丘东气田三间房井组注氮气实验

高修钦

摘 要：丘东气田地露压差小，凝析油含量中等，衰竭式开发已进入低压低产阶段。为探索提高采收率技术，通过在三间房井组实施的注氮气实验，证明注氮气有助于补充地层能量，提升油气产量。

关键词：凝析气田;注氮气

1 气田概况

丘东气田位于吐哈盆地台北凹陷中部温吉桑构造带，构造为一近东西向展布的长轴背斜，属构造—岩性凝析气田，凝析油含量中等，一般为190.5～260.4g/m3，平均226.3g/m3，反凝析液量平均4.44%。气田含油气层段为中侏罗统七克台组、三间房组和西山窑组。三间房组气藏储层属中～低孔、中～低渗储层，砂体分布不稳定，多呈不连续透镜状，含气层厚度变化较大。

2015、2016年分别在Q33、Q26等5口井实施氮气吞吐实验，取得一些增产效果和认识。为探索提高采收率技术，选取在三间房井组开展一注一采注氮气实验。

2 注气实验井组

井组内两口对应井Q61、Q66井，井距164.3m，三间房组S11、S13小层对应较好，且在周围邻井不发育，为透镜体砂层。Q61井S11、S13小层有效厚度、物性、含气性均好于Q66井。两井井口至三间房组井段均为直井筒，井况良好。

生产动态：Q61井2013年7月射孔S11、S13小层，自喷投产，初期生产油套压15.4/16.4MPa，日产气6.0×104m3、凝析油13.0t。2015年8月实施柱塞排液采气，2017年8月注气前生产油套压1.2/1.4MPa，日产气0.6×104m3、凝析油0.9t，累计产气4525.5×104m3、凝析油4477.1t。

Q66井2013年10月压裂投产X41层水平段，转抽投产，日产气0.1×104m3。2014年11月补层S11、S13层，与X41层合层转抽投产，日产气0.3×104m3。截止到2017年8月累计产气95.6×104m3、凝析油9.3t。

3 注氮气实验

选取Q66井为注入井，Q61井为采出井开展注氮气实验。实验过程可分为五个阶段：

①Q66井注气初期日注入量不超过3.7×104m3，累注超过17.9×104m3后，注入压力和井口压力上升到峰值后下降，其后日注入量3.6～3.7×104m3，压力保持稳定;

②日注入量提高至5.6～5.7×104m3，注入压力和井口压力升高并稳定在6.5、5.5MPa，注入量下降，注入压力和井口压力也随之下降，注入量上升，注入压力和井口压力也随之上升;

③停注后井口压力由5.5MPa快速下降至3.0MPa;

④再次注气，日注入量5.2×104m3左右，注入压力和井口压力稳定在6.7、5.8MPa;

⑤停注后井口压力由5.8MPa快速下降至3.2MPa，后缓慢下降。

4 Q61井见效情况

Q66井实施注气后，对应井Q61井产量上升，最高日增气1.3×104m3、日增油1.6t。注气结束后，Q61井产量下降，初期产量递减速度快，后缓慢递减，停注1年后仍较注气前日增气0.2×104m3、日增油0.3t。

注气后，Q61井氮气含量上升速度快，仅7天氮气百分比由注气前的4.7%上升至6.88%，13天氮气百分比升至12.36%，30天氮气百分比升至41.86%，35天氮气升至71.93%，61天氮气百分比升至95.99%。停注后Q61井氮气百分比下降至49.26%。再次注气后氮气百分比上升，注气结束前氮气百分比至99.36%。注气结束后跟踪，氮气含量与停注后累计产气量对数递减拟合达0.9677，一年后氮气百分比13.95%。

自注氮气实验开始至2019年3月底，期间Q61井累计产出气649.4×104m3、凝析油714.6t，测算其中产出天然气387.1×104m3（按照实验前气油比折算，对应产凝析油约580.6t），产出注入氮气262.3×104m3，多产凝析油134.0t。

5 结论

①实施注气后，地层压力得到补充。在井组注氮气过程中，采出端Q61井生产油套压力较注气前升高0.4/0.6MPa;

②注氮气有利于提升油气产量，注气过程中，Q61井较注气前最高日增气1.3×104m3、日增油1.6t。Q61井为柱塞采气，每天有4-6个周期开关井，关井恢复压力期间氮气向地层扩散，与反凝析液产生充分的接触和抽提;

③实验井组内砂体连通性好，注气过程中注入气沿着高渗透条带突破，采出端Q61井氮气含量上升较快，氮气含量一度高达99.36%，随着注气强度增大，井组内注采两端在高渗透条带形成优势通道;

④下步可考虑利用本气田处理干气注入，并且在注入期间，采出井间歇关井时间延长。

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