[发明专利]油井注气方法

说明书

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：