臨盤油田特低滲油藏注氮氣礦場先導試驗

孫應紅 張子玉 王春生

(勝利油田臨盤采油廠,山東德州 251507)

臨盤油田特低滲油藏注氮氣礦場先導試驗

孫應紅 張子玉 王春生

(勝利油田臨盤采油廠,山東德州 251507)

特低滲透油藏氮氣驅礦場試驗是臨盤油田氮氣驅可行性研究的重要內容。先導試驗選取夏509塊的夏509-4井實施注氮氣,該區塊平均滲透率2.03×10-3μm2,平均孔隙度14.6%。通過試驗,累積注氮氣37.8×104Nm3,相比較該井注水初期配注40m3/d,提高了3-5倍,說明氮氣作為驅替介質注入是可行性,為今后特低滲透油藏的注氮氣開發進行了有益的探索。

低滲透 注氮氣 先導試驗

特低滲透由于物性差、滲透率低、孔喉微細、滲流阻力低,地層吸水能力差,油井能量嚴重不足,產量逐漸下降,注水困難,地層能量得不到有效補充,大多表現為“低滲、低能、低液量”的特點,這些特點是造成目前特低滲透油田注水困難的首要因素。近年來臨盤油田新發現的夏509、基山砂巖體、商852塊、夏510塊等儲量都是特低滲透油藏,這些區塊注不進水的問題普遍存在,如何實現這類油田合理高效開發已經成為一個日益重要的問題。

1 油藏概況

臨盤油田夏509塊隸屬于江家店油田,地理位置位于山東省臨邑縣孟寺鎮,構造位置位于惠民凹陷南部的夏口斷裂帶江家店鼻狀構造的腰部。

(1)儲層物性。據夏509塊3口取芯井巖芯化驗資料統計,沙四上段孔隙度平均14．6%,滲透率平均2．03×10-3μm2,碳酸巖平均4．6%,屬低孔特低滲儲層。

(2)原油性質。夏509塊沙四段地層原油粘度1．2mPa．s,相對密度0．7783。

(3)壓汞分析。據夏斜507井和夏510井壓汞資料,孔喉半徑0．554 μm,最大孔喉半徑2．239μm,汞飽和度50%時的孔喉半徑0．331μ m,門限壓力0．371Mpa,退汞效力39．63。

(4)地層溫度與壓力系統。統計夏509井試油資料,地層溫度為123℃,溫度梯度為3．22℃/100m,原始地層壓力為36．43MPa,壓力系數1．12,屬正常溫度壓力系統。

表1 N2驅篩選條件和區塊參數匯總表

表2 施工全過程壓力統計表

表3 注氣能力統計表

2 注氣可行性評價及試注井組篩選

2.1 注氣開發可行性評價

在對區塊地質特征及開發狀況進行綜合分析后,認為在夏509塊注N2開發具有可行性,原因如下：

(1)油藏、流體性質符合N2驅篩選條件。夏509塊沙四段地層原油粘度1．2mPa．s,相對密度0．7783,對照N2驅篩選原則,夏509塊油藏、流體參數符合N2驅篩選條件。(見圖1)

(2)含油井段集中,有利于注氣開發。夏509塊含油井段分布較為集中,夏509塊主要含油井段長60m,有利于注氣開發。

(3)目前油藏開發狀況有利于注氣開發。根據4口水井注水情況分析,該塊注水初期壓力上升很快,注水壓力基本保持在27MPa左右,注水壓力較高。目前該塊處在注不進難采出的困境。

夏509塊2005-2006年建產能,2007年1月投入注水開發,采用不規則井網,注采井距250-400m,目前開油井11口,日液34t,日油28t,平均單井日液3．1t,日油2．5t,綜合含水17．18%,平均動液面1531．1m,累積采油9．1×104t,采出程度4．0%。油藏處于開發初期,剩余油飽和度高;此外,該區塊注水量少,便于注氣;而且,區塊生產井和注水井井況好,注采井網較完整,有利于注氣開發。

2.2 試注井組篩選

(1)利用目前注水井注氣;

(2)注入井周圍受效井多;

(3)井組范圍內儲層連通性相對較好。

根據井組篩選原則,篩選了夏509塊夏509-4井組作為N2試注井組。從井組中注入井與周圍4口生產井的連通情況來看(圖1),1、2砂組區塊內砂體連通性較好,儲層厚度分布穩定,儲層連通性較好。3砂組砂體西部不發育,東部相對發育。因此,可以在夏509-4井進行試注。

3 試驗內容

(1)對夏509-4井目的層進行注氮,檢驗高壓注氣井口及管柱的耐壓和氣密封性能。

(2)檢驗夏509塊的注氮壓力和吸氣能力。

(3)變換排量注入N2,加大注入速度,求得不同排量下地面注入泵壓及油層處流壓,檢驗注氣工藝的可行性。

4 實施情況

夏509-4井沙四8個小層17．8m,井段3184．8-3289．8m,此次實施全井段注氣。由于該井注水壓力上升很快,并很快欠注,注氣前向地層擠入75m3酸液進行酸化處理,酸化后下入注氣管柱,帶入高溫高壓封隔器,深度3116．9m。

通過前期準備及設備調試,2010年7月10日開始注氣,于7月18日停注,累計注氣378000Nm3。施工過程無滲漏現象。

圖1 夏509-4 井組柵狀圖

圖2 注氣流量、壓力變化曲線

5 效果分析

5.1 注氣壓力分析

夏509-4井注氣分為兩個階段：第一階段注入時間約177h,平均流量22m3/min(20-26),油壓44-48MPa,套壓28-30MPa,共計注入約20×104Nm3。第二階段注入時間約98h,平均流量38m3/min(30-44),油壓48-48．5MPa,套壓30MPa,共計注入約17．8×104Nm3。見圖2。

從曲線上看,注氣初始壓力上升很快,然后趨于平穩,注氣期間短暫停注造成壓力波動。根據套壓隨油壓的小幅升高而升高,并在井底形成平衡,說明封隔器不密封,因此管柱的密封性無法檢測。

通過統計分析注水、酸化、注氣時的井底流壓,認為氮氣作為介質注入后,地層流體產生的阻力基本沒有變化。

5.2 注氣能力分析

通過氣體狀態方程PV=ZnRT以及氮氣壓縮因子圖版折算出注入氮氣(378000Nm3)在地層的體積大約為1720m3。

通過轉換,第一階段日注氮氣123m3/d,第二階段日注氮氣198m3/d,平均日注150m3/d,相比較該井注水初期配注40m3/d,提高了3-5倍,說明氮氣作為驅替介質注入是可行性。

6 結語

(1)施工過程無滲漏,說明高壓注氣井口密封性較好,由于封隔器不密封,因此注氣管柱的密封性無法驗證。

(2)夏509-4井實現了變排量注氣,檢驗了夏509塊的注氮壓力和吸氣能力。

(3)夏509-4井注水時在59．5MPa(井底)的注入壓力下注不進,而注氮氣在56-60．5MPa(井底)的注入壓力下日注123-198 m3/d,相比較該井注水初期配注40m3/d,提高了3-5倍,說明氮氣作為驅替介質注入是可行性。

[1]婁兆彬,等.中原油田高壓低滲油藏注氮氣效果及其分析[J].西部探礦工程,2005.

[2]馮全興,等.低滲透油藏注氮氣技術探討[J].現代商貿工業,2010.