CN109931038A - 一种缝洞型油藏注氮气设计方法 - Google Patents

Abstract

本发明具体涉及一种缝洞型油藏注氮气设计方法，包括预测注气压力；所述预测注气压力包括测定地层静压P_地层静压，测量井底温度T和计算注气压力P_注气压力和气柱压力P_气柱压力；所述测量地层静压是指在油井关井后，待压力恢复到稳定状态时，测量油层中部的压力P_地层静压；采用式(1)得到预测注气压力。本发明提供一种缝洞型油藏注氮气设计方法，准确的预测注气压力，并且能规范油井注气施工设计，保障现场注气施工安全。

Description

一种缝洞型油藏注氮气设计方法

技术领域

本发明属于油气开采技术，具体涉及一种缝洞型油藏注氮气设计方法。

背景技术

塔里木盆地是我国重要的油气盆地，其中溶洞型油藏储量丰富。缝洞型油藏具有六大特征：①储层孔、缝、洞发育，溶洞是主要的储集体空间，碳酸盐岩油藏基质孔隙度<1％，储集空间以溶洞、溶孔和裂缝为主，常认为裂缝和溶孔主要起连通作用，溶洞为主要储集空间，储量占比71％。②非均质性极强，储集空间组合、连通关系多样，受早期岩溶程度差异，以及后期充填、压实垮塌、构造改造影响，储集体形态、大小差异大，空间连通关系多样。③油水关系复杂，由于储集体分布的强非均匀性，储集空间连通关系极为复杂，加之油藏为多期次的充注形成，存在多种油水分布模式，没有统一油水界面。④受深层水体沟通程度影响，不同单元能量差异较大。⑤流动规律呈现管流、空腔流、渗流三种，产能差异大。

溶洞型油井开发一般采用天然能量开发，溶洞型油藏开发具有“高产、递减快”的特征，油井初期产量可达上百吨甚至上千吨，递减快的主要原因为底水上升、暴型水淹。随着开发的深入，暴型水淹成为制约储量动用的开发瓶颈。以塔河缝洞型油藏为例，溶洞型油藏开发，主要基于地震异常体串珠反射，预测缝洞体，进行打井开发。鉴于地震预测与打井具有一定误差，导致油井不能精确地打到溶洞的顶部。油井暴型水淹后，单井井周存在大量的“阁楼油”，2012以来，塔里木盆地塔河油田大力发展了单井注氮气提高采收率技术，取得了显著的增油效果。

尽管缝洞型油藏注氮气取得了显著的效果，但是没有形成缝洞型油藏注氮气系统的设计方法，容易产生施工安全问题，造成爆炸等严重危及施工人员安全的事故，同时，现有的注气压力预测通常采用软件直接测算，存在偏小的问题，设计注气压力偏小，造成设备参数的设计不足，影响后期采油安全性，因此急需一种更加简便准确的方法来预测注气压力。

发明内容

本发明的主要目的在于提供一种缝洞型油藏注氮气设计方法，准确的预测注气压力，并且能规范油井注气施工设计，保障现场注气施工安全。

本发明采用以下技术方案：

一种缝洞型油藏注氮气设计方法，其特征在于，包括预测注气压力；

所述预测注气压力包括测定地层静压P_地层静压，测量井底温度T和计算注气压力P_注气压力和气柱压力P_气柱压力；

所述测量地层静压是指在油井关井后，待压力恢复到稳定状态时，测量油层中部的压力P_地层静压；

采用式(1)得到预测注气压力：

其中，P_启动压力为注气设备出口至井口之间管线消耗的压力，取经验值0.5～2MPa；P_注气压差为注气井井底压力与地层压力的差值，取经验值0.7～1.5MPa；P_摩阻是指氮气在管柱中流动的摩阻，取经验值1.4～5.6MPa；ρ_{井口气体密度}是在井口压力、温度条件下的井口气体密度值，取经验值0.33g/cm³；P_气柱压力为氮气静气柱压力；h为垂直油管高度；g是重力常数；

ρ_{井底气体密度}为所述地层静压、地层温度条件下密度值，通过公式ρ_{井底气体密度}＝P_地层静压M/zRT计算而得，M为氮气的摩尔质量，z为井底温度T和地层静压P_地层静压下的氮气的压缩因子，R为常数8.314J·mol^-1·K^-1，T为井底温度。

所述的缝洞型油藏注氮气设计方法，还包括确定最优注气速度，是指对先导实验油井采用不同注氮气速度下测定其生产指标，具有最高累增油量和换油率的注氮气速度为最优注气速度。

所述缝洞型油藏注氮气设计方法，还包括确定注气方式：当所述预测注气压力小于注气增压机80％的额定压力时，采用纯注气方式；否则采用气水混注方式。气水混注方式能降低注气压力，保证注气过程的安全性，防止爆炸等安全事故。

所述纯注气方式下要求氮气纯度≥97％；所述气水混注方式下要求氮气纯度≥99.2％。

所述缝洞型油藏注氮气设计方法，还包括选择制氮方式：在所述纯注气方式下，制氮方式选择膜制氮；在所述气水混注方式下，选择组合式变压吸附制氮。

所述缝洞型油藏注氮气设计方法，还包括注气井口设计：如果是纯注气方式，则选择70MPa采气井口或70MPa注气-采油一体化井口，能够满足注气后直接转抽，降低开采成本；如果是气水混注井，则选用105MPa修复采油井口。

注气压力低于40MPa。注气过程中严格控制注气压力在40MPa以下，否则将会引起爆炸等安全事故。

所述注气井口设计包括，采用注气采油一体化管柱。

对稀油井采用稀油井注气采油一体化管柱，配套杆式泵，固定式抽油杆悬挂器；对稠油井采用稠油井注气采油一体化管柱，配套抽稠泵，固定式抽油杆悬挂器和配套单流阀或循环滑套。

所述缝洞型油藏注氮气设计方法，还包括焖井方式，指用油田水替换完油管内的氮气，再注满一个井筒容积的稀油后焖井；

优选的，注气管柱材质采用P110S或以上材质；扣型首选金属气密封扣，气水混注井可选TP-JC扣型。

本申请公开的缝洞型油藏注氮气设计方法具有以下优势：

(1)本发明提供了一种准确测量缝洞型油藏适合的注气压力范围的方法，在采用该方法所得注气压力范围内，选择符合条件的注汽设备，既保证了成功采油，也保证了注氮气施工的安全性；

(2)本发明的方法尤其适合在油井深度5500～7000m的缝洞型油藏，注气速度在1×10⁴m³/h以下，在此条件下P_启动压力，P_注气压差，P_摩阻的经验值就直接取经验值的最大值，注气压力值测量和计算简单，而且经过数次试验，预测的注气压力比现场注气压力略高，使得设计选择的注气设备的压力的参数大于现场注气实际压力，保证了采油过程中注气压力的平稳性和注汽过程的安全性；同时，预测的注气压力与现场注气压力偏差小，可以保证注汽设备选择不浪费；

(3)用现有的软件进行注气压力的预测不会考虑到注气压差，同时不同软件选择的计算模型不同，计算过程中的温度压力采用迭代法会导致不同误差的产生，导致预测的注气压力比实际注气压力偏小，会导致设备参数估算不足，使得注气设备达不到使得注气压力平稳的工作状态的压力，会导致安全隐患和影响采油效率，另外用软件计算，使用方法较为复杂，需要对人员进行专门培训，更体现了用本申请公开的注气压力的计算方法的优越性；

(4)纯注气方式或气水混注方式的选择标准，严格控制注气压力在40MPa以下，以及对氮气纯度的严格要求，一方面是防止注气压力过大造成安全隐患，另一方面是避免氧气浓度过大导致油井爆炸；

(5)注气采油一体化管柱可以能够满足注气后直接转抽，降低成本。

具体实施方式

为了更加清楚地理解本发明，现对本发明的具体实施方案进行详细的阐述，但本发明所保护范围不仅限于此。

实施例1：缝洞型油藏注氮气设计方法，

缝洞型油藏注氮气设计方法，包含以下步骤：

(1)确定最优注气速度：测定先导实验油井不同注氮气速度下的生产指标，确定最优注气速度，在本实施例中，当注气速度为5×10⁴m³/d具有最高的累增油量和换油率，因此将5×10⁴m³/d确定为最优注气速度；

(2)预测注气压力；

地层静压的测量：油井关井后，待压力恢复到稳定状态，测量油层中部的压力，即为地层静压；

井底气体密度的计算：以地层静压为井底压力，通过ρ＝P_井底M/zRT，计算井底气体密度，其中P_井底为井底的压力即地层静压，M为氮气的摩尔质量，z为氮气的压缩因子，R为常数8.314J·mol^-1·K^-1，T为井底温度(通过仪器测量可知)，z为相应温度和压力下的氮气的压缩因子(可通过软件获得)。

进行纯注气压力范围预测，计算公式如下：

其中，P_启动压力取经验值0.5-2MPa，P_注气压差取经验值0.7-1.5MPa，P_摩阻取经验值1.4-5.6MPa，ρ_{井口气体密度}取经验值0.33g/cm³。

各参数定义：P_地层静压为地层静止压力，也叫油层压力，是指油井在关井后，待压力恢复到稳定状态时所测得的油层中部压力；P_启动压力为注气设备出口至井口之间管线消耗的压力；P_摩阻是指氮气在管柱中流动的摩阻；P_注气压差为注气井井底压力与地层压力的差值；P_气柱压力为氮气静气柱压力；h为垂直油管高度；ρ_{井口气体密度}为井口的压力、温度条件下密度值，ρ_{井底气体密度}为地层的压力、温度条件下密度值，其中h为5500～7000m。

(3)注气方式设计：根据预测注气压力小于注气增压机80％的额定压力时，采用纯注气方式；否则采用气水混注降压方式。

(4)制氮方式选择：撬装式制氮拖车现场制氮，纯注气方式下氮气纯度要求≥97％，气水混注方式下氮气纯度要求≥99.2％；膜制氮方式氮气纯度可达到97％以上，组合式变压吸附制氮方式氮气纯度可达到99.2％以上；

(5)注气井口设计：注气首选70MPa采气井口，该井口承压高、气密封；其次采用70MPa注气-采油一体化井口，能够满足注气后直接转抽；以降本增效为目的，气水混注井可选用105MPa修复采油井口，注气过程中严格控制注气压力不大于40MPa。

(6)注气管柱设计：材质采用P110S或以上材质；扣型首选金属气密封扣，气水混注井可选TP-JC扣型；对稀油井采用稀油井注气采油一体化管柱，配套杆式泵，固定式抽油杆悬挂器(专利号为ZL201420254893.8)，注气前上提抽油杆若干，保证柱塞提出泵筒后，利用抽油杆悬挂器将井内抽油杆固定；注气开井转抽时将柱塞入泵实现抽油生产；对稠油井掺稀生产，采用稠油井注气采油一体化管柱，配套抽稠泵，固定式抽油杆悬挂器和配套单流阀(专利号为ZL201420228291.5)或循环滑套。

(7)施工完毕后先用油田水大排量顶替完油管内的氮气，为防止焖井过程中管柱发生腐蚀结垢，再注满一个井筒容积的稀油后焖井。

实施例2：预测注气压力的比较

对照例：采用Beggs-Brill方法计算的注气压力。

实验例：

采油实施例1的方法确定的最优注气速度、注气压力范围和气柱压力、注气方式、制氮方式、注气井口方式、注气管柱进行是施工，测定现场注氮气实际压力；由于每口井的固有性质不同，现场注氮气实际压力是指油井和其他设备按照实施例1的方法设计，现场注氮气施工时最平稳的压力，可以从设备读出。

采用式(1)计算注气压力预测值，P_启动压力，P_注气压差，P_摩阻取经验值。

预测注气压力的结果见表1，

表1注气压力预测数据对比表

可见采用式(1)计算最大注气压力预测值比现场实际注气压力略大，在设计完成后，现场采用的设备的参数完全可以达到现场注氮气实际压力，既满足了生产的需求也满足了安全的需求；而Beggs-Brill方法计算的注气压力均比现场实际注气压力小，在实际应用中，预测注气压力比实际注气压力小时，在设计完成后，现场采用的设备的参数不足以达到现场注氮气实际压力，会造成采油过程注气压力不足，但如果再增大注气压力，会造成安全隐患。

Claims (10)

1.一种缝洞型油藏注氮气设计方法，其特征在于，包括预测注气压力；

所述预测注气压力包括测定地层静压P_地层静压，测量井底温度T和计算注气压力P_注气压力和气柱压力P_气柱压力；

所述测量地层静压是指在油井关井后，待压力恢复到稳定状态时，测量油层中部的压力P_地层静压；

采用式(1)得到预测注气压力：

其中，P_启动压力为注气设备出口至井口之间管线消耗的压力，取经验值0.5～2MPa；P_注气压差为注气井井底压力与地层压力的差值，取经验值0.7～1.5MPa；P_摩阻是指氮气在管柱中流动的摩阻，取经验值1.4～5.6MPa；ρ_{井口气体密度}是在井口压力、温度条件下的井口气体密度值，取经验值0.33g/cm³；P_气柱压力为氮气静气柱压力；h为垂直油管高度；g是重力常数；

ρ_{井底气体密度}为所述地层静压、地层温度条件下密度值，通过公式ρ_{井底气体密度}＝P_地层静压M/zRT计算而得，M为氮气的摩尔质量，z为井底温度T和地层静压P_地层静压下的氮气的压缩因子，R为常数8.314J·mol^-1·K^-1，T为井底温度。

2.根据权利要求1所述的缝洞型油藏注氮气设计方法，其特征在于，还包括确定最优注气速度，是指对先导实验油井采用不同注氮气速度下测定其生产指标，具有最高累增油量和换油率的注氮气速度为最优注气速度。

3.根据权利要求1所述的缝洞型油藏注氮气设计方法，其特征在于，还包括确定注气方式：当所述预测注气压力小于注气增压机80％的额定压力时，采用纯注气方式；否则采用气水混注方式。

4.根据权利要求3所述的缝洞型油藏注氮气设计方法，其特征在于，所述纯注气方式下要求氮气纯度≥97％；所述气水混注方式下要求氮气纯度≥99.2％。

5.根据权利要求3所述的缝洞型油藏注氮气设计方法，其特征在于，还包括选择制氮方式：在所述纯注气方式下，制氮方式选择膜制氮；在所述气水混注方式下，选择组合式变压吸附制氮。

6.根据权利要求3所述的缝洞型油藏注氮气设计方法，其特征在于，还包括注气井口设计：如果是纯注气方式，则选择70MPa采气井口或70MPa注气-采油一体化井口；如果是气水混注井，则选用105MPa修复采油井口。

7.根据权利要求6所述的缝洞型油藏注氮气设计方法，其特征在于，注气压力低于40MPa。

8.根据权利要求6所述的缝洞型油藏注氮气设计方法，其特征在于，所述注气井口设计包括，采用注气采油一体化管柱。

9.根据权利要求8所述的缝洞型油藏注氮气设计方法，其特征在于，对稀油井采用稀油井注气采油一体化管柱，配套杆式泵，固定式抽油杆悬挂器；对稠油井采用稠油井注气采油一体化管柱，配套抽稠泵，固定式抽油杆悬挂器和配套单流阀或循环滑套。

10.根据权利要求1所述的缝洞型油藏注氮气设计方法，其特征在于，还包括焖井方式，指用油田水替换完油管内的氮气，再注满一个井筒容积的稀油后焖井。