缝洞型碳酸盐岩油藏（精选4篇）
缝洞型碳酸盐岩油藏 篇1
1 引言
塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏储集体受多次构造运动影响, 多期次叠置、改造, 岩溶缝洞交互发育, 形成了控制因素复杂、非均质性极强的储集特征[1,2], 属于基质渗透率低的缝洞型碳酸盐岩油藏。加上其埋藏深度大 (5500m左右) 、地层温度高 (125℃) 、地层水矿化度高 (22×104p p m) , 增加了开发难度。截至2011年底, 探明石油地质储量达到6.8×108t, 年产油量达到576×104t, 综合含水率为32.08%, 年自然递减率为20.56%, 综合递减率为11.3%, 采出程度仅为6.36%。根据中外碳酸盐岩油藏的开发经验, 依靠天然能量开采的油藏, 采收率很低, 特别是对于基质渗透率低的缝洞型碳酸盐岩油藏, 进行人工补充地层能量, 是提高采收率的必经之路。因此对塔河四区S48单元进行了单井吞吐式注气替油试验, 并取得了很好效果。
2 注氮气替油机理
2.1 注气替油机理
缝洞型碳酸盐岩油藏以溶洞为主的储集空间, 重力分异空间更大, 效果更好, 多轮次注水后溢出口之下原油开采较困难, 效果较差, 但溢出口之上仍有洞顶油 (阁楼油) 。针对这种有“阁楼油”存在的缝洞体, 可将气体注入地层, 在重力作用下, 向高部位上升, 形成“气顶”, 排驱原油下移, 可有效启动单纯注水无法驱动的“阁楼油”。
塔河油田碳酸盐岩油藏非混相条件下的注氮气作用主要机理包括重力分异和注气保持油藏压力。
2.2 气源的选择
目前国内开展的均为单元注气, 塔河油田目前开展的是“单井吞吐”式注气替油。国内各大油田多采用天然气、二氧化碳、氮气作为气源。塔河油田根据单井吞吐的独特性, 认为天然气容易混入氧气而发生爆炸, 二氧化碳易腐蚀管柱, 高纯度氮气 (液氮) 性质稳定, 不燃, 无腐蚀, 膨胀率大, 可现场制氮价格低廉、气源充足等优点, 优选氮气为气源。
3 效果分析
3.1 储集体及剩余油类型的划分
塔河油田奥陶系油藏注气替油取得了较好的效果, 但不同储集体类型油井增产效果差异大。
从表1我们可以分析出, 增油效果跟储集体和剩余油类型有很密切的联系。储集空间越大, 增油效果越好, 溶洞>裂缝孔洞>裂缝, 残丘>侧钻水平井>井间剩余油>水驱未波及>裂缝。
3.2 注气轮次的设计
TK404二次注气效果低于第一次注气的增产效果。在试验中, 第一轮注液氮778m3, 开井排液1176m3, 排液周期28d;第二轮注入液氮826m3, 开井排液78.6m3, 排液周期3d。第二轮注气无自喷期, 含水上升快, 中低含水阶段生产时间短, 累计产油低。含水上升快, 是因为随采出量的增加, 阁楼油储集体压力下降, 底部水位上升造成油井生产后很快高含水。
3.3 注水强度
多轮次高强度注水影响注气效果, 因为前期注水量过大形成了较强能力的底水水体和流动通道, 导致注气后生产停喷, 经过长时间排液后才又恢复增产效果。原因:注气部分形成气顶, 部分在井周围发生驱替, 后期开井后大量产气后产油。注水量大增加了油水界面上升, 经排液下降后见效。
3.4 合理焖井时间的确定
焖井时间对生产影响较大, 一般闷井150小时井口压力达到稳定, 注气井焖井天数选取7天或以井口压力稳定为准, 不易过早开井, 防止注入气返吐。
3.5 对于储层受到污染的油井, 进行酸化解堵可有效降低注气施工压力
例:TK744酸化前注水量20m3/h, 注气量1200m3/h, 注气压力32MPa注不进;酸化后注水量6m3/h, 注气量4200m3/h, 注气压力20MPa, 注气稳定。
4 结论
(1) 不同的储集体类型对注气替油影响较大, 在选井方面以溶洞残丘型油井作为增油上产的首选;
(2) 合理控制注气前注水量, 避免形成较强能力的底水水体和流动通道, 导致注气后生产停喷即高含水, 需经过长时间排液后才能恢复增产;
(3) 焖井时间是影响注气效果的重要因素, 它是提高采收率和经济效果的综合体, 根据注气过程压力变化及注气前后井底静压变化来确定焖井时间, 待压力稳定后开井, 防止气体回吐;
(4) 受污染的井, 需要进行酸化解堵可有效降低注气施工压力, 提高注气替油增产效果;
(5) 在注气井开井后加大排液力度动态跟踪研究。对气液置换速度快的油井加大排液强度, 提高油井日产量;但对于置换速度慢的油井, 则应慢排低产, 坚持稳定排液, 确保气顶的有效形成和采收率的最终提高。
参考文献
[1]刘中春.塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率技术途径[J].油气地质与采收率, 2012, 19 (6) :68
缝洞型碳酸盐岩油藏 篇2
关键词：塔中,缝洞型碳酸盐岩,连通性,试井,注水,开发对策
塔中古隆起是塔里木盆地大型油气富集区之一,海相碳酸盐岩礁滩复合体、内幕不整合及深层白云岩是主要勘探开发阵地[1]。该区礁滩体主体部位及断裂附近,靠断裂形成次生裂缝和岩溶作用形成孔隙储存油气,礁滩体大小规模不同,构造断裂运动复杂,储层非均质性极强,储集空间复杂[2—4]。多缝洞多渗流单元复合油藏在生产中呈现出单井产能、含水变化多样特征[5—7]。开发关键在于油气藏储层特征和流体分布规律研究,并分析井间储层连通性及流体流动通道,进一步划分开发单元,制定合理开发技术对策[8,9]。
前人在缝洞型碳酸盐岩井间连通性分析研究上,已取得了一系列成果,形成了压力趋势法、生产干扰特征分析、流体性质对比和干扰试井、示踪剂等间接和直接的判定方法[10]。对于复杂缝洞型碳酸盐岩而言,在储层连通性分析及流动单元划分上,仍值得进一步研究。通过常规井间连通性分析方法,结合储层反演和缝洞雕刻等静态地质特征,与现代产量递减分析、解析试井和数值试井等动态分析方法相融合,修正同一连通储层边界范围,动静态结合精细划分流动单元,描述储层连通特征[11]。并应用到注水措施中,取得良好效果。为缝洞型碳酸盐岩高效开发提供基础理论依据。
1 缝洞型碳酸盐岩井间连通性分析
井间连通性判断,分为间接和直接方法。间接方法包括: 构造成藏特征类比、压力趋势、生产干扰特征分析、流体性质对比、酸化压裂后储层压力特征,直接方法包括: 干扰试井、示踪剂监测[12—15]。
1. 1 构造成藏特征类比
塔中地区奥陶系油气藏为三期成藏过程: 第一期为加里东晚期成藏,油气来源于寒武系-下奥陶统烃源岩,早海西期构造抬升造成油气藏大范围破坏;第二期为晚海西期成藏,油气来源于中上奥陶统烃源岩; 第三期为晚喜山期,深层寒武系原油裂解气形成,沿深大断裂向奥陶系充注,对油气藏进行气洗改造,从而形成凝析气藏。
塔中I号断裂带及其派生的走滑断裂为晚期天然气充注通道,断裂附近储集体及圈闭形成良好油气保存条件。远离走滑断裂的油气藏,受气侵作用弱,以油藏或挥发性油藏为主。因此受多期成藏及走滑断裂影响,储层形成空间叠置连片特大型油气藏,同一成藏期次或同一走滑断裂改造影响下为储层连通性创造有利条件。
1. 2 压力趋势
根据“压降漏斗”理想化原理,油气藏在开发过程中,当压力波及到整个边界,压降达到拟稳态后,储层内部各处压降趋于定值,压降只与时间有关,与位置无关。
当多口井处于同一个压力系统内( 互为连通井组) 正常生产时,各井井底流压下降趋势基本保持一致,即压降基本保持一致。
1. 3 生产干扰特征
同一压力系统下井组正常生产时,当其中某口井改变工作制度,势必造成储层内部压力场重新分布,从而影响其余井压力、产量。原理与干扰试井类似,故又称之为类干扰试井。
1. 4 流体性质对比
油气藏内流体非均质性特征可作为判断连通性重要依据。油气藏相互连通时,流体混合作用可部分或完全消除油气在运移成藏过程中造成的组分差异。而油气藏之间相互不连通,由于油源差异、生物降解和后期成藏条件下温度压力影响,流体非均质性将长期保存。故各井流体性质、高压物性特征可作为判断油气藏内部横向及纵向连通性依据之一。
1. 5 酸压后储层压力
酸化压裂为缝洞型碳酸盐岩储层改造重要工艺。通过酸化压裂注入地层总液量大小与停泵后测压降时泵压大小相比较,可反映缝洞体规模特征[16,17]。酸压人工裂缝有效沟通极大天然缝洞体时,往往停泵后测压降泵压低。而储层天然缝洞不发育,储层偏干,人工裂缝也未能有效沟通天然缝洞,酸化压裂过程泵压持续较高,井底附近泄压不畅,存在憋压,停泵后泵压较大。
当某口新完井酸化压裂后停泵测压降,停泵后井筒流体几乎不再流动,管柱内流体摩阻可忽略,此时井底压力可等效为井筒内流体液柱压力加井口泵压。即可折算此时井底压力,当某口井酸压后折算井底压力远小于区块原始地层压力时,说明地层能量亏空,缝洞体内流体已被采出。分析该亏空井周围邻井,判断与哪口井连通,此方法可作为井间连通性判断依据之一。
1. 6 干扰试井
干扰试井一般以一口井为激动井,通过改变激动井工作制度,在地层内造成压力变化,形成干扰信号。并在观测井井底投放高精度电子压力计,测试压力变化,用以判断激动井与观测井之间连通性[18]。
1. 7 示踪剂监测
向井内注入示踪井,并对观测井进行取样,分析化验样品内示踪剂含量,从而判断井间连通特征。示踪剂包括: ( 1 ) 化学示踪剂。易溶无机盐,如SCN-、CL-、Br-、I-、NO3-等作为水示踪剂; ( 2) 放射性同位素。含氚化合物,如氚水(3HHO) 、氚化氢(3HH) 、氚化庚烷(3HC7H15) 等,可用作水示踪剂、油示踪剂、气示踪剂或油水分配示踪剂; ( 3) 稳定性同位素示踪剂。无放射性同位素,如12C、13C、15N、18O、Gd( 含157Gd、155Gd、152Gd) 等。( 4 ) 微量物质示踪剂。包含各类荧光物质、稀土元素、微量离子等,取样并利用电感耦合等离子质谱对样品进行分析,从而判断井间连通性[19]。
2 连通储层边界划分
2. 1 技术思路
针对缝洞型碳酸盐岩“一井一藏”地质特征,进行储层连通性分析和开发单元划分,首先进行井间连通性分析,判断油气藏为单井单元或多井单元,再利用压力恢复不稳定试井判断油气藏边界、生产数据试井分析动储量及泄流面积,结合地震反演储层预测及缝洞雕刻等静态地质特征并相互约束,再利用数值试井划分连通储层进行动态拟合验证。当拟合效果较好时,则认为划分连通储层边界可靠,当拟合效果不佳时,重新结合储层预测及缝洞雕刻刻画边界并调整相关储层参数( 流度比M、分散比D) ,直至拟合效果良好。动静态结合进而精细刻画连通储层边界,合理划分开发技术单元。总体技术思路流程如下( 图1) 。
2. 2 实例分析
JYb井所在缝洞带发育挤压性质北东向走滑断裂控制的断背斜,井点位于受北东向走滑断裂控制的局部构造高部位,圈闭面积较小,幅度较低。储层处于奥陶系碳酸盐岩层间岩溶发育区,位于为良里塔格组台缘区。一间房组-鹰山组层间岩溶储层受北东、北西向走滑断裂控制,岩溶储层受断裂叠加改造作用明显。在过JYb井大型缝洞集合体叠前深度偏移地震剖面上可见,一间房组顶面附近表现为“串珠群”地震响应特征,井区内沿北东向走滑断裂串珠密集发育。
该大型缝洞集合体内JYa井于2013 年6 月12日投产,截至JYb井完井时已累产油15 799 t、气940 × 104m3、水43 t,两井相距1 650 m。
钻井过程中JYb井未发生漏失放空,测井解释Ⅱ类裂缝孔洞型油层8 m /1 层,孔隙度4. 3% ;Ⅲ类孔洞型储层32. 5 m /3 层,孔隙度0. 1% ~1. 2 % 。投产前进行酸化压裂改造,累计注入地层358 m3,酸压过程排量不变,泵压大幅降低,停泵测压降泵压为0。利用Fracpro PT酸化压裂分析软件,模拟酸压过程井底压力变化过程,在注入地层25 方液左右时,井底压力大幅降低( 幅度30MPa) ,人工裂缝有效沟通天然缝洞体,模拟得到酸压后停泵初始井底压力为67. 2 MPa( 井底垂深7004 m) ,折算压力系数仅0. 98 ( 图2 ) 。而该缝洞带JYa井初始地层压力系数为1. 11,说明JYb井储层属于低压异常。酸压后开井放喷求产不出液,储层能量存在亏空。
JYa与JYb井地震剖面上处于同一大型缝洞集合体,平面上储层反演预测,储层延断裂展布,静态地质特征反应两井具有连通可能( 图3) 。
JYa井投产后进行压力恢复试井测试,双对数曲线反应该井为典型条带状储层特征,选择: 井储+表皮+ 视均质储层+ U型条带状边界模型进行拟合分析,拟合效果良好( 图4) 。得到地层系数25 800 ×10- 3μm2·m、渗透率1 200 × 10- 3μm2、表皮系数- 4. 25、初始地层压力系数1. 15,三条边界距离789、1 744、1 680 m,边界特征反映储层为类似于延南北向断裂展布的条带状特征,且边界距离已大于两井距离1 650 m,两井存在连通可能。
对JYa井进行生产数据试井分析,利用Log-Log及Blasingme曲线拟合分析,得到原油动态储量43. 9 × 104t,等效泄流半径764 m,等效泄流面积达到1. 73 km2。
根据平面均方根振幅属性地震反演储层预测,利用数值试井刻画储层边界,并结合缝洞雕刻划分出不同渗流区域( 图5) ,并将解析试井得到部分储层参数移植到数值试井中,反复调整储层边界及反映各渗流区域特征参数,主要参数包括流度比M反映各渗流区域渗透率特征[式( 1) ]、分散比D反映各渗流区域压力传导能力[式( 2) ]、储能比反映各渗流区域动态储量大小[式( 3) ],从而使双对数曲线拟合良好,并利用全压力历史拟合验证( 图6) 。最终划分连通储层边界范围,并评价不同渗流区域储层渗流特征。得到: 内区地层系数25 600 × 10- 3μm2·m、动储量23. 1 × 104t,通道1 渗透率980 ×10- 3μm2、动储量2. 3 × 104t,通道2 渗透率1 520 ×10- 3μm2、动储量7. 6 × 104t,通道3 渗透率760 ×10- 3μm2、动储量1. 5 × 104t,JYb井所处缝洞2 渗透率11 001 × 10- 3μm2、动储量8. 6 × 104t,外区渗透率12 × 10- 3μm2、动储量0. 8 × 104t。
式中,M为流度比; D为分散比; ω 为储能比; K为渗透率( μm2) ; h为储层有效厚度( m) ; Kh为地层系数( μm2·m) ; μ 为地下原油黏度( m Pa·s) ; ф 为孔隙度; Ct为地层综合压缩系数( 1 /MPa) 。
动静态结合精细刻画了JYa与JYb井组储层连通边界范围,并评价储层展布特征及不同渗流区域渗流特征和储量分布情况。后期可建议对JYb井注水,进行井组开发。
3 注水开发
3. 1 单井替油
ZG1 井位于塔中Ⅰ号坡折带中古16 号上奥陶统岩性圈闭,地震反射单串珠状特征,挥发性油藏。钻井过程中出现多处放空、溢流、漏失,累计漏失钻井液3 220. 14 m3,良好钻遇天然缝洞体。该井周边未部署井,为独立的流动单元。生产数据试井分析该井定容特征明显,Blasingme曲线拟合得到油动态储量21. 96 × 104t,等效泄流半径490 m,等效泄流面积0. 75 km2。该井2008 年9 月23 日投产自2010年3 月22 日停喷,累产油2. 27 × 104t,基本不产水。考虑到地下亏空体积大约5. 85 × 104m3,首轮第一次注水20 014 m3、焖井103 d,第二次注水20 015m3、焖井14 d,开井生产油压15 MPa,开井一周内平均日产油105. 17 t、不含水。首轮共计注水40 029m3,开井生产累产油6 880. 29 t、累产水3 823. 61m3,注水替油效果较好,吨油耗水率0. 55 m3/ t。第二轮注水20 062 m3、焖井21 d,开井生产累产油1 890. 11 t、累产水3 774. 08 m3,吨油耗水率2. 00m3/ t。第三轮注水9 936 m3、焖井17 d,开井生产高含水,含水率达90% ,累产油459. 53 t、累产水2 956. 73 m3,吨油耗水率6. 43 m3/ t。第四轮注水8 301 m3、焖井80 d,开井生产高含水,含水率达90% ,累产油1 811. 41 t、累产水9 872. 29 m3,吨油耗水率5. 45 m3/ t。多轮次注水替油,吨油耗水率逐渐变大( 每产出一吨油所产出水逐渐增多) ,反应缝洞体内油水界面逐渐抬升,注水开发后期效果逐渐变差。
ZG2 井位于塔中北斜坡塔中10 号带,钻探奥陶系鹰山组岩溶风化壳,地震剖面为串珠状强反射特征,钻井过程井漏失返,累计漏失钻井液125. 34m3。该井周边未部署井,为独立的流动单元,高含凝析油凝析气藏( 凝析油含量710 g /m3) 。投产前进行压力恢复不稳定试井测试,双对数曲线反映储层为典型内好外差复合型特征,选择: 井储+ 表皮+径向复合型储层+ 无限大边界模型拟合分析,得到表皮系数0. 51、内区地层系数48 × 10- 3μm2·m、内区渗透率3. 78 × 10- 3μm2、复合半径72 m、外区渗透率0. 75 × 10- 3μm2,外区储层渗流能力极差,近似于定容封闭型缝洞体。注水前累产油1. 26 × 104t、累产水0. 66 × 104m3、累产气0. 11 × 108m3,地下亏空体积约12. 96 × 104m3。多轮注水累注5 454 m3( 费用15. 9 万元) ,累计增油2 576 t、累计增气85 ×104m3,注水创造收益1 216 万元,经济效益可观。实践充分证明了缝洞型碳酸盐岩凝析气藏注水开发是可行的。
3. 2 井组驱油
TZ1 井位于塔中 Ⅰ号坡折带塔中62 号上奥陶统岩性圈闭,总体表现为北西-南东向线状背斜形态。地震剖面为串珠状特征,凝析气藏。该井钻井过程揭开奥陶系良里塔格组颗粒灰岩后出现多次漏失( 漏速度达2. 1 ~ 12. 1 m3/ h) ,累计漏失钻井液1 140 m3,良好钻遇天然缝洞体。完井后试油求产5mm油嘴油压36 MPa、日产油29. 28 t、日产气220 410 m3、不产水,于2006 年4 月6 日正式投产。
TZ2H井为TZ1 井东南边一口水平井,井轨迹与伴生断裂方向一致,距伴生断裂10 ~ 35 m,井底位置距离TZ1 井约450 m ( 图7) 。储层空间主要为礁滩体溶蚀缝洞,地震剖面表现为串珠状强反射特征。钻井过程出现井漏,漏失4. 1 m3( 漏速1. 1 m3/h) 。2009 年4 月22 日完井,采用遇油膨胀封隔器+ 压裂滑套分6 段酸压改造,井底段酸压时出现明显沟通天然缝洞特征,酸压后停泵测泵压降,将初始泵压折算为井底压力,其值低于同深度估算地层压力,呈现低压异常,储层存在亏空,怀疑井底段位置储层与邻井TZ1 储层存在连通,储层反演预测分析两井储层位于同一礁滩复合体中,呈北北西-南南东向展布,具有连通可能。
利用生产数据试井Log-Log曲线拟合分析( 图8) ,曲线反应TZ2H井为多储集体供液特征,并得到凝析气藏干气动态储量3. 77 × 108m3、等效泄流半径632 m,等效泄流面积达到1. 25 km2。而TZ2H井周缝洞雕刻面积仅0. 55 km2,说明井控范围远不止井周缝洞雕刻区域,可能已波及到TZ1 井,两井存在连通可能。
根据储层预测构建TZ1 和TZ2H井组数值试井平面属性模型,反复调整相关参数及边界距离,最终达到双对数曲线及生产全程压力历史拟合良好,从动态上验证了两井储层连通范围。并得到不同渗流区域储层渗流特征及储量分布特征( 图9) 。
结合两井构造特征( TZ1 井位于构造低部位) ,进行低注高采,TZ1 井停喷后累计注水90 006 m3,费用270 万元。TZ2H累计增油3 123 t、增气47 ×104m3,产出1 253 万元,经济效益明显。同时考虑到该井组储层连通范围大,区域内不再布井。
4 结论
( 1) 通过井间连通性分析划分单井单元或多井单元; 再结合地震反演储层预测、缝洞雕刻大致判断储层可能连通范围; 利用不稳定试井和生产数据试井分析储层渗流特征、内外区边界距离和等效泄流面积、动态储量; 与静态地质特征相结合划分连通储层边界范围,构建数值试井平面属性模型进行动态拟合验证,调整相关参数、边界范围,达到双对数曲线及压力历史曲线拟合良好; 最终动静态相结合准确分析缝洞型碳酸盐岩连通储层边界范围。
缝洞型碳酸盐岩油藏 篇3
1 注采一体化井口设计
一体化井口是实现氮气吞吐注采一体化的关键,既要满足50 MPa高压注气的要求,又要实现注气和转抽作业工序的转换。该井口主要由高压气密封井口、抽油杆支架、抽油杆悬挂器和抽油杆悬挂器投捞工具组成[6]。
1.1 高压气密封井口
该部分主要有采油树和大四通组成。井口整体气密封压力级别为70 MPa;材质:EE级;规范级别:PSL3G;性能级别:PR1;温度级别:-29~121℃;连接形式:法兰连接;工作介质:石油、天然气、氮气;寿命≥20 a。
1为BX158法兰;2为套管平板闸;3为油管挂支架;4为整体式1号主阀;5为可调式节流阀;6为螺栓;7为丝扣法兰;8为丝扣堵头;9为仪表、截止阀;10为生产闸门;11为仪表法兰;12为固定节流阀;13为油管悬挂器
采油树:(1)小四通;小四通规格主通径3-1/16″,旁通径3-1/16″,工作压力69 MPa。(2)主阀和翼阀;共2个主阀,规格为3-1/16″×69 MPa手动平板闸板阀。一号主阀上部为小四通上部出口,3-1/16″×69 MPa-BX154栽丝法兰连接,下部为7-1/16″×69MPa-BX156法兰。小四通、一号主阀、上法兰做成整体,另一主阀作为清蜡阀,注气时安装在小四通上面,机抽时拆去。翼阀:单井共四个翼阀,规格均为3-1/16″×69 MPa手动平板闸板阀。(3)节流阀;每翼外侧带可调节流阀或固定节流阀一只;固定节流阀配油嘴总成10只,油嘴芯材质为硬质合金,可互换使用,油嘴尺寸为4、6、8、10、15 mm。(4)采气树帽;为3-1/16″×69 MPa由丝扣法兰带3-1/2″TPCQ丝扣和丝堵。
大四通:(1)四通本体;上法兰规格7-1/16″×69MPa-BX156,内孔带油管挂的座挂和密封台阶,法兰外缘带顶丝,用于固定试压塞、防磨套和油管挂,顶丝处可换装试压接头,以便对试油防喷器的全封闸板试压;下法兰规格为11″×69 MPa-BX158或13-5/8″×34.5 MPa BX160(视注气井7″套管是否回接而定),采用金属密封加橡胶密封,下法兰外缘带试压孔,配密封脂注入阀卸压螺帽;垂直主通径为160mm。油管四通和油管悬挂器采用金属密封加橡胶密封件的方式。油管四通本体两侧旁通连接规格为2-9/16″×69 MPa-BX153栽丝法兰。(2)油管悬挂器;公称外径为7″,上端采用金属密封加橡胶密封,下部悬挂内螺纹为3-1/2″气密封扣。(3)四通侧翼;大四通每翼为两只2-9/16″×69 MPa手动平板闸板阀和一只2-9/16″×69 MPa-2-7/8″NU丝扣法兰及丝堵,其中右翼两阀之间带仪表法兰,装截止阀、压力表。钢圈为BX-153。
1.2 抽油杆支架
抽油杆支架下部3-1/2″EUE外螺纹拧紧在油管挂上部的3-1/2″EUE内螺纹上,抽油杆支架中部有四个36×31.75 mm矩形窗口,确保抽油和注气通道,上部的内螺纹ASME-3″-4TPT-2G连接抽油杆悬挂器下部的ASME-3″-4TPT-2G外螺纹,支撑井内抽油杆柱重量。
1.3 抽油杆悬挂器
抽油杆悬挂器下部的ASME-3″-4TPT-2G外螺纹接触到抽油杆支架上部的ASME-3″-4TPT-2G的内螺纹时,正转抽油杆悬挂器投捞工具本体,使抽油杆悬挂器下部的ASME-3″-4TPT-2G外螺纹完全旋入抽油杆支架上部的ASME-3″-4TPT-2G的内螺纹孔内。
1.4 抽油杆悬挂器投捞工具
抽油杆悬挂器投捞工具下部的2-1/2″-6TPT-2G-LH的外螺纹上连接抽油杆悬挂器上部的2-1/2″-6TPT-2G-LH内螺纹,旋转拧紧使抽油杆悬挂器和抽油杆悬挂器投捞工具连接成整体,将抽油杆悬挂器和抽油杆悬挂器投捞工具一起套在最后一根抽油杆上,起投捞作用。
注采一体化井口的主要功能:(1)机抽时井口整体高度不得高于1.4 m,以满足注气后机抽生产的要求;(2)气密封性能好,承压能力高,最大工作压力承气密封压70 MPa,能够满足高压注气需求;(3)注气时可以实现抽油杆杆柱的气密封悬挂,确保注气后不动管柱能够直接机抽生产,避免注气后再进行机抽生产管柱作业。
2 注采一体化管柱设计
针对氮气吞吐技术在注气施工与转抽生产过程中对管柱功能的具体要求,集管柱的高压气密封安全性及注气采油一体化实用性为一体,设计管柱结构:Φ89 mm TP-JC扣气密封油管+P110S过桥短节(内置抽稠泵筒)+5-1/2″P110S过桥套管+掺稀单流阀+MCHR液压封隔器+筛管+丝堵[7]。
1为套管;2为31/2″油管;3为抽油杆;4为泵筒;5为过桥短节;6为过桥套管;7为柱塞;8为27/8″油管;9为掺稀单流阀;10为丝堵;11为MCHR液压封隔器;12为油层
井下配套工具的作用:(1)油管。油管选择P110S材质,丝扣优选TP-JC气密扣,确保满足注气管柱抗拉强度及气密性要求。(2)过桥短节。过桥短节的下端均为双扣型的丝扣设计,能实现外部公扣与过桥套管连接,内部母扣与抽油泵的泵筒连接,是过桥技术的关键环节。(3)过桥套管。P110S材质,内置抽抽泵筒,下端通过变丝与油管连接,实现了注完气后直接将柱塞下入泵筒进行转抽生产。(4)掺稀单流阀。注气时关闭,注气结束后掺稀生产时打开,能确保多周期注气管柱气密封的同时,实现环空掺稀生产。(5)MCHR液压封隔器。工作压差大于50MPa,对于气体有较好的密封性能,注气过程中能够保护套管,确保了注气安全。
3 注采一体化切换工艺
(1)注气前上提并卸下光杆,通过专用工具,将抽油杆悬挂器下入到油管挂上端,再将抽油杆及接箍下入到一号主阀下方、油管挂上方的抽油杆悬挂器内。
(2)打开与地面注气管线连接一侧的注气阀门,通过抽油悬挂总成,将气注入地层。
(3)注气完毕后,用油田水将井筒内气体顶入地层,关井焖井。
(4)焖井结束时先限压(压差在5 MPa以内)自喷生产;自喷结束时,注油田水压井;上提抽油杆及接箍,用工具取出抽油杆悬挂器,换光杆,下放杆柱,抽油投产。
4 注采一体化技术现场试验
2012年11月2日,在塔河油田TK7-619CH井进行了注液氮提高采收率试验。井口采用上述KQ78(65)-70气密封注采一体化井口,管柱采用上述注采一体化管柱。正式施工前分别对井口、管柱了试压。井口液氮试压70 MPa,稳压30 min,不刺不漏,试压合格。管柱环空打压15 MPa,稳压30min,无压降,验封合格。
TK7-619CH井试注液氮过程中,注气排量10m3/h,压力达到42 MPa时,地层开始吸气,测试视吸气指数3 702 m3/MPa,井筒摩阻3.5 MPa,地层注气启动压差1.5~2 MPa,地层吸气能力较好。在正式施工过程中,最高施工压力52 MPa,累计注液氮692.6 m3后施工结束。焖井10 d后开井,自喷30 d后,直接转抽生产。周期注气增油1 752 t,整个注气施工、生产过程中无异常情况,表明注采一体化井口及注采一体化管柱气密封性能良好,能够满足现场高压注气技术需求。目前该技术在塔河油田已经推广应用28口井,安全无故障,取得了显著增油效果和良好的经济效益。
5 结论
(1)创新设计制造了注采一体化井口,井口高度控制在1.4 m以内,操作方便,耐高压,70 MPa,现场试验最大注气压力已达到52 MPa,安全可靠。
(2)研究形成了超深层缝洞型油藏氮气吞吐注采一体化管柱及相关配套技术。
(3)完成了28口井注氮气吞吐和采油一体化技术应用,安全可靠,取得显著经济效益。
摘要：针对塔河油田注氮气吞吐采油过程中因施工压力高(井口注气压力设计大于50 MPa),给注气井口及注气管柱设计带来的技术难题,研究设计了耐高压、气密性好、能够实现注气、生产一体化的注采一体化井口及注采一体化管柱,满足了超深井高压安全注气和注气后不作业直接转抽生产的双重要求。大幅降低了施工作业成本,减少了因作业对储层造成的二次伤害。目前,现场已经推广使用28口井,全部安全无故障,取得显著效益。
关键词：超深,缝洞型油藏,氮气吞吐,注采一体化
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双洞型碳酸盐岩油藏试井分析研究 篇4
缝洞型碳酸盐岩油藏的主要储集空间以裂缝溶洞为主,具有非均质性极强,发育极不规则等特征。塔里木盆地塔河油田作为我国最大的古生届海相碳酸盐岩油田,经过十几年的开发,已取得一定的开发经验[1,2,3,4]。目前,针对缝洞型碳酸盐岩油藏的试井分析模型研究已经取得阶段性的进展,国外的Abdassah、Ershaghi、R.Camacho等都针对碳酸盐岩储层提出了三重介质模型;国内的吴玉树、葛家理等将一些含有大型溶蚀孔洞的裂隙介质归结为三重介质地层,建立了相应的模型[5,6]。针对塔河油田缝洞型储层,存在单井钻遇多洞缝系统情况,本文通过分析双洞缝型碳酸盐岩油藏概念模型的特征,建立了简化的试井模型并求解,并进行了压力特征曲线影响因素的分析和实例分析,以简单的方法完成复杂的试井分析过程。
1 物理模型
双洞缝系统是缝洞型油藏较为简单的一种缝洞单元,作为单缝洞系统的一种延伸,其主要由两个溶洞组成,溶洞间由高导裂缝相连,油井钻遇溶洞间高导裂缝,定义其中一个溶洞为洞1,另一个溶洞为洞2。如图1所示,设井与溶洞1间的裂缝长为L1、宽为w1、高为h1、裂缝渗透率为K1,井与溶洞2间的裂缝长为L2、宽为w2、高为h2、裂缝渗透率为K2;原始地层压力为Pi。根据塔里木油田地质资料,缝洞型碳酸盐岩油藏的基岩孔隙度较小(<2%),渗透率极低(<0.1×10-3μm2),故忽略基岩向溶洞和裂缝中窜流影响[7,8],为系统的外边界封闭的定容型缝洞单元。该类缝洞系统中,在地面定产条件下,井底压力受洞1和洞2内的压力及相对应的裂缝导流能力的影响。
2 数学模型及求解
在建立方程前,作如下假设:(1)忽略溶洞内的流动阻力,溶洞内部流体始终视为等势体;(2)流体在裂缝内流动遵循达西定律,为达西线性流;(3)流体为微可压缩流体,压缩系数为常数;(4)忽略基岩向溶洞和裂缝窜流供液的影响;(5)忽略井筒储集效应;(6)不考虑系统温度变化的影响。
依据物质平衡原理可知,地面日产液量等于两个溶洞中原油一天内的弹性膨胀体积之和,再由弹性理论可得:
式(1)中 q—地面日产量,m3/d;Bo—原油体积系数;Ct—地下原油压缩系数,MPa-1;V1—溶洞1的体积,m3;P1—溶洞1内的压力,MPa;V2—溶洞2的体积,m3;P2—溶洞2内的压力,MPa;t—某时刻的时间,d。
由假设(2)可知,溶洞1、溶洞2与油井之间满足如下关系[9]:
式中 K1—井与洞1连通的裂缝渗透率,×10-3μm2;K2—井与洞2连通的裂缝渗透率,×10-3μm2。
联立式(1)、式(2)和式(3),带入初始条件和地面定产条件, 设ΔP1=P1-Pi, ΔP2=P2-Pi, ΔP3=Pw-Pi,则双洞缝系统流体流动方程组为:
对式(4)进行Laplace变换求解[10,11],得拉氏空间的解为:
再由Laplace逆变换求得井底压力变化表达式为:
式中
在流动初期(t→0时),式(6)和式(7)简化为:
在流动后期(t→∞时),式(6)和式(7)简化为:
(9)
由上述方法得到的压力及压力导数可知,在流动初期(t→0时),压力曲线为一条直线,斜率与两溶洞总体积、两条裂缝导流能力、日产量和流体压缩系数有关。压力导数曲线也为直线,斜率与两溶洞总体积、产量、裂缝导流能力及流体压缩系数有关。在流动后期(t→∞时),压力曲线也为一条直线,斜率与两溶洞总体积、两条裂缝导流能力、日产量和流体压缩系数有关。压力导数曲线为一条直线,斜率只与溶洞总体积、日产量和流体压缩系数有关。由此通过拟合试井曲线得到流动初期和流动后期压力和压力导数曲线直线段的斜率及截距,结合储层已知参数,可由拟合曲线得到斜率,通过式(8—10)计算得到两溶洞体积大小,两裂缝导流能力大小等参数。
3 压力特征分析
计算采用的基本参数:地面日产量为50 m3/d,两条裂缝半长均为50 m,缝高10 m,地下原油黏度分别为30 mPa·s,K1为1×10-3 μm2,K2为100×10-3 μm2,洞1体积为250 000 m3,洞2体积为25 000 m3, 原油压缩系数为0.000 5 MPa-1。
3.1 原油黏度对压力及压力导数曲线的影响
图2和图3表示地下原油黏度对压力及压力导数曲线的影响,地下原油黏度越低,压力和压力导数曲线的早期段越短,表明地下原油黏度主要影响流体在裂缝中传播的时间,黏度越大则传播的越慢。
3.2 溶洞体积相对大小对压力及压力导数曲线的影响
图4和图5表示溶洞体积相对大小对压力及压力导数曲线的影响,图中V为洞1与洞2的体积比系数,由图可知,溶洞体积比系数越小,压力曲线和压力导数曲线越趋于直线,溶洞体积比系数越大,则压力曲线和压力导数曲线的凹曲程度越大;由式(2)、式(3)可知,溶洞体积相对大小主要反映洞1、洞2对井底压力的贡献大小和向井底的供液能力大小。
3.3 裂缝渗透率相对大小对压力及压力导数曲线的影响
图6和图7表示裂缝渗透率对压力及压力导数曲线的影响,图中K为K2与K1的比值(体现两条裂缝渗透率差值大小),由图可知,裂缝渗透率比值越小,压力曲线的早期直线段斜率越小,压力导数曲线整体越趋于一条直线,截距越小。
4 实例分析
以塔里木油田某井为例,地层主要参数为:孔隙度约为3%,地下原油黏度为0.3 mPa·s,原油体积系数为1.13,综合压缩系数约为0.005 6 MPa-1,原始地层压力59 MPa。通过本文简化试井模型进行解释,拟合曲线如图8所示,得到解释结果为:溶洞1体积约为36万方,裂缝渗透率为2.78 μm2;溶洞2体积约为670万方,裂缝渗透率1.24 μm2。考虑塔里木油田某些区块存在较大溶洞形式的低水,判断两洞中较大的溶洞可能为低水溶洞。本文模型在忽略井储效应和基质窜流供液情况下适用,对生产实践具有一定的指导意义。
5 结论
(1)建立了双洞缝系统的简化试井模型,并通过Laplace变换与逆变换求得井底压力的解析解。
(2)通过分析该模型可知,压力曲线和压力导数曲线在流动初期和后期都为直线。
(3)地下原油黏度主要影响压力曲线和压力导数曲线早期直线段的长短;溶洞体积相对大小主要影响压力曲线和压力导数中期下凹段的凹曲幅度;裂缝渗透率主要影响压力曲线的早期直线段斜率。
摘要：基于弹性理论和达西定律,针对双洞缝型碳酸盐岩油藏进行理论分析,建立了简化的试井模型。通过Laplace变换与逆变换的方法求得井底压力表达式,并对影响压力特征曲线的主要因素进行分析。结果表明:地下原油黏度主要影响压力曲线和压力导数曲线早期直线段的长短。溶洞体积相对大小主要影响压力曲线和压力导数中期下凹段的凹曲幅度。裂缝渗透率主要影响压力曲线的早期直线段斜率和压力导数曲线的截距大小。
关键词：碳酸盐岩,缝洞系统,试井模型,双洞缝
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