（5）建立多轮次注气井返吐预警技术。

3 二套起压原因及对策

3.1 起压原因

塔河油田目前共有二套（或表套）起压井18口，通过统计分析发现，固井质量差有9口（占比50%），套管头密封失效有2口（占比11%），套管头密封或固井质量差原因不明确的有7口（占比39%），主要原因为固井质量差，同时生产套管为非气密扣，加之注气过程中的氧腐蚀影响，易发生气窜起压。典型井有LH7井，该井注气共6轮次，测井显示油层套管125-650m、表套固井质量100-300m固井质量均较差，注气过程中表套起压至1.5MPa。