CN107060707A - 油井注气方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种油井注气方法，包括：步骤一：计算油井的地层压力值；步骤二：根据得出的所述地层压力值，计算仅向所述油井注入气体时，所述油井产生的井口压力值；步骤三：当注气设备的输出压力值不能满足所述井口压力值的要求时，向所述油井内进行气水混注。通过该油井注气方法，有效的降低了井口注气压力，准确的预测了注气井在现有注气设备条件下所采用的气水混注比，为注气技术提供了技术支撑，为油田注气三次采油技术发展提供了重要保障，实现了注氮气提高采收率技术在现有注气设备条件下的推广应用。

Description

油井注气方法

技术领域

本发明涉及油气开采技术领域，尤其涉及一种油井注气方法。

背景技术

目前，塔河各油田开采已经进入高含水中后期，尽管采取诸如调剖、堵水等一些列工程技术措施，但仍然有部分原油残留在地下采不出来，特别是低渗透油藏、稠油油藏和凝析气藏都未能实现充分合理的开发，注气已成为了一种发展较快的提高采收率技术。

塔河碳酸盐岩缝洞型油藏储集体以大型裂缝和溶洞为主，油藏具有“两超三高”的特点，即超深、超稠、高温、高矿化度、高含硫化氢，开发过程中产量递减和含水上升快，一次采收率低。“注水替油”技术在实施的早期与中期增油效果显著，但随着注水轮次的增加，注水失效井逐渐增多，替油效果逐渐变差，2012年大胆提出注氮气替油技术，效果和效益显著，成为塔河缝洞型油藏提高采收率接替技术。

塔河油田碳酸盐岩油藏深度在5000-7000m，井口纯注气压力高达55MPa，但是目前国内往复式注氮气压缩机最高压力等级仅为50MPa，且塔河油田注气井多为老井，完井大部分采用9⁵/8"套管回接方式，套管头承压仅为34.5MPa，因此存在承压低、气密封性差等问题，因此需要在注氮气过程中需降低井口注气压力，实现安全注气的目的。目前塔河缝洞型油藏高压注氮气技术主要存在以下问题：

1、塔河超深井纯注氮气压力高达55MPa，目前国内往复式注氮气压缩机最高压力等级50MPa，无法满足塔河纯注氮气井口压力要求；

2、塔河注氮气井多为老井，完井大多采用9⁵/8"套管回接方式，套管头承压34.5MPa，承压低，存在注气安全风险；

3、往年测压资料无法实现目前地层压力的准确计算，进而对井口纯注气压力的预测产生误差；

4、国外油田注气技术以二氧化碳和天然气为主要气源，国内注氮气技术主要在砂岩浅层油藏进行，且以气水交替注入为主，无成熟可借鉴经验。

同时，考虑超深、高压油井注氮气技术没有成熟的降低井口压力技术，因此亟待建立一套降压注氮气的方法。

发明内容

有鉴如此，本发明提供一种能够实现在现有注气设备承压能力下将气体安全注入油井的油井注气方法，以解决现有技术中存在的问题。

根据本发明提供一种油井注气方法，包括：

步骤一：计算油井的地层压力值；

步骤二：根据得出的所述地层压力值，计算仅向所述油井注入气体时，所述油井产生的井口压力值；

步骤三：当注气设备的输出压力值不能满足所述井口压力值的要求时，向所述油井内进行气水混注。

优选地，所述步骤一中，所述计算油井的地层压力值采用如下公式进行计算，所述公式为：

式中，P₁为所述地层压力值a，h₁为油藏中部深度值，h₂为泵挂深度值，h₃为动液面深度值，ρ_水为地层水密度值，ρ_油为原油密度值。

优选地，所述步骤二中，所述计算仅向所述油井注入氮气时，所述油井产生的井口压力值，采用如下公式：

式中，P₂为所述井口压力值，P₁为所述地层压力值，λ为注气过程中气体与油井管柱的摩阻值，ΔP为注气启动压力差，ρ_气为向所述油井内注入气体的密度，h₁为所述油井的油藏中部深度。

优选地，所述步骤三包括：

计算所述井口压力值与注气设备的排气口压力值之差；

若得出的所述井口压力值与注气设备的排气口压力值之差大于零，则向所述油井内进行气水混注。

优选地，所述注气设备的排气口压力值为所述注气设备额定压力值的75％-85％。

优选地，所述向所述油井内进行气水混注包括：

计算向所述油井内进行气水混注时的压力梯度；

根据得到的所述压力梯度的值，以及注气量的设计值确定向所述油井内进行油气混注时的气水比。

优选地，所述压力梯度的值采用如下公式进行计算：

式中，为所述压力梯度值，

ρ_油为待开采的原油密度，

P₃为所述井口压力值与注气设备的排气口压力值之差，

h₁为待开采的油藏中部深度。

优选地，向所述油井注入的所述气体为氮气。

本发明提供的油井注气方法，具有如下有益效果：

1、利用气水混注方式，实现在现有注气设备承压能力下的安全注入；

2、降压计算方法准确预测井口纯注氮气压力，根据注气设备承压能力，实现井筒所需压力梯度的有效计算，从而为选择合适气水比提供了依据和支撑。

附图说明

为了更清楚地说明本发明具体实施方式或现有技术中的技术方案，下面将对具体实施方式或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍。在所有附图中，类似的元件或部分一般由类似的附图标记标识。附图中，各元件或部分并不一定按照实际的比例绘制。

图1示出了根据本发明实施例的油井注气方法的流程图。

图2示出了根据本发明实施例的油井注气方法的步骤S03)的具体流程图。

图3示出了根据本发明实施例的油井注气方法的步骤S032)的具体流程图。

具体实施方式

下面将结合附图对本发明技术方案的实施例进行详细的描述。以下实施例仅用于更加清楚地说明本发明的技术方案，因此只作为示例，而不能以此来限制本发明的保护范围。

如图1所示，本发明提供一种油井注气方法，该油井注气方法通过对工况的判定并选择利用现有的注气设备向油井内注入气体或者对油井进行气水混注。该注气方法适用于超深油井，特别适用于地层压力较高而现有注气设备无法实现纯注气的油井注气压力及气水混注比的计算。该实施例中，注气设备可采用额定压力较高的往复式注气压缩机，其最高压力等级为50MPa，而油井套管头套管头承压能力为34.5MPa。下面以塔河某一超深油井为例进行详细介绍。该油井注气方法可参考步骤S01)-S03)。

S01)、计算油井的地层压力值；

具体地，根据注气井的油藏深度，泵挂深度及注气前的动液面数据计算出油井在现有生产状态下的地层压力：

式中：P₁——地层压力，Mpa；

h₁——油藏中部深度，m；

h₂——泵挂深度，m；

h₃——动液面深度，m；

ρ_水——地层水密度，mg/l；

ρ_油——原油密度，g/m³。

该实施例中，h₁＝5769.84m，h₂＝1614m，h₃＝0m，ρ_水＝1.14mg/l，ρ_油＝0.9g/m³。

将上述数据带入上式，得到

S02)、根据得出的所述地层压力值，计算仅向所述油井注入气体时，所述油井产生的井口压力值；

具体地，根据得到的地层压力值，在考虑注气过程中气体与管柱的摩阻及注气启动压力差的条件下，计算出仅向油井内注入氮气时，即向油井内进行纯注氮气时，油井产生的井口压力值(即在油井进口处产生的压力)：

式中：P₂——纯注气井口压力，Mpa；

P₁——地层压力，Mpa；

λ——摩擦阻力，Mpa；

ΔP——启动压差，Mpa；

ρ_气——注入氮气密度，g/m³；

h₁——油藏中部深度，m。

当然，向油井内注入的气体不限于氮气，也可为其他气体，只要能满足对油层加压，利于采油即可。

该实施例中，λ＝1.4-5.6MPa，ΔP＝0.7-1.5MPa，ρ_气＝0.32g/m³。将该组数据以及以求得的P₁值带入上式，求得

S03)、当注气设备的输出压力值不能满足所述井口压力值的要求时，向所述油井内进行气水混注。

参考图2，该步骤又包括如下步骤：

S031)、计算所述井口压力值与注气设备的排气口压力值之差；

具体地，向油井内进行气水混注，来降低油井的进口压力值，以使的注气设备排出的气体压力能够达到使用要求。向所述油井内进行气水混注的使用前提是仅向油井进行注气时，产生的井口压力值大于目前注气设备的出口压力值。因此，先通过下面的公式对井口压力值与注气设备的排气口压力值之差进行计算。

P₃＝P2-P₄

式中：P₂——纯注气井口压力，Mpa；

P₃——需降低压力，Mpa；

P₄——注气设备出口压力，Mpa。

该实施例中，P₄取值为注气设备额定出口压力的80％，P₄＝35Mpa×0.80＝28Mpa。将该组数据以及以求得的P2值带入上述公式，求得P₃＝P₂-P₄＝19Mpa。

S032)、根据得到的压力值之差判定是否需要向油井内进行气水混注。

具体地，若得出的所述井口压力值与注气设备的排气口压力值之差小于零，则注气设备的输出压力能够满足对油井纯注入氮气的要求，此时激将采用仅向油井内进行注气的方案；若计算得到的压力值之差大于零，则气设备的输出压力不能够满足对油井纯注入氮气的要求，将采用向所述油井内进行气水混注的方案，来充分利用气水密度差，提高油井的井筒压力梯度，降低井口注气压力，使得注气设备满足注气的压力要求。

参考图3，向油井内进行气水混注的方案包括：

S0321)、计算向所述油井内进行气水混注时的压力梯度；

具体地，采用如下公式来计算井筒内的压力梯度：

式中：——压力梯度，Mpa/100m；

ρ_油——原油密度，g/m³；

P₃——需降低压力，Mpa；

h₁——油藏中部深度，m。

将前述步骤中已求得的P₃、h₁的值，以及参数ρ_油的值带入上述公式，求得压力梯度

对于塔河油田的缝洞型碳酸盐岩油藏埋藏深，地层压力较其他油藏类型较高，同时随着油田生产时间的延长，单井间地层压力差异大，依据历年测压资料难以准确预测油井地层压力，进而对井口纯注氮气压力预测产生误差。该实施例中的油井注气方法采用降压注氮气的方法，利用油井动液面数据准备预测井底流压，利用注气摩阻数据、注气启动压差统计数据实现了井口纯注氮气压力的有效计算，根据纯注气压力和注气设备承压的压差，准备选择气水混注压力梯度和气水混注比，从而实现降压注氮气的目的。

S0322)、根据得到的所述压力梯度的值，以及注气量的设计值确定向所述油井内进行油气混注时的气水比。

根据步骤S0311)中求得的压力梯度的值，确定向油井内进行气水混注时的气水比为450:1。确定气水比时，可根据以求得的压力梯度值，结合所注氮气和水的密度来具体选定气水比的比值。

采用该气水比对油井进行气水混注时，大大降低了注气压力，在保证预期采油效果的情况下，注气设备的输出压力能够满足井口压力值的要求，并且由于注气压力降低，套管头也在承压范围内，能够合理的利用现有的采用设备进行注气采油。

通过该油井注气方法，有效的降低了井口注气压力，准确的预测了注气井在现有注气设备条件下所采用的气水混注比，为注气技术提供了技术支撑，为油田注气三次采油技术发展提供了重要保障，实现了塔河注氮气提高采收率技术在现有注气设备条件下的推广应用。

本申请中的油井注气方法具有如下有益效果：

1、利用气水混注方式，实现在现有注气设备承压能力下的安全注入；

2、降压计算方法准确预测井口纯注氮气压力，根据注气设备承压能力，实现井筒所需压力梯度的有效计算，从而为选择合适气水比提供了依据和支撑。

需要注意的是，除非另有说明，本申请使用的技术术语或者科学术语应当为本发明所属领域技术人员所理解的通常意义。

最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围，其均应涵盖在本发明的权利要求和说明书的范围当中。尤其是，只要不存在结构冲突，各个实施例中所提到的各项技术特征均可以任意方式组合起来。本发明并不局限于文中公开的特定实施例，而是包括落入权利要求的范围内的所有技术方案。

Claims (8)

1.一种油井注气方法，其特征在于，包括：

步骤一：计算油井的地层压力值；

步骤二：根据得出的所述地层压力值，计算仅向所述油井注入气体时，所述油井产生的井口压力值；

步骤三：当注气设备的输出压力值不能满足所述井口压力值的要求时，向所述油井内进行气水混注。

2.根据权利要求1所述的油井注气方法，其特征在于，所述步骤一中，所述计算油井的地层压力值采用如下公式进行计算，所述公式为：

式中，P₁为所述地层压力值a，h₁为油藏中部深度值，h₂为泵挂深度值，h₃为动液面深度值，ρ_水为地层水密度值，ρ_油为原油密度值。

3.根据权利要求1所述的油井注气方法，其特征在于，所述步骤二中，所述计算仅向所述油井注入氮气时，所述油井产生的井口压力值，采用如下公式：

式中，P₂为所述井口压力值，P₁为所述地层压力值，λ为注气过程中气体与油井管柱的摩阻值，ΔP为注气启动压力差，ρ_气为向所述油井内注入气体的密度，h₁为所述油井的油藏中部深度。

4.根据权利要求1所述的油井注气方法，其特征在于，所述步骤三包括：

计算所述井口压力值与注气设备的排气口压力值之差；

若得出的所述井口压力值与注气设备的排气口压力值之差大于零，则向所述油井内进行气水混注。

5.根据权利要求4所述的油井注气方法，其特征在于，所述注气设备的排气口压力值为所述注气设备额定压力值的75％-85％。

6.根据权利要求4所述的油井注气方法，其特征在于，所述向所述油井内进行气水混注包括：

计算向所述油井内进行气水混注时的压力梯度；

根据得到的所述压力梯度的值，以及注气量的设计值确定向所述油井内进行油气混注时的气水比。

7.根据权利要求6所述的油井注气方法，其特征在于，所述压力梯度的值采用如下公式进行计算：

式中，为所述压力梯度值，

ρ_油为待开采的原油密度，

P₃为所述井口压力值与注气设备的排气口压力值之差，

h₁为待开采的油藏中部深度。

8.根据权利要求1-7任一项所述的油井注气方法，其特征在于，向所述油井注入的所述气体为氮气。