CN108798623B - 一种天然气掺稀气举工艺参数优选方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及油气井开发领域，尤其涉及一种天然气掺稀气举工艺参数优选方法，其包括以下步骤：1)井口注入压力的优化；2)油井混合产量的优化；3)将油井混合产量和油压与前期选井要求及现场实际工况对比，如符合现场要求，则可在这一注入气油比及注入压力条件下继续生产；如不符合现场要求，则继续设定不同的注入气油比，重新计算第1)和第2)阶段的各个步骤。本发明的天然气掺稀气举工艺参数优选方法可以有效提高超深层稠油气举掺稀工艺技术实施效果，有广阔的应用前景。
Description
技术领域
本发明涉及油气井开发领域，尤其涉及一种天然气掺稀气举工艺参数优选方法。
背景技术
塔河油田缝洞型油藏是大型海相沉积碳酸盐岩油藏，储集体以缝洞为主，缝洞发育规模及形态不确定性大，非均质性极强。塔河油田稠油产量占比超过50％，稠油区块原油性质复杂，储层埋藏深度达5500-6700m。稠油在地层条件下粘度小，可以顺利流入井筒，但是从地层流入井筒后，随着温度压力降低，粘度不断增大，在3000米左右失去流动能力，需要采取井筒降粘工艺开采。在早期开发阶段，依靠掺稀降粘技术实现了塔河稠油的快速生产，但是随着稠油开发的深入，掺稀量逐渐增大，稀油供应压力越来越大。不同于国内外大部分稠油油藏，塔河稠油开发面临的主要难题在于井筒，而不是地层，降低井筒稠油的粘度是节约稀油的根本途径。因此，针对稠油井筒举升难题，通过注天然气气举工艺，实现井筒降粘将是一个具有重要意义的节约稀油解决方案。目前，稠油注天然气气举降掺稀工艺作为重要的井筒举升手段已经得到了推广应用，现场实施12井次，初显成效。但是，针对超深稠油油藏天然气气举降掺稀技术的研究及应用国内外极少有报道，塔河油田超深稠油油藏天然气气举降掺稀技术在一系列的研究与现场应用中初步取得了成效，但由于地质认识上不完善、稠油粘度大及相关地面配套复杂等难点，未形成系统的工艺参数优选方法，导致试验井效果差异较大，缺乏明确的指导性。
发明内容
本发明为了解决现有技术的缺陷，提供了一种天然气掺稀气举工艺参数优选方法。
具体地，本发明的一种天然气掺稀气举工艺参数优选方法，包括如下步骤：
1)井口注入压力的优化
(11)以当前掺稀量Q0为依据，设计注入气油比Vg/o；
(12)根据式(1)计算气油混合密度ρg+o，
其中，ho为气举深度，m；Vh为环空体积，m3；mo为稀油质量，kg；mg为天然气的质量，kg，ρo为稀油密度，kg/m3，ρg为天然气密度，kg/m3，Q0为当前掺稀量，m3；
(13)根据式(2)计算环空静液柱压力Hh，
(14)将得到的环空静液柱压力Hh代入式(3)，得到优化后的井口注入压力Po，
Po＝Pf-Hh+fh 式(3)
其中，Pf为注气深度点流压，MPa；fh为油套环空摩阻，MPa；
2)油井混合产量的优化
(21)根据缝洞型碳酸盐岩油藏经验公式(4)，结合前期油井在单一工作制度自喷生产期的生产数据，计算常数C；
其中，Q1为前期油井混合产量，m3；d为油嘴直径，mm；P1oil为油嘴直径d下生产时的前期油压，MPa；
(22)根据式(5)计算产出液密度ρ’g+o，
其中，Vo为油管体积，m3；m’o为井筒原油质量，kg；m’g为井筒天然气质量，kg；Q为油井混合产量，m3，V’g/o为生产气油比，m3/m3；
(23)根据式(6)计算油管静液柱压力Ho，
(24)将油管静液柱压力Ho、环空静液柱压力Hh及常数C代入式(7)计算优化后的油井混合产量Q，
其中，Pt为套压，实际现场可处理为井口注入压力Po，MPa；fh油套环空摩阻，MPa；Poil为油压，MPa；fo为油管摩阻，MPa；
3)将油井混合产量Q和油压Poil与前期选井要求及现场实际工况对比，如符合现场要求，则可在这一注入气油比Vg/o及注入压力Po条件下继续生产；如不符合现场要求，则继续设定不同的注入气油比Vg/o，重新计算第1)和第2)阶段的各个步骤。
上述的天然气掺稀气举工艺参数优选方法，所述油管环空摩阻fh与油管摩阻fo均为1.5MPa。
上述的天然气掺稀气举工艺参数优选方法，所述井口注入压力Po低于15MPa。
本发明涉及的一种天然气掺稀气举工艺参数优选方法主要有以下几点效果：工艺参数现场符合率达90％以上，可大量节约稀油，增加原油产量，大幅度提高了超深稠油天然气气举降掺稀工艺效果。
具体实施方式
为了充分了解本发明的目的、特征及功效，通过下述具体实施方式，对本发明作详细说明。本发明的工艺方法除下述内容外，其余均采用本领域的常规方法或装置。下述名词术语除非另有说明，否则均具有本领域技术人员通常理解的含义。
本发明基于现场实验效果评价，对比分析在不同注入参数的情况下，从压力和产量两个方面分析天然气气举降掺稀效果影响因素，得出在不同影响因素下的工艺参数优化条件。
本发明的一种天然气掺稀气举工艺参数优选方法，包括：井口注入压力的优化步骤、油井混合产量的优化步骤和将计算结果与前期选井要求及形成实际工况作对比步骤。本发明的天然气掺稀气举工艺参数优选方法具体如下：
1)井口注入压力的优化
优选低压自喷井或高能机抽井，结合气举过程中的掺稀管线承压及安全要求，通过控制注入气油比Vg/o，将注入压力控制在15MPa以内。其中，井口注入压力Po采用(a)式计算：
其中，Po是井口注入压力，MPa；Pf是注气深度点流压，MPa；Hh是环空静液柱压力，MPa；fh是油套环空摩阻，MPa；Vg/o是注入气油比；ρg+o环空平均流体密度，单位为kg/m3；ho为气举深度，m。
其中，Pf通过测压获取，fh为前期现场试验经验值，取1.5MPa；Hh是环空静液柱压力，是Vg/o、ρg+o、ho三者的函数，通过计算获得。
具体地，井口注入压力Po的优化包括以下步骤：
(11)以当前掺稀量Q0为依据，设计注入气油比Vg/o；
(12)根据式(1)计算气油混合密度ρg+o，
其中，ho为气举深度，m；Vh为环空体积，m3；mo为稀油质量，kg；mg为天然气的质量，kg，ρo为稀油密度，kg/m3，ρg为天然气密度，kg/m3，Q0为当前掺稀量，m3；
此外，ρg+o还可以采取多项管流计算方法求取，由于多项管流计算方法为现有方法，在此不再详细赘述。
(13)结合式(1)，根据式(2)计算环空静液柱压力Hh，
(14)将得到的环空静液柱压力Hh代入式(3)，得到优化后的井口注入压力Po，
Po＝Pf-Hh+fh 式(3)
其中，Pf为注气深度点流压，MPa；fh为油套环空摩阻，MPa；
其中，井口注入压力优化是本申请发明的核心部分，其受制于掺稀管线承压15MPa限制，需要合理设计注入气油比，在满足气举效果的同时，确保注入压力低于15MPa。
2)油井混合产量的优化
在注气压力优选的前提下，继续优选混合日产液量40-60m3，稀稠比0.5-1.5的油井，依据碳酸盐岩油藏产能预测方法，实现产量保持稳定的情况下，降低掺稀量，达到降掺稀的效果。
其中，油压Poil与油井混合产量Q可以采取(b)式计算：
其中，Pt是套压，实际现场可处理为井口注入压力Po，MPa；fh油套环空摩阻，MPa；Hh是环空静液柱压力，MPa；Poil是油压，MPa；fo是油管摩阻，MPa；Ho是油管静液柱压力，MPa；Q是油井混合产量，m3；d是油嘴直径，mm；C是常数。其中，fh及fo为前期现场试验经验值，取1.5MPa。
其中，如式(c)所示，环空静液柱压力Hh与Vg/o、ρg+o、ho为函数关系。油管静液柱压力Ho与V’g/o、Q、ρ’g+o、ho为函数关系。其中，V’g/o是生产气油比，ρ’g+o是产出液平均密度。
具体地，油井混合产量Q的计算方法步骤如下：
(21)根据缝洞型碳酸盐岩油藏经验公式(4)，结合前期油井在单一工作制度自喷生产期的生产数据，计算常数C；
其中，Q1为前期油井混合产量，m3；d为油嘴直径，mm；P1oil为油嘴直径d下生产时的前期油压，MPa；
(22)根据式(5)计算产出液密度ρ’g+o，
其中，Vo为油管体积，m3；m’o为井筒原油质量，kg；m’g为井筒天然气质量，kg；Q为油井混合产量，m3，V’g/o为生产气油比，m3/m3；
其中，ρ’g+o还可以采取多项管流计算方法求取，由于多项管流计算方法为现有方法，在此不再详细赘述。
(23)根据式(6)计算油管静液柱压力Ho，
(24)将油管静液柱压力Ho、环空静液柱压力Hh及常数C代入式(7)计算优化后的油井混合产量Q与油压Poil，
其中，Pt为套压，实际现场可为井口注入压力Po，MPa；fh为油套环空摩阻，MPa；Poil为油压，MPa；fo为油管摩阻，MPa；
3)将油井混合产量Q和油压Poil与前期选井要求及现场实际工况对比，如符合要求，则可在这一注入气油比Vg/o及注入压力Po条件下继续生产；如不符合现场要求，继续设定不同的注入气油比Vg/o，重复计算第1)和第2)阶段的各个步骤，不断优化，最终获取符合现场要求的生产参数。
其中，油井混合产量Q是稠油气举工艺实施效果的重要因素。工艺实施的主要目的在于降低掺稀量，不在于增产，产量优化的核心在于碳酸盐岩稠油产量的预测。通过理论研究及现场实践，探索适合稠油气举工艺产量预测方法，混合日产液量40-60m3，参数优化满足工程要求。
实施例
下面通过实施例的方式进一步说明本发明，但并不因此将本发明限制在所述的实施例范围之中。
TK677井试验情况(秘密实验)
TK677井是塔里木盆地阿克库勒凸起轴部的一口开发井，2011年01月19日开钻，2011年04月16日完钻，设计井深5650m(垂)，完钻井深5663m(垂)，完钻层位O1-2y，钻进过程中无放空、漏失。完钻后PDP裸眼封隔器坐封5589.43m，对O1-2y层位5589.43-5663m井段卡封酸压完井，酸压后开井自喷排液，累计排酸52.5m3见油，自喷建产。
2015年8月25日，TK677井组下70/44抽稠泵管柱转抽，生产比较稳定。TK677井所在区域稠油原始稠油粘度在(1-10)×104mPa·s，前期均为掺稀生产。2016年12月29日-2017年1月21日实施天然气气举试验，试验采用本发明天然气掺稀气举工艺参数优选方法的地面流程设计，预测到的TK677井的关键参数如表1所示，注气降粘试验阶段数据如表2所示。
其中，机抽生产管柱，管柱下深2892.37m，即气举深度为2892.37m。试验期间注气排量50-500m3/h，掺稀排量0.45-1.90t/h，累计注入天然气90869m3，累计掺稀466.1t，累计产液1006.42t，累计产气107996m3。TK677井累计注气22天，掺稀比分别由试验前1.27下降至0.63，平均稀油率50.4％，累计节约稀油421.7t，累计增油205.4t，试验取得了降低掺稀比的成效。
表1 TK677井应用本发明方法关键参数预测
表2 TK677井注气降粘试验阶段数据
本发明在上文中已以优选实施例公开，但是本领域的技术人员应理解的是，这些实施例仅用于描绘本发明，而不应理解为限制本发明的范围。应注意的是，凡是与这些实施例等效的变化与置换，均应设为涵盖于本发明的权利要求范围内。因此，本发明的保护范围应当以权利要求书中所界定的范围为准。
Claims (3)
1.一种天然气掺稀气举工艺参数优选方法，其特征在于，包括如下步骤：
1)井口注入压力的优化
(11)以当前掺稀量Q0为依据，设计注入气油比Vg/o；
(12)根据式(1)计算气油混合密度ρg+o，
其中，ho为气举深度，m；Vh为环空体积，m3；mo为稀油质量，kg；mg为天然气的质量，kg，ρo为稀油密度，kg/m3，ρg为天然气密度，kg/m3，Q0为当前掺稀量，m3；moi为气举深度为i时的稀油质量，kg；mgi为气举深度为i时天然气的质量，kg；Vg/o为气油比；
(13)根据式(2)计算环空静液柱压力Hh，
其中，ho为气举深度，m；ρgi为气举深度为i时的天然气密度，kg/m3；ρoi为气举深度为i时的稀油密度，kg/m3；g为重力常数；hoi为气举深度取值为i，m；
(14)将得到的环空静液柱压力Hh代入式(3)，得到优化后的井口注入压力Po，
Po＝Pf-Hh+fh 式(3)
其中，Pf为注气深度点流压，MPa；fh为油套环空摩阻，MPa；Hh为环空静液柱压力，MPa；
2)油井混合产量的优化
(21)根据缝洞型碳酸盐岩油藏经验公式(4)，结合前期油井在单一工作制度自喷生产期的生产数据，计算常数C；
其中，Q1为前期油井混合产量，m3；d为油嘴直径，mm；P1oil为油嘴直径d下生产时的前期油压，MPa；
(22)根据式(5)计算产出液密度ρ′g+o，
其中，Vo为油管体积，m3；m′o为井筒原油质量，kg；m′g为井筒天然气质量，kg；Q为油井混合产量，m3，V′g/o为生产气油比，m3/m3；ho为气举深度，m；m′oi为气举深度为i时井筒原油质量，kg；m′gi为气举深度为i时井筒天然气质量，kg；ρo为稀油密度，kg/m3，ρg为天然气密度，kg/m3；mg为天然气的质量，kg；Q0为当前掺稀量，m3；Vg/o为气油比；
(23)根据式(6)计算油管静液柱压力Ho，
其中，ho为气举深度，m；ρ′gi+oi为气举深度为i时产出液密度，kg/m3；g为重力常数；hoi为气举深度取值为i，m；
(24)将油管静液柱压力Ho、环空静液柱压力Hh及常数C代入式(7)计算优化后的油井混合产量Q，
其中，Pt为套压，MPa；fh油套环空摩阻，MPa；Poil为油压，MPa；fo为油管摩阻，MPa；Hh为环空静液柱压力，MPa；Ho为油管静液柱压力，MPa；d为油嘴直径，mm；C为常数；
3)将油井混合产量Q和油压Poil与前期选井要求及现场实际工况对比，如符合现场要求，则可在这一注入气油比Vg/o及注入压力Po条件下继续生产；如不符合现场要求，则继续设定不同的注入气油比Vg/o，重新计算第1)和第2)阶段的各个步骤。
2.根据权利要求1所述的天然气掺稀气举工艺参数优选方法，其特征在于，所述油套环空摩阻fh与油管摩阻fo均为1.5MPa。
3.根据权利要求1或2所述的天然气掺稀气举工艺参数优选方法，其特征在于，所述井口注入压力Po低于15MPa。
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