发布时间 : 星期一 文章吐玉克深层稠油开发新技术应用研究(全文)更新完毕开始阅读96af148eeff9aef8951e0624
通过试验，吐玉克稠注天然气吞吐提高单井产量是可行的。 2、吐玉克稠油天然气溶解与降粘室内评价实验 ①动态混溶试验
实验表明随着饱和压力的逐渐上升，天然气的溶解比例在逐渐上升，动溶饱和稠油流体的粘度在逐渐下降。地层条件（P=23.00MPa，T=65.0℃）下, 鲁克沁地面稠油对红连干气最大动溶气油比约为70～90m/m，最大动溶气油比下粘度约为油藏原始气油比下粘度的7.4%，注气动态混溶降粘效果十分显著。
②静态混溶实验
随着混溶时间的增加，单位接触面积溶解气量基本呈增大的趋势。在溶解初始至72h的时间范围内，溶解速率相对较高，大于96h后，天然气溶解速率有趋于平缓的趋势，说明油气过渡带趋于形成，尽管累积溶气量仍在部分上升，但稠油溶气效率相对下降，油气互溶基本上接近趋于平衡。随着静溶深度的增加，静溶稠油的溶解气油比逐渐减少、粘度逐渐增大，其降粘效果逐渐变差，静态混溶降粘最佳静溶时间约为3～5d，有效静溶深度约在25～55mm之间。
③不同溶解气油比衰竭生产模拟实验研究
随着溶解气量的增大，混溶稠油粘度逐渐降低，混溶稠油流度逐渐增大，渗流能力逐渐增强，混溶稠油最终采出程度逐渐上升。溶解气油比由12m/m增大到60m/m，其对应最终采出程度由13.9%上升到58.6%。
④天然气多轮次吞吐模拟实验及效果评价
第一轮次、第二轮次吞吐衰竭，其平均最终采出程度分别为14.7%、20.7%，第三轮次虽然减产明显，为12.4%，经过三轮次注气吞吐，平均最终累积采出程度为63.7%，其最佳吞吐轮次一般在一、三轮之间，其中第二轮次开采效果最好，约占其最终开采效率的32.5%。
3、相平衡研究
在相平衡首先采用CMG数值模拟软件中的WINPROP相态分析软件包对脱气原油密度、粘稳特性、粘压特性、天然气—原油体系相平衡进行了拟和，拟和结果见图3-2，从这些图中可以看出拟和效果较好，在此基础上进行了含气原油饱和压力、溶解气油比、地层原油粘度等的拟和。
在PVT拟和基础上，我们进行了天然气、二氧化碳、氮气与吐玉克稠油的相平衡模拟实验（图3-3），对注入气后地层流体的膨胀能力、密度、粘度、界面张力的变化情况进行了研究，研究表明当系统温度不变时，随着压力的增加，天然气、二氧化碳在原油中的溶解度增加，原油的体积增大，原油粘度降低，天然气溶解及降粘性能好于二氧化碳，氮气溶解及降粘性能较差。
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图3-1 吐玉克稠油天然气溶解与降粘室内评价实验 稠油天然气动溶溶解气量与粘度关系曲线 10000 100000地层温度压力条件下鲁克沁稠油天然气静溶深度与粘度关系曲线 饱和压力下粘度,mPa.s粘度，mPa.s1000100001000100100静溶深度与粘度（一）静溶深度与粘度（二）静溶深度与粘度（三）10101020406080动溶气油比,m3/m3100101020304050静溶深度，mm60鲁克沁不同溶解气油比混溶稠油衰竭过程中累积采出程度随压力变化关系对比曲线 504030201000510152025地面脱气原油气油比：50m3/m3气油比:60m3/m3 5040采出程度，%鲁克沁模拟地层稠油天然气多轮次吞吐最终产出程度与吞吐轮次关系曲线 累积采出程度，02010001234L2-1L2-2L2-3平均值5地层压力，MPa吞吐轮次，轮图3-2 脱气原油PVT拟和结果对比 PVT数据粘温曲线拟合粘度100000试验拟合溶解度120100玉1井不同压力下天然气溶解度10000806010004020100405060708090100温度1100050100150压力（bar)200
粘度200180160140120100806040200020406080PVT饱和原油性质拟合(粘度)试验拟和密度(kg/m^31000)90080070060050040030020010000PVT饱和原油性质拟合(密度)试验拟和溶解度(m^3/m^3)100120溶解度(m^3/m^3)20406080100120 6
体积系数1.71.61.51.41.31.21.110溶解度（m/m）3380度下玉东原油饱和不同气体体积系数天然气CO2N2粘度100080度下玉东原油饱和不同气体原油粘度80度下玉东原油不同气体溶解度3001.63458.00100250200天然气CO2N2265.1342.5010150100501.101.02压力(MPa)51015202530天然气CO2N255.6505101520压力(MPa)25301051015201.63压力(MPa)2530014.06
图3-3 稠油相平衡研究
4、吞吐工程参数设计
影响注气单井吞吐的因素主要有两类：第一类油藏本身特征，包括流体性质、油藏压力、储层物性、注入气与地层流体的配伍性等，第二类是注采工艺与操作参数，包括周期注入量、注入速度、焖井时间等，为保证现场试验的成功，我们利用GEM组分数值模拟软件包对注采工艺与操作参数进行了优化。 （1）地质建模
根据测井资料，建立了玉101块直井和水平井的单井非均质地质模型，纵向上依据非均质性划分22个小层，数值模型划分为27×27×22网格模型，共计16038个节点，油层平均孔隙度为13.3%，有效渗透率为6.8×10um,隔层渗透率为0.1×10um,孔隙度为10%。 （2）、吞吐参数优化研究
从单井吞吐后产量与气油比变化曲线可以看出
气油比（方/方）产量（方/天）35－32－32图3-4 吞吐后产量及气油比变化曲线 （图3-4），直井开井180天、水平井开井210天后，其油井产量和气油比与吞吐前基本一致，且变化趋势明显趋缓，因此我们模拟的周期生产时间为直井180天、水平井210天。
①周期注入量
方案设计了直井周期注入量分别为10、15、20、
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200180160140120100806040200050100150200时间250300350400水平井气油比水平井产量直井气油比直井产量30252015105025*10m共4种方案，水平井周期注入量分别为20、25、30、35、40、45*10m共6种方案，模拟表明，周期注入量越多，波及范围越广，降粘效果越好，油井稳产期长，累计产量高，吞吐效果越好，但换油率逐渐减小，但增产效果并不始终与天然气注入量成正比，注入量达到一定程度后经济效益就会变差，从累积增油量和每万方气的换油率来看，直井注气量大于20*10m后，水平井注气量大于35*10m后，增油幅度变缓，换油率逐渐减小推荐周期直井注入量20万方、水平井35万方。
②注入速度
注入速度越快，越易形成气体指进，使天然气进入油藏的深部，接触更多的原油，吞吐效果相对较好，但整体相差不大，结合该区块的破裂压力确定的注气速度为直井30000m/d、水平井50000m/d。
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③焖井时间
由于天然气进入油藏后，需要经历一段时间才能溶于原油并与其相互作用从而达到增产的目的，因此需要焖井一段时间。从注气扩散速度来看，焖井15天后注入气体基本不再扩散，从注气关井后近井带的压力扩散速度来看，10天以内压力扩散速度很快，15天后压力扩散速度基本趋缓，因此推荐焖井时间为水平井10天、直井15天。
④开井产量
方案设计了水平井开井产量分别为20、25、30、35、40m/d、直井开井产量分别为10、12、14m/d共9种方案，从各方案的日产油量与累产油量曲线来看，油井开井后水平井最高产量可达35m/d，直井最高产量可达12m/d，开井产量越高累产油量越大，但水平井30m/d、直井12m/d以上累积产油增产幅度很小，并且水平井产量大于35m/d后周期产油量还略有下降，推荐开井产量为水平井25-30m/d、直井10-12m/d。 ⑤后续周期注气量及开发效果 在第一周期直井注气20*10m基础上，我们对注水保持地层压力下第二周期的注气总量进行了优化，方案设计了直井第二周期注入量分别为10、16.5、20、23.5、27、30.5、34.5、38、42*10m共9
种方案，模拟表明，注气量大于23.5*10m后，近井带地层压力恢复至原始地层压力附近，增油幅度变缓，换油率逐渐减小，因此推荐第二周期注气总量为23.5*10m，利用同样的方法确定3、4周期的注气总量分别为27、30.5*10m，模拟表明注气量大于30.5*10m后，增油幅度基本保持不变，因此后续周期的注气总量均为30.5*10m。由于在前面几个周期中，下一吞吐周期油藏中的天然气量(本周期注入量加前周期残余量)要比前一周期大，而且在前几个周期中油井周围有足够的剩余油量与天然气发生作用，同时后继天然气驱替前周期残存的天然气进入更深的地层，接触到更多的剽余油，因此，后续周期吞吐效果比前周期好或没有明显的降低。但是由于天然气扩散半径有限，井简附近的剩余油在天然气多次重复接触后饱和度显若下降，导致继续吞吐的效率下降，油井的增油量在第4周期达到最大，以后周期产油量逐渐下降（图3-5），因此第4周期后的周期注气量均采用30.5*10m。
通过综合优选，最终确定吐玉克稠油单井吞吐主要设计参数见表3-1。
表3-1 单井天然气吞吐主要设计参数
参数 吞吐前产量（m/d） 井口注气压力（MPa) 总注气量（万方） 注气速度（万方/天） 焖井时间（天）
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周期产油量（方）17501700165016001550150014508.1140013501300133
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图3-5 注水保持能量多轮次吞吐指标预测日产油、注气量35.030.025.020.015.08.39.09.59.59.29.08.78.68.510.05.0234567890.010周期周期产油量周期平均产量周期注入量直井 2.5 42-45 20 3 15 水平井 8 40 5 10 参数 开井初期产量（m/d） 周期产油量（m） 周期平均产油量（m/d） 累计增油量（m） 8
3333直井 10--12 180 1459 8.1 1009 水平井 25--30 210 3838 18.3 2158 40-42 吞吐生产周期（天）