趙元

（中國石化西北油田分公司， 新疆 烏魯木齊 830011）

塔河油田碳酸鹽巖油藏的儲(chǔ)集空間以裂縫、溶洞為主[1]。隨著油田的開發(fā)，注水替油井逐年增加，失效井越來越多，注水替油效果逐年變差，針對(duì)注水替油失效難題，提出了注氣作為接替技術(shù)[2,3,4]。但在實(shí)施注氣工藝施工過程中，常會(huì)因氣體返吐，在生產(chǎn)和燜井過程中出現(xiàn)A、B環(huán)空壓力異常升高的現(xiàn)象，最高壓力達(dá)到20MPa以上，現(xiàn)場(chǎng)必須及時(shí)組織采取停抽、關(guān)手動(dòng)防噴器、自噴泄壓或壓井等措施。因抽油機(jī)井的井口盤根動(dòng)密封承壓僅有4MPa，以上情況一旦發(fā)生異常與組織處置不及時(shí)，將造成嚴(yán)重后果，造成巨大的人力物力財(cái)力的浪費(fèi)。因此，需要對(duì)起壓的具體原因進(jìn)行分析，積極采取措施，確保井控安全無事故以及油田的高質(zhì)量高效益開發(fā)。

1 注氣異常概況

1.1 注氣井氣體返吐

工區(qū)內(nèi)共有氣體返吐井60口，主要分布在塔河7區(qū)、10區(qū)及12區(qū)，占比達(dá)53.9%；其中，完注后起壓的有52井次，占絕大多數(shù)，其余8井次為注入困難。統(tǒng)計(jì)完井方式對(duì)油井注氣返吐的影響：常規(guī)完井返吐占比44%，酸壓完井返吐占比55%。

圖1 碳酸鹽巖油藏注氣井異常起壓情況統(tǒng)計(jì)

1.2 注氣井二套起壓

工區(qū)內(nèi)共有二套或表套起壓井18口，主要集中在B環(huán)空，且多為注氣過程中起壓。最高起壓幅度22MPa，最低起壓幅度0.4MPa，平均起壓幅度3.1MPa，平均注氣3輪次，注氣量185萬方。

表1 碳酸鹽巖油藏注氣井二套起壓情況統(tǒng)計(jì)

2 氣體返吐原因及對(duì)策

2.1 注氣過量導(dǎo)致返吐

該類油井共22口（占比37%），由于儲(chǔ)集體相對(duì)定容，加之注氣輪次增加，油氣未發(fā)生充分置換，大量氮?dú)舛逊e在近井地帶，導(dǎo)致易發(fā)生返吐。典型井如LH3井，分別于2015年、2016年及2017年注氣共三輪，注入量分別為50萬方、150萬方、200萬方，最后輪次開井后期吐氣嚴(yán)重。

2.2 閣樓油少導(dǎo)致注氣返吐

該類油井共12口（占比20%），共同特征為井周閣樓體規(guī)模較小，儲(chǔ)集體發(fā)育程度較低，存氣率較低，泄壓易吐氣。典型井如LH4井，該井鉆井過程中未遇放空漏失，酸壓完井期間最高泵壓89.3MPa，累產(chǎn)低于周圍鄰井。注水7輪，通過注水指示曲線顯示，具有定容特征，注氣僅50萬方后吐氣。

圖2 閣樓油少類地質(zhì)模型

2.3 裂縫發(fā)育導(dǎo)致注氣返吐

因進(jìn)山淺、頂部裂縫發(fā)育導(dǎo)致易發(fā)生氣竄油井10口（占比17%），該類井主要處于殘丘高點(diǎn)，儲(chǔ)集體類型多為裂縫發(fā)育型儲(chǔ)集體；主要表現(xiàn)形式為注氣中，油壓、套壓異常升高，注入困難；停注后，壓力下降緩慢，開始注氣后，壓力上漲迅速。典型井如LH5井，該井進(jìn)山較淺，且頂部儲(chǔ)集體以泥質(zhì)充填的裂縫為主，注氣50萬方后即發(fā)生返吐停注。

圖3 裂縫發(fā)育類地質(zhì)模型

2.4 井周污染注氣返吐

此類井共有8口（占比13%），多為井筒-井周-儲(chǔ)集體溝通存在問題，典型井如LH6井，該井井周閣樓發(fā)育，儲(chǔ)集體為大裂縫+溶洞型為主，鉆進(jìn)無放空漏失，酸壓效果較好。第七輪次注氣即壓力高，壓井壓力不降，提前結(jié)束注氣。分析原因?yàn)榫才c儲(chǔ)集體之間溝通存在堵塞，該井出稠油，井內(nèi)管柱有腐蝕、結(jié)垢現(xiàn)象。

2.5 主要對(duì)策

（1）優(yōu)化選井，儲(chǔ)集體不發(fā)育，尤其是無明顯閣樓油的油井不選；設(shè)計(jì)頂替水量足夠，防止井周氣體聚集；注氣前測(cè)試吸水指數(shù)。

（2）若每輪次開井初期均返吐，慎重開展多輪次注氣。

（3）加強(qiáng)產(chǎn)氣量，增加油井的含氮監(jiān)測(cè)。

（4）返吐套壓高壓井，若周圍無受效井，建議及時(shí)反循環(huán)放出氣體，降低井控風(fēng)險(xiǎn)壓力。

（5）建立多輪次注氣井返吐預(yù)警技術(shù)。

3 二套起壓原因及對(duì)策

3.1 起壓原因

塔河油田目前共有二套（或表套）起壓井18口，通過統(tǒng)計(jì)分析發(fā)現(xiàn)，固井質(zhì)量差有9口（占比50%），套管頭密封失效有2口（占比11%），套管頭密封或固井質(zhì)量差原因不明確的有7口（占比39%），主要原因?yàn)楣叹|(zhì)量差，同時(shí)生產(chǎn)套管為非氣密扣，加之注氣過程中的氧腐蝕影響，易發(fā)生氣竄起壓。典型井有LH7井，該井注氣共6輪次，測(cè)井顯示油層套管125-650m、表套固井質(zhì)量100-300m固井質(zhì)量均較差，注氣過程中表套起壓至1.5MPa。

圖4 LH7井生產(chǎn)及表層套管固井質(zhì)量圖

3.2 主要對(duì)策

（1）施工前套管頭按照標(biāo)準(zhǔn)，充分試壓。

（2）固井質(zhì)量不合格，按照標(biāo)準(zhǔn)，必須采用帶封隔器的注氣管柱。

（3）井身結(jié)構(gòu)復(fù)雜，可疑泄漏點(diǎn)多的油井，建議采用帶封隔器的注氣管柱。

（4）注氣施工過程中，保障伴注水供應(yīng)，避免壓力波動(dòng)造成套管受力變化大失封。

（5）對(duì)于異常起壓的油井，及時(shí)循環(huán)降低套壓壓力，防止套管承受長時(shí)間壓力載荷。

4 結(jié)論

（1）氣體返吐情況與儲(chǔ)集體發(fā)育程度、發(fā)育類型以及閣樓油規(guī)模均有較大關(guān)系，井筒-地層問題則直接導(dǎo)致注入過程困難。

（2）注氣選井一定要進(jìn)行優(yōu)化，在地質(zhì)方面要充分論證，設(shè)計(jì)頂替水量足夠，注氣前測(cè)試吸水指數(shù)。

（3）注氣前需嚴(yán)格執(zhí)行試壓標(biāo)準(zhǔn)，對(duì)于固井質(zhì)量差的油井，需設(shè)計(jì)帶封隔器的注氣管柱，最大程度保證管柱安全。

（4）對(duì)易發(fā)生返吐的注氣單井，可考慮完注后，注入一定量凍膠封堵返吐通道，提高油氣置換效率。

◆參考文獻(xiàn)

[1] 郭秀東，趙海洋，胡國亮，等. 縫洞型油藏超深井注氮?dú)馓岣卟墒章始夹g(shù)[J].石油鉆采工藝，2013，35(6)：98-101.

[2] 湯妍冰，黃江濤. 以TK404井為例淺析注氣提高采收率在塔河4區(qū)的應(yīng)用[J].價(jià)值工程，2013，(14)：311-312.

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[4] 惠健，劉學(xué)利，汪洋，等. 塔河油田縫洞型油藏注氣替油機(jī)理研究[J].鉆采工藝，2013，36(2)：55-57.