致密油高含水井高压物性取样方法与应用
2019-05-16李畅
李畅
（吉林油田公司油气工程研究院 吉林松原 138000）
1 前言
吉林油区致密油藏资源具有含油饱和度较低，储层物性较差，微观孔隙较小，地层原油渗流能力较低，压裂获得产能及油水同出等特点，致使本区在地下很难取到纯油样品以满足行业标准对于“满足室内PVT化验的合格样品含水需低于5% ”的要求。为此，需要设计对此类致密高含水油藏适用的井下取样方式，使得取得样品满足行标要求并具可用、可参考的实用价值。
2 致密油高含水井高压物性取样方法及现场实施
本文着力针对行业标准要求与致密油藏特殊性相悖的主要矛盾，即“满足室内PVT化验的合格样品含水需低于5% ”与“致密油已投产生产井现阶段含水均高于80% ”的矛盾进行分析解决，形成一整套切实可行、具备推广应用价值的致密油区块PVT取样技术方法。
2.1 前期准备工作
2.1.1 取样井的选择
前期通过理论分析、实地踏勘，对所选试验井的砂组、产量、投产时长、地面情况等多方面进行考察，从地质、工程、地面及代表性等多层次因素综合进行分析，最终选择实验井A满足需求。选择主体开发层的生产井；日产油选择在1～3t、含水低于90%，既满足取样过程中对于液量的需求，又不至于影响高产井的正常生产；投产半年以上，生产稳定；地面条件不受限，井排路路况良好，为放喷过程中倒液接替及取样过程中井架设立等现场施工提供便利条件。
2.1.2 取样器的选择
对比行业内多种取样器的优缺点，从掌握恰当的时机对取样工具进行开关操作，实现新鲜样品对死油的替换及取样工具的充分充注的角度，优选出具备机械时钟定时、氮气持续注入保压的SPS深井取样工艺来满足样品单一性的需求。同时配备全不锈钢地面保压转样器来满足保压转样的功能。
2.2 取样现场实施
2.2.1 最佳取样位置的确定
取样井工作制度调整严格按照中华人民共和国石油天然气行业标准 SY/T5154—2014 油气藏流体取样方法执行，气、油、水的压力梯度各不相同，而梯度变化点即对应油水界面和油气界面，通过对A井静压、流压力和温度梯度的测试，根据现场测量的压力与地层深度的关系，确定油水界面及油水过渡带范围，从而确定最佳取样点。
静压静温梯度测试采用钢丝+存储式电子压力计施工工艺，压力计获取完整的井筒压力温度数据，利用井深与压力数据结合梯度结果进行分析，并经线性回归求出梯度方程：
静压梯度方程： Pws= 0.0095H +7.364（0-2100m）R2 =0.9998
静温梯度方程： Tws = 0.0357H +17.674（100-700m）R2 =0.9942
测试压力计下到2100m，测量静压静温数据及梯度数据，折算至油层中部垂深2313.13m处，压力为29.30MPa，温度为97.57℃；以中部压力及深度计算地层压力系数1.29。静压梯度显示：井筒内所测范围0～2100m平均静压梯度为0.95MPa/100m，流体以水相为主，0～200m为部分油和气；静温梯度显示，井筒内所测范围0～2100m平均静温梯度为3.57℃/100m。
同理测量井A流压、流温的梯度方程：
流压梯度方程：Pwf= 0.0094H +5.432（0-2100m）R2 =1
流温梯度方程：Twf = 0.0331H +38.338（100-1400m）R2 = 0.9942
测试压力计下到2100m，测量流压流温数据及梯度数据，折算至油层中部垂深2313.13m处，压力为27.23MPa，温度为96.97℃。流压梯度表及梯度图6显示：井筒内所测范围0～2100m平均流压梯度为0.94MPa/100m，流体以水相为主；流温梯度表及梯度显示，井筒内所测范围0～1400m平均流温梯度为3.31℃/100m。
结合以上测试数据，确定最佳取样深度1800m（地层温度91.3℃、地层压力22.2～22.3MPa ）。
2.2.2 现场取样实施过程
取样过程主要采用逐步降低地面生产工作制度（即降低油嘴等级）从而降低产量，以提高井底压力的方法，排除井筒附近没有代表性的流体，使油藏流体在高于饱和压力的条件下流入井筒。选用SPS深井取样工艺于过渡带（1800m处）顶部多次等温、等压取样，获取储层PVT高压物性样品46只；并及时对样品进行单品含水率＜90%、打开压力相对误差＜5%的初检，16只合格；初检合格样品保压转样运送至实验室，进行饱和压力相对误差＜5%的复检，9只合格；经高温高压脱水处理，获得约1200ml含水小于5%的样品，满足后续分析需求。后续实验室高温高压密闭脱水并将合格单品混合，满足用量后，按照行业标准进行PVT室内分析，获得地层流体的原始参数。
2.3 室内化验
对质量检测合格的9支样品在室内进行高温高压脱水处理，保证地层原油在脱水装置中能够油气互溶且油水分离，脱去地层原油样品中地层水的同时又保证了样品的代表性。
随后进行室内高温高压PVT相态分析，包括P-T相图测试、等温恒质热膨胀实验、单次脱气实验、地层油密度实验、泡点前黏度测试、多次脱气实验、多次脱气油黏度测试实验、油组份和气组份分析实验等，最后进行实验数据处理分析。
2.3.1 获得井流物组分（见表1）
表1 井流物组分分析
井流物组成分布中，C1含量为20.31%，C2～C6含量为18.16%，C7+含量为61.53%，与国内其他油田黑油油藏井流物组成相比，A井地层原油属于典型的黑油体系，从拟三元相图来看（图1），位置落在典型的黑油油藏区域内。
图1 拟三元相图
根据泡点压力测试结果，在地层温度 98.9 ℃下，A井地层流体的泡点压力为 6.05 MPa，地饱压差 17.78 MPa，原始油藏条件下地层流体呈现欠饱和相态特征，地层弹性能量较小。
2.3.2 获得高压物性参数（见表2）
表2 高压物性参数
为支持致密油储量计算、探明储量提交、优化开采方式、制定增产措施，提高油气采收率提供了理论依据。
3 致密油高含水井高压物性取样方法应用效果
本文研究和现场应用获取了第一手储层高压物性资料，支持致密油储量计算，为2017年2000万吨探明储量提交提供依据。此外，课题获得了饱和压力，为致密油井人工举升参数优化提供依据，可有效控压生产，延长油井稳产期。以目前80口井计，控压生产，预计单井控制日减产0.1t。
4 结论
（1）该实验井主力开发储层属于常规黑油油藏，地饱压差大；
（2）区域内储层流体受溶解气含量的影响，高压物性参数差异较大，尤其是气油比和体积系数等参数；
（3）根据油藏多级脱气实验测试，A井液相体积收缩较小。建议初期可以适当放大压差生产，进一步提高采油速度；同时尽早采取补充地层能量配套技术，以提高最终采收率；
（4）该实验井原始地层流体采至地面闪蒸气中C3+含量119.12g/cm3， C4+含量61.38g/cm3， C5+含量33.99g/cm3，油层产出气中轻烃含量较高，勘探开发时地面需考虑采用二级分离器回收尽可能多的轻烃产品；
（5）根据泡点压力测试结果，在地层温度 98.9 ℃，A井地层流体的泡点压力为 6.05 MPa，地饱压差 17.78 MPa，原始油藏条件下地层流体呈现欠饱和相态特征，地层弹性能量较小。
