超深层稠油试油技术.doc

塔里木、塔河油田稠油试油技术开发应用塔里木、塔河油田稠油试油技术开发应用塔里木、塔河油田稠油试油技术开发应用塔里木、塔河油田稠油试油技术开发应用塔里木油田轮古构造带和塔河油田在近年的勘探过程中相继发现了埋藏深度达 5700m 的稠油层，由于储层类型复杂，试油工艺和技术配套程度低，勘探工作受到很大程度的限制，超深层稠油油气藏的勘探一直没有大的突破，针对塔里木和塔河油田超深层稠油特点和油藏性质，我公司结合在吐哈鲁克沁稠油油藏试油过程中开发应用的深层稠油试油技术，经过对储层特性、原油性质和工艺技术分析研究，开发应用了一套适合于塔里木地区超深层稠油试油技术，成功的完成了轮古 15 井、TK612 井、轮古 41等稠油井试油，取得了良好的效果，为轮古构造的发做出了应有的贡献一、一、 储层特性及原油性质储层特性及原油性质1、储层特征、储层特征轮古构造带和塔河油田稠油区，同属轮南西部潜山构造带，储层主要在奥陶系风化壳顶部岩溶带，属于开阔台地-台地边缘，主要发育滩间海微相，其次为台内海微相岩性主要有七大类，主要的岩石类型为粉晶灰岩，颗粒微晶灰岩，微晶灰岩，其次为微晶颗粒灰岩、藻粘结灰岩及岩溶岩岩石成份以碳酸盐岩为主，灰岩总含量达 90.4%--98.4%，平均达94.7%；奥陶系储集空间类型有六类：大型洞穴、小型溶蚀孔洞、微孔、构造溶缝、压溶缝和构造裂隙。

裂缝渗透率一般在数百-数千毫达西，基质孔隙率在 0.1-3%，渗透率在 0.01×10-3um2储层的垂向及横向非均质性极强，井与井之间录测井资料可对比性差；储层及油藏特征可概括为：（1） ．埋藏深度大，储层埋藏深度在 5400—5750m2） ．储层温度高，储层温度 120-130℃，平均地温梯度低 2.18℃/100m3） ．地层压力高，储层压力 54—60Mpa，压力系数 1.0-1.14） ．储层物性差，基质渗透率低（0.01×10-3um2） ，油气渗流通道以裂缝为主5） ．泥质含量较低，一般低于 4%，泥质以伊利石为主，其余为伊蒙混层、高岭石和绿泥石6） ．储层的垂向及横向非均质性极强2、原油特性、原油特性（1）密度：0.98-1.04（2）粘度：94000-226000mPa.s（3）沥青质：25-30%（4）含硫：2-4%二、二、 超深井稠油试油难点超深井稠油试油难点根据塔里木和塔河油田稠油油藏特征和稠油的特性，与吐哈稠油油藏进行对比分析，其储层是完全不同的两种类型，吐哈为砂岩储层，塔里木和塔河为灰岩储层，吐哈稠油的储集和渗流方式以孔隙性为主，塔里木和塔河稠油的储集和渗流以裂缝和溶洞为主，但是，在稠油特性和粘温特性与吐哈稠油具有相似性（见附图 1，附图 2） ，试油工艺的难点也具有一定共性----井筒作业和举升困难。

据此结合在吐哈进行稠油试油过程中的难点，分析研究了塔里木地区试油的难点主要有：1、、 绳索作业和管柱起下难绳索作业和管柱起下难由于稠油粘度高、流动性差，绳索和管柱起下过程中的阻力较大，容易造成粘卡而拨断电缆、钢丝或油管的井下事故，特别是大直径工具入井作业时，作业难度和风险将进一步增大2、、 地层测试难地层测试难稠油大多为非牛顿流体，地层测试过程中压力传递速度慢，所需要的测压时间长，加之稠油本身在流动过程中，随着液面的上升，井内温度下降后，流至一定的深度，便失去流动性造成管柱堵塞，用常规的测压方法和测试技术进行测试，很难取得地层压力资料和特性参数，同时，由于酸岩裂缝性储层压力传导方式的各向异性严重，试油过程中压力传导过程的微小变化，采用常规的测压仪器，很容易造成储层压力传导特征的缺失，所取得的资料不能真实的反映储层特性，给认识和评价储层带来困难3、、 稠油层发现和评价难稠油层发现和评价难由于储层特征与流动流动特性的不同，油气在地层的渗流完全不同于稀油油藏和砂岩油藏，加之构造上的断层、裂缝、裂隙纵横交错，缝、洞、孔共存（见附图 3） ，发育程度变化较大，缝洞充填物也很复杂，在纵向和横向上均反映出严重的非均质性，在稠油层裂缝发育不完善或裂缝分布各向异性的情况下，对储层的储集特性和流动特性影响将更大，从而使勘探钻井、测井评价和试油评价中的难度加大，单井资料间的对比性差，过去所依赖于油气显示和传统解释方法进行油气层的评价解释的不适应性也反映出来，一旦储层裂缝发育不好、各向异性强烈或受到一定的污染，录井和测井不能反映出地层的原始特性和流体特性，储层的发现和评价难度加大。

4、、 油层保护难油层保护难超深井稠油油藏的储层储集类型主要为基岩不渗透的裂缝性储层和双重孔隙性裂缝储层，大多数储层为裂缝和孔隙共存，共同作为油气的储集空间和运移通道，裂缝发育程度的不同和基质渗透性的差异，导致了油藏的严重非均质性，裂缝成为影响储层产能的主要因素在该类地层进行钻井或试油作业过程中，虽然采取了大量的油层保护措施或液体配伍性研究，但是，由于裂缝或溶洞的存在，钻井液和压井液容易进入地层或裂缝，在近井带形成流体置换，造成储层降温冷伤害或胶质污染，而这种污染随着裂缝发育程度的不同而不同，裂缝发育程度越好，污染或伤害越严重5、、 排液求产难排液求产难稠油油井进行排液求产时，既要形成足够大的生产压差，确保稠油能够从地层流入井筒内进行生产，又要在井筒进行降粘，保证稠油在井筒内的流动，在稠油流动压力超过其液柱回压和流动摩阻之和的情况下，实现对稠油的举升，同时，在地面既要进行准确的计量又要搞清液性，使稠油井试油过程中的举升、降粘与取样难度加大6、、 酸压改造难酸压改造难根据在塔河或塔里木灰岩储层的稀油油层改造的经验，改造前储层大多是低产可没有产量，改造的目的主要是解除钻井污染和通过改造用较长的酸蚀裂缝连通储层高渗流带，因此必须进行大型酸压改造才能达到其酸压目的，取得地层真实的产能和液性。

但是，由于储层埋藏深、温度高、流体粘度大，在酸压过程中，要保证形成有效的酸蚀裂缝，就要求液体能够达到耐高温、高缓速，并确保与稠油接触后不形成酸楂堵塞，同时，由于储层原始裂缝隙的存在，施工过程中的滤失大，施工排液相对较高，这就要求进行改造的酸液体系要求高，施工设备也必须具备高压、大排量作业的能力，使施工难度加大三、三、 超深井稠油试油技术应用超深井稠油试油技术应用为了优质快速地完成碳酸盐岩稠油井试油任务，取全取准试油测试资料，通过认真分析研究和反复的现场试验应用，结合在吐哈进行稠油试油的经验和实践，经过对超深井稠油试油技术的深入研究和开发，形成了适应于塔里木和塔河油田灰岩稠油井试油的油层保护技术、掺稀排液求产技术、稠油井测试技术、稠油层酸压改造技术和稠油层评价分析技术，为塔河和塔里木稠油勘探和开发提供了可靠的技术保证1、油层保护技术、油层保护技术根据碳酸盐岩稠油层的岩性特征、油井完井情况、井身结构和稠油特性，结合在吐哈进行稠油试油试采的技术完善情况，经过认真的分析研究认为，对于稠油油藏，特别是灰岩储层这种裂缝发育的油藏，如果采取压井液优化体系，费用及成本将相当高，并且也无法避免压井液对储层的冷伤害，同时，由于单井储层物性和矿物胶结差异性大，压井液的配伍性很难控制，因此，在试油中所采用的压井液以较成熟的钻井完井液为主体，油层保护工作重点从施工工艺上进行优化，为防止灰岩层稠油试油中压井对储层的伤害，优选应用试油工艺，对稠油试油设备和工具进行了改造完善，尽量减少压井作业，以一趟掺稀混排+酸压复合管柱为主，配套了系统的地面掺稀设备和地面直读测试系统，一次性完成排液求产、测试、酸压、压后排液作业，成功地在轮古 15、轮古 41 和 TK612 进行了现场试验应用。

2、、 掺稀排液求产技术掺稀排液求产技术（（1）掺稀液体的选择与应用）掺稀液体的选择与应用排液求产是稠油井试油的难点，为了解决塔里木和塔河油田稠油排液求产问题，排液最经济可行的是进行掺稀油排液，为此，对塔里木的稠油特性和轮南的稀油特性进行了系统的分析，由于该区的稠油粘度过高，无法用稠油直接进行粘温试验，便将稠油和稀油按不同比例混合后进行掺稀试验，试验证明，轮古构造的稠油和轮南的稀油具有良好的可溶性，按不同的比例混合后，稠油和稀油能够很快溶合，不出现分层和沉降现象从试验结果可以看出，采用轮南的稀油按 1：1 比例混合后，在温度 30℃时，稠油的粘度降为 2600-2800mPa.s（见附图 1） ，降粘率达到 102%，按 1：2的比例混合后，在温度 30℃时，稠油的粘度降为 1700-1800mPa.s（见附图4） ，降粘率达到 169%，结合施工中的设备和施工成本，确定塔里木稠油试油掺稀排液稠油和稀油比为 1：1塔河油田由于所处油区的原因，高粘油和稠油较多，由于其稀油来源与塔里木油田不完全相同，成本相应较高，因此，对掺稀降粘排液，根据对 TK612 井稠油进行试验，稠油在 50℃时的粘度高达 96000-226000mPa.s（见附图 5） ，针对此，取西达里亚成品油和沙 75 井稀油分别进行了降粘试验，试验表明，在 80℃时掺入西达里亚成品油或沙 75 井稀油后，稀油和稠油能够很好的溶合，不出现分层或沉降现象，掺稀试验结果如表所示：TK612 井稠油降粘试验数据表一井稠油降粘试验数据表一掺稀温度为 80℃编号温度℃比例稠油 ml稀油 ml粘度mPa.s降粘率%1500:1150940002501:215075320090.83501:3150501140087.84501:4150381600083.05504:6150100252097.36503:715064600093.6稀油为沙 75 井油样，并加入 1%TH28 降粘液，脱水 24 小时。

TK612 井稠油降粘试验数据表二井稠油降粘试验数据表二掺稀温度为 80℃编号温度℃比例稠油 ml稀油 ml粘度mPa.s降粘率%1500:11502260002501:2150754400983501:3150501160094.94501:41503822500905504:6150100248098.96503:715064620097.3稀油为西达里亚集输站成品油，油样密度为 0.91g/cm3从以上的试验可以看出，不论是采用沙 75 井的稀油或西达里亚集输站的稀油进行掺稀降粘，在掺稀比为 1：2 时，稠油的粘度均可以降至3000-4500mPa.s，满足于现场排液对流体流动性的需要，因此，确定在塔河油田稠油试油排液中的掺稀比为 1：22）掺稀排液管柱的选择）掺稀排液管柱的选择掺稀排液管柱结构是关系到掺稀效果和排液求产的关键，在吐哈油田稠油试油过程中，已经形成了针对性较强的多种掺稀排液管柱结构，从塔里木和塔河油田稠油试油技术排液要求看，其特性要求与吐哈有所不同，分析认为，该区域的排液管柱结构主要以满足不重复压井，一趟管柱完成掺稀排液、地面直读测试、酸压施工和压后掺稀排液的技术要求，总体上有三个方面的要求，一是要满足掺稀排液的要求，确保管柱能够满足掺稀时的稀油和稠油的均匀混合，达到降粘的目的；二是要满足酸压施工的要求，尽量保持管柱的大通径，减少管柱的压降；三是要满足地面直读测试起下压力计的需要，确保管柱通径不小于 60mm，无台阶。

根据以上的技术要求，试验应用了两种排液-测试-酸压复合管柱：一种是封隔掺稀排液管柱（见附图 6） ，管柱结构为：89mm 油管+73mm 油管+压井阀+循环阀+封隔器+73mm 油管+73mm 筛管+盲堵，该管柱有利于进行封隔酸压施工，酸压施工过程中，套管压力较低，对套管固井质量要求不是很高，同时，该管柱能够及时将稠油排至地面，稠油在管内流速高，温度损失小，但是由于该管柱掺稀压力过高，且在产量较大时，不能有效的保证掺稀效果，因此，主要用于产量低，套管注入掺稀液的掺稀排液作业该管柱通过在轮古 15 井酸压前的掺稀排液中进行了试验应用，取得了较好的掺稀效果，但由于施工过程中电缆起下困难，施工压力高等缺点，应用较少另一种是单管掺稀排液管柱（见附图 7） ，管柱结构为：89mm 油管+73mm 油管+73mm 筛管+盲堵，该管柱有利于进。