高温含硫凝析气藏取样技术探讨

渤海某探井具有高温、含H_2S、有凝析油产出等特点,井下PVT取样难度较大。为保证成功获取井下流体样品,梳理了目前渤海地区常用的RD取样阀、RD单相取样器、P.D.S (Positive Displacement Sampler)正置换式取样器、S.P.S (Single Phase Sample)单相取样器,以及地面触控式取样器等取样技术,分析了各种取样技术的优势和不足,结合该测试井特征,优选出Proserv公司生产的S.P.S单相取样器进行该井高压物性取样。作业过程中,将取样器安装在取样器托筒上随钻杆下入,在开井流动阶段操作环空压力击穿破裂盘触发取样,获取储层流体样品。经实验室分析,样品闪蒸气油比1 413 m~3/m~3,油罐油密度0.802 4 g/cm~3,单次闪蒸气组分H_2S含量5.73 ppm。对闪蒸油、闪蒸气做组份分析,计算井流物分类组成C_1+N_2为71.62%、C_2-C_6+CO_2为21.09%、C_7+为7.29%认为,样品属凝析气藏范围,与前期认识一致,取样达到了预期效果。S.P.S单相取样器能够适用于含H_2S、CO_2的酸性、具腐蚀性油(气)田,具有保压、抗腐蚀特性,可在类似油气田中推广使用。     

水平井井下取样器研制与改进

常规井下取样器受外径、作业和关闭方式等限制,无法满足分段多簇压裂水平井井下分段取样找水测试的要求。研制了水平井井下取样器。该取样器通过封隔器井下分隔、抽油机连续生产,井下分段取样,起出取样器地面放样化验含水。基于试验过程中暴露出的问题,从取样器结构和工艺方面进行改进,提高取样器测试成功率。现场试验证明,改进后的取样器性能可靠、稳定,满足了水平井找水测试要求。     

中国专利文摘

<正> 本实用新型是一种用于油田注蒸汽并进行井下蒸汽取样的装置。它取出的蒸汽样品,通过化学分析,可得出井下取样点的蒸汽干度。本实用新型的取样器,用钢丝下井,采用撞击方式,关闭取样器。本实用新型的取样器,由于采用柔性石墨做密封,它与现有取样器相比,具有更     

压控式井下单相高压物性取样技术及应用

将井下单相高压物性（PV T ）取样器预先安装在取样器托筒上,利用钻杆输送方式解决了钢丝无法把取样器送达井下预定深度的问题。通过操作环空压力击穿破裂盘,激活取样器压力触发机构,在开井流动期间可以随时取样。该技术一次性获取多个井下地层流体样,也可以在不同的流动阶段,单独每一个或者多个、分批次地进行井下地层流体取样。在钢丝输送取样器无法实现或不安全的情况下,可获取多达10个高品质井下地层流体样,且节省8～24 h的钻机时间,既安全又高效。     

水平井井下流体分段取样技术研究与应用

针对水平井机械找水存在测试周期长的问题,设计了水平井井下流体取样测试方法。该方法克服定向井取样器电缆传输无法下入水平段的难点,研制出水平井井下电控取样器,首次实现水平井段井下流体取样测试。该取样器在地面设定井下控制程序,下入水平井段后按照预设程序由井下微电机带动滑阀启闭取样腔,在正常生产状态下取得地层流体样品,通过化验分析可得各射孔段流体含水、矿化度、水型等资料。现场应用表明,该技术可一趟管柱完成多段压裂水平井取样,大幅度缩短找水测试周期,具有样品准确、测试简便、效率高等特点,为水平井控水增油措施提供可靠依据。     

高抗硫保压井下取样器的研制及在P202-1井中的应用

针对国内目前井下取样器不抗硫化氢、所取样品不保压等问题,研制出国产化新型高抗硫保压井下取样器,该种取样器选材选用钛合金和全氟醚胶圈,解决了抗硫化氢腐蚀问题;采用氮气室背压保压技术,确保在取样、转样、运输过程中的样品压力始终大于取样点压力,实现了全程保压,保证所取样品相态不发生变化。在普光气田P202-1井成功取得2支可代表地层真实流体特性的井下PVT气体样品。     

电缆地面触发P.D.S.取样器技术的应用

时钟触发式P.D.S.(Positive Displacement Sampler)井下高压物性取样器在海上油田探井和生产井取样作业中得到了非常好的应用。为获得最佳的取样效果,时钟触发P.D.S.取样器取样前需要单独下入压力计,经过严格的测试筛选出合适的生产制度。电缆地面触发P.D.S.取样器利用电缆地面触发系统代替机械时钟触发系统,实现了地面可控式的取样。与时钟触发P.D.S.取样器相比,节省了工作量和测试时间,避免了反复开关井导致油气产量异常的情况,并且可以实时地判断井下生产状况,确保成功取样。     

高压取样器的研究与应用

针对钟控、电控取样器下井前要预设时间，操作繁琐，油水界面难以掌握，取样成功率低，在高凝油、稠油井重量轻无法用钢丝投送取样，研制了不用时间控制，通过上提下放钢丝绳控制，取样器在井下重复开启和关闭的摩擦式取样器和随管柱下入不怕遏阻，在坐封和解封封隔器的操作中控制取样器开启和关闭的滑套式取样器，并设计了相关取样工艺，解决油田高压物性取样难题。     

高压取样技术的研究与应用

传统的钟控、电控取样器下井前要预设时间，操作繁琐，油水界面难以掌握，取样成功率低，在高凝油、稠油井取样器重量轻，无法用钢丝投送取样。针对上述问题研制了不用时间控制，通过上提下放钢丝绳控制取样器在井下重复开启和关闭的摩擦式取样器；随管柱入井，遇阻小，在封隔器坐封和解封的过程中控制内部SQ3取样器开启和关闭的滑套式取样装置；设计了相关取样工艺。投入使用，取样85支，成功率由先前的46.6%提升到92.2%，解决了高凝油、稠油、高含水油气井的取样难题。     

用测定“压力恢复曲线”和“降压曲线”的方法确定原油饱和压力

饱和压力是油田开发的重要参数之一。目前,测定原油饱和压力的方法,是用深井取样器从井下取得原油样品,通过试验室在PVT仪器中,测得压力和体积的关系曲线求得的。然而,这种方法对井底取样点流压高于饱和压力的情况是有成效的,但是,对静止压力高于饱和压力,流动压力低于饱和压力的情况,欲想取得具有井底代表性的油样就困难了。大庆油田的大多数油井属于静止压力高于饱和压力、流动压力低于饱和压力的类型,深井取样甚为困难,因此,很多井没有取得饱和压力资料。寻求一种简单易行,能较     

重质油藏氮气辅助蒸汽驱注采参数敏感性分析及优化

为明确氮气辅助蒸汽驱中各注采参数对开发效果的影响,并优选最佳注采方案。以JY油田J2区块的11-12井组为例,采用CMG数值模拟软件的STAR热采模块,通过模拟各种氮气辅助蒸汽驱方案,分别评价了注气量、采注比、蒸汽干度、注汽(气)速度及油藏特征参数对最终采收率的影响,并结合正交试验方法对注采参数进行了优化研究,获得了最佳注采方案。结果表明:氮气辅助蒸汽驱过程中氮气注入段塞的体积应小于0.6HCPV,采注比以1.4左右为宜,氮气段塞注入前,蒸汽干度越高越好,而氮气段塞注入后,蒸汽干度控制在50%以上,提高注汽(气)速度以提高采油速度。最优注采参数组合为氮气注入体积0.2HCPV,注入速度为140 m³/d,采注比为1.6。试验井组开展氮气辅助蒸汽驱后单井平均产油量从1.8 m³/d提高至5.9 m³/d,单井平均含水率由97.2%下降至67.8,降水增油效果显著。研究成果为重质油藏开展氮气辅助蒸汽驱提供了参考依据。     

Steam Flooding after Steam Soak in Heavy Oil Reservoirs through Extended-reach Horizontal Wells

This paper presents a new development scheme of simultaneous injection and production in a single horizontal well drilled for developing small block reservoirs or offshore reservoirs. It is possible to set special packers within the long completion horizontal interval to establish an injection zone and a production zone. This method can also be used in steam flooding after steam soak through a horizontal well. Simulation results showed that it was desirable to start steam flooding after six steam soaking cycles and at this time the oil/steam ratio was 0.25 and oil recovery efficiency was 23.48%. Steam flooding performance was affected by separation interval and steam injection rate. Reservoir numerical simulation indicated that maximum oil recovery would be achieved at a separation section of 40-50 m at steam injection rate of 100-180 t/d; and the larger the steam injection rate, the greater the water cut and pressure difference between injection zone and production zone. A steam injection rate of 120 t/d was suitable for steam flooding under practical injection-production conditions. All the results could be useful for the guidance of steam flooding projects.     

辽河中深层稠油蒸汽驱油藏工程优化研究

齐40区块蒸汽驱先导性试验已取得阶段性成果,蒸汽驱可作为中深层稠油油藏蒸汽吞吐后有效的开发方式。利用数值模拟方法和油藏工程方法对蒸汽驱油藏工程优化设计思路、方法及转驱时机进行了研究。并对齐40区块蒸汽驱单井采液能力及注入能力、井网井距优选、蒸汽驱操作参数、射孔方式进行了优化优选。     

间歇注汽法—提高蒸汽驱效果的重要方法

蒸汽突破后,采用间歇注汽方式,可以达到抑制汽窜,提高蒸汽比容、波及体积、干度,油相相对渗透率,热利用率及自渗吸驱油之目的,从而提高稠油蒸汽驱开采效果.河南井楼油田零区试验区采用间歇注汽法取得了显著的效果.现场试验及数模研究结果表明,对薄层稠油油藏来说,合理的间歇注汽方式是每注30天,停30天,间歇注汽阶段合理的注汽速度应为连续注汽速度的1.5倍;对大型蒸汽驱开发单元来说,同一排注汽井为一注汽单元,相邻两排注气井的注汽时间应重复50%.     

浅薄层超稠油油藏蒸汽吞吐后开发方式实验

应用三维相似准则设计并建立了高温高压注蒸汽三维实验模型,对影响注蒸汽采油过程的重要油藏参数进行了比例模化,研究了3种不同井网的蒸汽吞吐后注蒸汽采油接替开发方式。实验结果表明,与直井汽驱和水平井注汽直井采油相比,直井注汽水平井采油方式高产期较长,采油速率高,实验采出程度可达到70%. 对于油层厚度为10~15 m的浅层超稠油油藏吞吐后期,直井注汽水平井采油是可选的接替开发方式。     

长柱塞注汽转抽两用抽油泵的设计与应用

为满足稠油单井吞吐注汽工艺的需要 ,设计了长柱塞注汽转抽两用抽油泵。这种泵采用在中间接箍上开槽的结构实现注汽转抽 ,注抽转换简单 ,需要注汽时只要下放柱塞 ,露出注汽孔 ,即可注汽 ,抽油时上提柱塞即可正常工作 ,结构简单 ,操作方便 ,大大节约了作业费用和时间 ;同时针对稠油含砂严重 ,在结构设计上还使泵具备防砂功能。这种泵在新疆克拉玛依油田采油一厂和采油五厂获成功使用 ,取得了良好效果     

海上稠油两种热采方式开发效果评价

为了给海上稠油油田选择热采技术提供依据,对多元热流体吞吐和蒸汽吞吐2种热采方式的开发效果进行了评价。根据实际地质油藏参数建立了热采单井地质模型,运用数值模拟方法,设置了注入热焓相同和注入量相同2种方案,并结合现场先导试验对比分析了多元热流体吞吐和蒸汽吞吐的开发特征和效果。通过数值模拟得出:在注入热焓相同（4.3×1013 J）的条件下,多元热流体吞吐和蒸汽吞吐的采收率分别为18.3%和12.4%;在注入量相同（227 m3/d）的条件下,多元热流体吞吐和蒸汽吞吐的采收率分别为17.5%和13.3%,多元热流体吞吐的采收率是蒸汽吞吐的1.3~1.5倍。在现场先导试验中,多元热流体井的产能是蒸汽吞吐井的1.5倍。研究结果表明,多元热流体吞吐比蒸汽吞吐提高采收率的幅度大,更适于开发海上稠油油田。      

K331型热敏金属扩张式封隔器

Ｋ３３１型热敏金属扩张式封隔器是稠油热采中的一种重要工具。它的研制与成功应用，克服了原来多种热采封隔器的缺点，如操作困难，不座封和不解封的几率较高等。它解决了普通注汽井、分层注汽井和侧钻井的隔热或分层注汽的难题。１９９５年１１月该封隔器通过了中国石油天然气总公司组织的技术鉴定，被认为是国内首创，达到国际领先水平，并于１９９６年３月获得国家专利，专利号ＺＬ９５２３００３．６。     

石油磺酸盐复配体系在胜利油田稠油热采中的应用研究

胜利油田稠油热采主要采用蒸汽吞吐的方式。其中新开发稠油区块注汽压力高、注汽干度低和老区多轮次吞吐后采收率低、油汽比低是影响热采效果的主要因素。油水之间的高界面张力导致蒸汽驱替效率低是多轮次吞吐后开发效果变差的主要原因之一。针对以上问题开展石油磺酸盐复配体系提高稠油开发效果室内研究。对石油磺酸盐复配体系配方进行优化研究。通过高温岩心驱替试验研究磺酸盐复配体系降低注汽压力的能力。研究石油磺酸盐复配体系提高注入蒸汽驱替效率和岩心采收率的能力。研究不同注入方式对提高采收率的影响。研究结果表明。石油磺酸盐体系可有效降低蒸汽注入压力。提高驱替效率和岩心采收率。2004年在胜利油田单家寺油田、孤岛油田、孤东油田现场应用12井次。单井降低注汔压力0．5～2.6MPa．周期采油量增加190～480t．截至2004年底已累计增油4600t。     

提高直井与水平井组合SAGD泄油速率技术研究

针对辽河油田直井与水平井组合SAGD井组在开发过程中存在泄油速率低、蒸汽腔扩展不均匀等问题,以R.M.Bulter建立的双水平井泄油模型为理论基础,将直井与水平井简化为双水平井,在考虑端点效应有限长度水平井日产量方程的基础上,建立了水平井的泄油速率模型,并得到直井与注汽水平井组合SAGD上产和稳产阶段的泄油速率方程。分析泄油速率方程发现,直井与水平井组合SAGD井组泄油速率的主控因素为泄油井点数和蒸汽腔纵向扩展高度,结合辽河油田稠油开发实践,给出了直井与水平井组合SAGD井组提高泄油速率的技术措施,即水平段跟部注汽井增加2口,并将注汽井注汽排量提高20%,同时将最佳射孔位置设在靠近低物性段处,补孔长度确定为8 m。该技术在辽河油田6井组进行了现场应用,日产油量均呈现不同程度的上升,取得阶段性成功,为进一步提高SAGD井组泄油速率奠定了良好的基础。