碳酸盐岩储气库注采工程技术探讨论文
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篇1：碳酸盐岩储气库注采工程技术探讨论文
碳酸盐岩储气库注采工程技术探讨论文
摘 要：1地质特点 碳酸盐岩大多坚硬、致密，储渗空间为孔隙、裂缝和孔洞。华北碳酸盐岩裂缝性油气藏具有含油面积大、圈闭幅度高的特点，储层层间差异小，呈现巨厚块状，不同级别的裂缝将储层切割成非常复杂的裂缝网络系统，且经过多年的开发，含水较高[1-2]。地层具
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1地质特点
碳酸盐岩大多坚硬、致密，储渗空间为孔隙、裂缝和孔洞。华北碳酸盐岩裂缝性油气藏具有含油面积大、圈闭幅度高的特点，储层层间差异小，呈现巨厚块状，不同级别的裂缝将储层切割成非常复杂的裂缝网络系统，且经过多年的开发，含水较高[1-2]。地层具有明显的裂缝系统和岩块系统双重介质特征，其中裂缝系统物性条件很好，且大多以高角度构造缝为主，是改建地下储气库后气体的主要渗流通道和储集空间[3]。
2井型及井位部署
2.1井型选择
井型设计一般根据储气库建库地质条件、地层渗流条件和钻井投资等因素确定。对于碳酸盐岩裂缝性油气藏来说，因其构造中多裂缝孔道，采用水平井钻遇裂缝的可能性大于直井，且当水平井钻遇裂缝时，会使井筒更多地接触到储层中的流体。通过理论分析，水平井的产量可以达到直井的3～5倍以上[4]。对于此类油气藏改建的地下储气库来说，采用水平井一方面能显著减缓底水锥进，延长气井的稳产期，另一方面储气库本身的运行需要大规模地注、采气，采用水平井可以提高储气库单井的注采能力，从而提高气库的供气能力，发挥最大的产能。因此，对于碳酸盐岩裂缝性油气藏改建的地下储气库采用水平井是十分适合的。
2.2井位部署
根据储气库的建设需要，不可缺少用于生产的注采井，以及用于监测气库动态情况的观察井。注采井不仅具备注采气功能，也要具备监测功能，一般部署在储气库的高部位，远离气水界面，防止注采运行过程的水淹现象发生；观察井主要是对地层压力、温度、气水界面、盖层密封性等方面的监测，其井位部署根据地质构造特点及具体监测内容而定。在碳酸盐岩裂缝性油气藏上改建的地下储气库上部署注采井及观察井，不仅要考虑所设置井的功能需求，还要考虑到地层的实际情况。华北碳酸盐岩裂缝性油气藏改建的地下储气库，裂缝比较发育，且地层中含有一定的底水，尽管在前期建库时通过注气已将气水界面向下推移，但在储气库大规模、高强度地注采气过程中，采气速度过快易发生水锥，而根据华北对碳酸盐裂缝性油气藏的开发历史，井距越大水锥情况越严重，但随着井网的加密，根据生产制度的需要井数也随之增加，则投入成本、油田建设等方面也相应增加。因此，对于此类油气藏改造地下储气库在井位部署方面，不仅要从技术上控制好采气速度，设计好井距，也要综合分析经济成本，合理部署井位。
3完井工程
3.1钻井完成
不同地地质条件、油气田开发方式对完井方式的要求也不同，目前水平井的完井方式大致分为裸眼完井、割缝衬管完井、带管外封隔器（ECP）的割缝衬管完井、射孔完井和砾石充填完井五类。在钻完井工艺方面，碳酸盐岩裂缝性油气藏改造地下储气库一般采用裸眼完井或射孔完井，但两种完井方式也各有利弊，在开采过程中大多数井都要采取酸化、酸压等增产措施。裸眼完井是最简单的水平井完井方式，其成本最低，储集层不受水泥浆伤害，适用于碳酸盐岩等坚硬不坍塌地层，特别是一些垂直裂缝地层。但对于华北碳酸盐含底水的油气藏来说，因有底水，生产一段时间后，底水锥进，含水上升很快，采用裸眼完井难以控制底水或堵水，也无法实现分层段地作业措施。套管射孔完井可选择性地射开不同压力、不同物性的层段以避免层间干扰，对与裂缝底水性油气藏改建的地下储气库来说，还可以有效地避开底水锥进，较好地控制气窜，选择性地进行压裂或酸化等分层作业。
3.2注采工艺
在注采工艺方面，主要包括注采完井管柱、储气库动态监测、油套管防腐、储层改造等方面内容，其中注采完井管柱设计是注采工艺的核心部分，通过对相应区块不同管柱注采能力的.分析优选出合适的完井油管，并根据完井需要为注采完井管柱配置相应功能的井下工具，以实现储气库正常运行、安全需要，以及对储气库的监测、储层改造等工艺措施。
3.2.1注采能力分析完井油管尺寸的选择通过对区块的注采能力分析实现。
储气库建设在原则上要保持大通径生产通道以满足大规模的注采气需求，但井筒中气体流速过高会迅速冲去油管氧化层，使得未被腐蚀的内壁裸露于含酸性气体的天然气流中，即冲蚀作用，天然气流的连续腐蚀和冲蚀作用将加剧油管的破损；对于华北碳酸盐岩裂缝性油气藏来说，因其在原气藏开发生产的后期气水界面上升，地层中含水量增大，改建地下储气库后，尽管通过注气降低了气水界面，但在采气过程中不可避免的有液体需携带出来，若气体流速低于临界携液流速，则不能提供足够的能量使井筒中的液体连续携带至井口，气井将开始积液，井筒积液将增加井底回压，降低气井的生产能力，井筒积液量过大储气库将发生水淹而无法正常运行。因此在碳酸盐岩裂缝性油气藏改建地下储气库的注采能力分析过程中，必须与实际生产制度、井口外输压力等协调一致，通过对地层条件、注采方案研究，根据两相管流计算，对不同尺寸油管流入流出动态进行分析，对油管的冲蚀情况进行分析，并保证在所要求的气量下生产可以将井底液体携带出井口，此外油管尺寸的选择还需满足储气库应急调峰的需求。
3.2.2完井工艺管柱储气库的运行与常规气井相比，多了注气环节，完井管柱需承受交替性应力变化、高低压力、温度变化。
在完井工艺管柱设计时，通过对完井管柱在注气、采气等不同工况条件的受力情况进行分析，选择合适的封隔器进行完井。一般来说储气库的完井管柱交替应力变化较大，管柱变形量大，为保证储气库的运行安全和使用寿命，建议采用永久式封隔器完井工艺管柱。同时，管柱上配有滑套进行循环洗压井，替空环空保护液，配有井下安全阀与封隔器配合实现安全关井，以及因进口、地面发生为破坏、自然灾害、设备失效等异常情况气井失控，配有坐落接头进行管柱试压、坐封封隔器等，配有仪表挂可悬挂压力、温度等监测仪器。对于华北碳酸盐岩裂缝性油气藏改造的地下储气库来说，不仅要保证注采工艺管柱功能的需求，还需考虑管柱带液生产所造成的腐蚀情况，一般对井下工具材质的选择要高于油管材质。
4实例
某潜山凝析气藏是一个具有底水的带油环的块状碳酸盐岩凝析气藏，裂缝发育。部署3口水平注采气井，并安排观察井、监测井对地层温度压力进行监测。设计采用水平井7"套管完井，完井深度约为5000米。其基础数据如表1所示：运用节点分析法对该储气库采用27/8″、31/2″和41/2″油管的流入流出动态、冲蚀、携液情况进行分析，通过计算该储气库水平井单井采气量为60×104m3/d时，27/8″油管会发生冲蚀，单井采气量为10×104m3/d时，41/2″的油管无法携液。进一步分析计算出各管柱最大不冲蚀产量及最小携液产量，如表2所示。水平井推荐选择31/2″油管，在运行过程中产气量应控制在8.9×104m3/d～77×104m3/d之间，否则该管柱会发生冲蚀或将无法携液。
5结论
本文对碳酸盐岩油气藏改建储气库井筒防水淹完井注采工程技术进行了探讨，得出以下结论：
1）碳酸盐岩油气藏改建的地下储气库宜选择水平井进行生产，对于井位部署需综合考虑水锥影响和经济评价。
2）从注采工艺方面来说，对储气库进行注采能力分析，并为储气库配置合适尺寸的油管是满足注采气量要求的重要保障。
3）碳酸盐岩油气藏改建的地下储气库在含有地层水的情况下，必须对完井管柱进行携液能力分析，以保障注采管柱可以正常携液。
篇2：油层注采类型调整时机论文
油层注采类型调整时机论文
大庆油田二类油层与主力油层相比,油层厚度较小,渗透率较低,河道砂发育规模小,平面及纵向非均质性相对严重[1-5]。已有的研究和开发实践均表明,对二类油层笼统注聚在一定程度上能够调整层间矛盾,取得一定的增油降水效果,但聚合物溶液调剖能力有限,在油层地质条件差异较大的情况下,聚合物驱无法大幅度调整层间矛盾,聚合物驱效果不理想[6-12]。主力油层大多已经处于高含水阶段,如何提高二类油层聚驱整体开发效果,优化注聚方案,明确停注聚合物的时机是亟待解决的问题。邵振波等通过理论研究结果和现场应用情况,明确大庆油田主力油层各井组停止注聚时机可以通过生产井的含水、瞬时吨聚产油量确定,大庆油田主力油层的聚合物用量可以增加到750PV?mg/L[13]。韩培慧等研究了正韵律、不同非均质变异系数油层采收率提高值与聚合物用量的关系,并利用聚合物驱经济模型计算了不同聚合物用量下聚合物驱油的经济指标。根据聚合物用量与聚合物驱经济效益的关系,得到聚合物合理用量随油层非均质程度的增加而增加的结论[14]。迟晓丽通过对大庆油田中区东部及东区不同类型停聚井组日产液、综合含水、采聚浓度、提高采收率、聚合物用量变化规律的深入分析,总结了主力油层含水回升后期井组停聚原则及方法,并得到以单井全过程含水变化形态为基础,以综合因素影响程度为依据,确定井组停聚技术是合理可行的[15]。由于二类油层纵向非均质性强,井组对应关系复杂,井组间开发效果很不均衡,因此聚驱调整时机不一样,有必要通过物理模拟实验对二类油层聚合物驱不同注采类型井组的调整时机进行研究,以提高化学驱替剂的有效利用率,取得最大经济效益[16-19]。笔者结合现场实际地质条件及物性参数,建立了符合二类油层平面、纵向非均质特征的地质模型,通过厚注厚采、厚注薄采、薄注薄采、薄注厚采4种模型模拟现场4种矿场典型的注采类型,以确定恒压注聚不同注采类型油层最佳调整时机。
1实验
1.1实验材料实验用聚合物为大庆采油一厂中分子量聚合物,分子量为(1200~1600)×104,固含量为90.7%。配制方法为清水配制母液浓度为5000mg/L,清水稀释到浓度为1000mg/L后剪切,使目的液黏度保留率为50%(35.6mPa?s)左右。实验用油为大庆采油一厂脱水脱气原油与煤油配制而成的模拟油,45℃条件下黏度为9.8mPa?s。实验用水中清水的矿化度为473.84mg/L,污水的矿化度为5102.63mg/L。
1.2实验模型根据二类油层渗透率在横向和纵向的分布特征,不同的注采类型井组地层特点,在室内制作与二类油层天然岩心相似的人造岩心。制作厚度不同、渗透率不同的厚注厚采、厚注薄采、薄注薄采、薄注厚采4代表二类油层特点的平面模型,反映二类油层平面、纵向非均质性特征,其中,薄注薄采、厚注厚采模型平面上厚度均匀,薄注厚采模型厚采井处厚度渐变至薄注井处的2倍,厚注薄采模型薄采井处厚度渐变至厚注井处的1/2。实验模型如图1所示。
1.3实验方法为明确等压注聚条件下,不同类型二类油层聚合物驱最佳调整时机,防止聚合物驱无效、低效循环,利用4种代表二类油层特点的模型开展聚合物等压驱油实验,通过计算采出程度提高幅度、吨聚增油量、含水率变化等,明确不同类型注采井组最佳调整时机。模拟现场地层实际情况,开展了4种注采类型模型并联水驱至综合含水94%,然后进行4种注采类型模型等压注聚最佳调整时机研究:①厚注厚采模型恒压注聚至含水98%;②厚注薄采模型恒压注聚至含水98%;③薄注薄采模型恒压注聚至含水98%;④薄注厚采模型恒压注聚至含水98%。通过计算各油层采出程度提高幅度、吨聚增油量、含水率变化等,确定停止注聚时机及聚合物用量。实验步骤为:①岩心抽空、饱和水,测定孔隙体积(PV),计算孔隙度;②饱和油,建立岩心原始含油状态,测定原始含油量,计算原始含油饱和度Soi、束缚水饱和度;③老化数小时后,按设定的方案进行实验,并分析不同阶段的实验数据。
2实验结果及分析
2.1采出规律由表1及图2可以看出,在等压注入开采时,由于各油层物性差异大,采出程度差异也大。水驱结束时,储层物性较好的厚注厚采模型采出程度最高,为40.78%,而薄注厚采采出程度最低,仅17.34%,厚注厚采层在聚驱最佳调整时机时采收率最高,为60.32%,比薄注厚采最佳调整时机采收率高出28.70%。这表明储层性质不同的油层同时开采时,储层物性较差的地层驱替不充分,剩余油较多,进一步提高采收率应以扩大波及体积手段为主,或对差油层单独开采。厚注厚采在聚驱最佳调整时机时注聚量0.74PV,采出程度提高了19.34%,后续再注入聚合物1.55PV,采出程度只提高了4.97%,最佳调整时机后注聚量是调整时机时注聚量的2倍,而提高采出程度只有调整时机时的1/4。其他3种模型与厚注厚采规律相同,达到最佳调整时机后,继续注聚易形成聚合物的无效、低效循环,提高采出程度低,造成聚合物的浪费,生产成本增加。因此,应针对不同的注采类型油层进行聚驱调整。根据相同压力下不同注采类型采出规律(图2)可以看出,在恒压注聚阶段好油层分液量不降反增,差油层分液量降低。这说明聚合物在其他3个层位中所需的启动压力高于聚合物在厚注厚采中所需的启动压力,聚合物并不能有效地调整层间矛盾。相同压力注聚时,厚注厚采层吸液量约为其他层的7倍以上,在储层物性好的油层,聚合物易形成无效循环,应及时采取调整措施,有针对性地采取个性化挖潜,达到更好的驱油效果。薄注厚采模型水驱产液量要高于薄注薄采模型,但水驱采收率最低,仅为17.34%。由于在薄注厚采模型中,注入水由低渗带至高渗带时渗流阻力变小,注入水更多地进入高渗带的厚采井,在水驱阶段大量驱替剂沿两口厚采井[见图1(d)]采出,降低了驱替水的利用率。注聚后在一定程度上改善了注入剂沿厚采井突破的情况,但在水驱采收率很低情况下,注聚达0.81PV(最佳调整时机)时,采出程度只提高了14.28%(表1),因此薄注厚采井组注聚初期应及时采取相应增注措施,避免驱替剂在厚采井间的无效循环,达到更好的驱油效果。薄注薄采模型平均渗透率低于其他模型,流体渗流阻力大,恒压水驱阶段产液量较低,但由于恒压水驱时驱替速度较慢,驱替剂前缘推进均匀,驱油效率较高,因此薄注薄采水驱采出程度相对于其他井组并不低。恒压注聚阶段,由于薄注薄采地层平均渗透率最低,且注入聚合物黏度很大,注入剂流动阻力最大,因此薄注薄采产液量最低。建议注聚时对该层采取改造措施或分层开采,进行分质分压注聚,以取得更好的驱油效果。
2.2聚驱最佳调整时机在实验室条件下,聚驱最佳调整时机主要受到采出程度提高幅度及吨聚增油量两个因素的影响,采出程度提高幅度逐渐变大且趋于平缓,而吨聚增油量呈先变大、后变小的趋势变化,为综合考虑两因素对最佳停聚时机的影响,定义综合因子为Z=F×M式中:Z为综合因子值;F为采出程度提高幅度;M为吨聚增油量。综合因子随累计注聚量变化曲线的拐点,即聚驱最佳调整时机。笔者按综合因子、采出程度、吨聚增油量3项指标得到不同类型井组注聚的最佳停聚时机。不同注采类型井组综合因子值随累计注聚量变化曲线见图3。如图3―图5所示,当厚注厚采层注聚量大于0.74PV时,采收率提高幅度曲线变平缓,吨聚增油量急剧下降,综合因子曲线出现拐点,此时厚注厚采井组采收率为60.32%,注聚采出程度提高了19.34%,继续注聚1.55PV时,采出程度只提高了4.77%,大量聚合物形成无效循环。说明在注聚达到该层的0.74PV时,厚注厚采层的聚驱效益最大,此时对该层停止注聚,无论是油层开发效果还是经济效益都能达到最大化。厚注厚采层在并联注聚阶段所分配的聚合物量最多,提高幅度也较大。但从该层的最佳停聚时机来看,大量的聚合物形成无效循环,对该层采出程度贡献并不是很大,因此在注聚时应考虑降低该层的注入强度。同理,厚注薄采层最佳停聚时机为注聚达该层的0.78PV左右,薄注薄采层最佳停聚时机为注聚量为0.86PV左右,薄注厚采层最佳停聚时机为注聚量为0.81PV左右。薄采、薄注厚采,说明在各层注入相同的聚合物量时,储层物性越好的井组采出驱油效果越好,经济效益越高。随着注入聚合物量的增加,聚合物驱采收率提高值都是增加的,但注入聚合物增加到一定量后,采收率提高值增加的`趋势开始变缓。注入聚合物量过小,聚合物驱的采收率提高值过低,相反,注入量过大,将导致部分聚合物利用率变差,降低聚合物驱的经济效益。当注聚至最佳调整时机以后,继续注入聚合物不能起到进一步扩大波及体积的作用,只是对已波及区域的冲刷驱替出少量的剩余油,此时注入的聚合物大部分形成无效循环,利用率极低,因此建议当各类型井组注聚至最佳调整时机后停止注聚,针对不同井组的实际情况采取进一步的挖潜措施。
2.3平面非均质油层的注采方式对比平面非均质油层的厚注薄采与薄注厚采产液量曲线、含水率曲线(图2和图6)可以看出,恒压注聚阶段厚注薄采井组产液量大,约为薄注厚采井组1.3倍,且厚注薄采井组注聚见效时机早于薄注厚采井组,聚驱含水率下降最低点低于薄注厚采井组5.78%,最佳调整时机时,采收率高于薄注厚采井组21.16%。这是由于薄注厚采井组厚采井处渗透率大,注入剂易沿厚采井形成突破,形成注入剂的无效循环。且在平面上驱动体系压力梯度随模型长度呈非线性关系,入口端压力梯度大于模型中部,薄注厚采模型入口压力梯度比高注低采模型入口压力梯度高,薄注厚采能量主要消耗在注入井附近,全地层泄压效果差,而厚注薄采能量主要消耗在全地层中,泄压较均匀,驱油效果更好,说明注入井大压差驱油加剧了指进现象,使微观驱油效率降低。因此平面非均质地层高渗带注入、低渗带采出(厚注薄采)的注采方式驱替效果更好,更有利于开采。
3二类油层现场停聚实施效果
依据上述实验结果,2009年初共选取28口聚驱调整井进行停聚,按照注采类型分为薄注薄采、薄注厚采、厚注薄采、厚注厚采4类。各井组停聚后,对应采出井产液量稳中有升,产油稳定,连通采出井吨聚增油有所增加,说明其他注入井聚合物的利用率相对较高,即各井组已经具备了停聚的条件,停聚时机选择准确。这里仅以薄注厚采井组为例,说明停聚实施效果。停聚后,注入压力下降,对应采出井含水上升速度与停聚前相当,由于注入能力提高,产液量增加,产油下降(图7)。薄注厚采井停聚后,连通采出井吨聚增油大幅上升,该注入井停聚后,其他注入井聚合物的利用率提高,说明该井已经具备了停聚的条件,停聚时机选择准确(图8)。统计28个停聚井组的采出状况,与注聚井对比,连通69口油井日产液稳定,日产油稳定,没有加快含水回升,以北一二排西为例(图9),在保持产液、产油和含水稳定的基础上,停聚和停层的40口井,截至2009年12月共节约干粉646t。结论(1)层间非均质油层同时开采时,储层物性较差的地层驱替不充分,剩余油较多,建议进一步提高采收率时应以扩大波及体积手段为主,或对差油层单独开采。(2)等压注聚时,4种类型井组中储层物性好的厚注厚采模型产液量最大,为其他模型的7倍以上,易形成聚合物的无效循环,造成浪费。建议注聚时对储层物性差的油层采取改造措施或分层开采,最佳方式为单独注聚,以取得更好的驱油效果。(3)厚注厚采、厚注薄采、薄注厚采、薄注薄采注采类型井组聚驱达最佳调整时机时聚合物用量分别为740PV?mg/L、780PV?mg/L、810PV?mg/L和860PV?mg/L。结合现场实施效果来看,各井组在最佳调时机时聚驱效益最大、油层开发效果最好,继续注聚形成大量聚合物的无效循环,利用率低。(4)平面非均质油层高渗带注入、低渗带采出(厚注薄采)的布井方式驱替效果更好
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