CN112377171B - 一种非常规凝析气藏流体置换和流态控制井下取样方法 - Google Patents
一种非常规凝析气藏流体置换和流态控制井下取样方法 Download PDFInfo
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Abstract
本发明公开了一种非常规凝析气藏流体置换和流态控制井下取样方法，包括如下步骤：S1：关井使地层压力恢复到高于原始地层压力以上3~6MPa；S2：连接组装压力、温度以及密度监测管串；S3：通过油管或套管中下放监测管串到设计取样点位置；S4：采用小产气量放喷完成保压置换井筒滞留流体体积；S5：取出压力、温度以及密度监测管串；S6：将井下取样器连接组装成井下监测取样管串；S7：设置取样器阀门时钟控制时间，通过油管或套管中下入取样管串到取样点位置；S8：采用较大产气量放喷控制流态转变到段塞流或分层流和环雾流；S9：取样器根据设置阀门时钟打开和关闭自动完成井下取样，获得地层原始新鲜流体样品，取出井下监测取样管串，进行保压保温转样。
Description
技术领域
本发明涉及油气层取样技术领域，具体的涉及一种非常规凝析气藏流体置换和流态控制井下取样方法。
背景技术
对于勘探开发已获得工业油气流的油气井，获取代表储层原始状态下的流体样品，对油气藏流体性质的进一步测试，油气藏流体类型判断，开发方案的制定，具有至关重要的意义。
目前的油气藏流体取样方法主要分为地面取样与井下取样两类。地面取样需要精确测定分离器油气流速、温度等数据，在实验室按气油比复配得到井流物流体组成。地面取样操作简单、成本低、无需关井，但对于地饱压差较小的挥发性油藏或凝析气藏，在放喷取样过程中，地层压力迅速降低至露点或泡点压力以下。储层反凝析出油或原油脱气，造成井口气油比波动大，累积气油比不能代表地层真实气油比，复配样品失真，不能代表地层真实流体，导致流体性质测试出现误差。井下取样需保证取样点压力在饱和压力之上，才能获得地层真实流体样品。对地饱压差小的油气藏而言，井下取样点压力难以控制在饱和压力以上，近井地带同样存在气体反凝析或油脱气现象，导致取样点所取样品为凝析或脱气后样品，造成样品失真。
针对非常规凝析气藏，如低渗凝析气藏、页岩凝析气藏，即使采用井下取样仍然存在不能取得井下真实原始流体样品，其原因在于取样时的地露压差太小，取样压力窗口太窄(压后目前地层压力与原始地层压力只差剂为取样压力窗口)，大多数这类井在取样前进行了放喷，井底流压常常低于露点，使得井筒和近井地层析出凝析油。由于这类井采用注水大型压裂工艺，取样前关井使得地层压力恢复到原始地层压力以上(使注水保压的取样成为可能)，致使垂直井筒段、水平井段以及近井地层中析出的部分凝析油又反蒸发成气态，井筒和近井地层中凝析油气重力分异、对流扩散等原因，造成井下取样点周围的凝析气不是真正的新鲜原始地层流体。同时井下取样期间一般没有下油管，常常采用套管放喷生产，导致在低产气量下不能带出井筒中凝析油和水，在取样点处凝析油、气、水的流态常常处于泡状流，这时井下取样器获得的流体基本上是水。
发明内容
本发明的目的在于，针对上述问题，提出一种非常规凝析气藏流体置换和流态控制井下取样方法。
一种非常规凝析气藏流体置换和流态控制井下取样方法，包括如下步骤：
S1：目标凝析气藏完成射孔—洗井—压裂作业后，关井使地层压力恢复到高于原始地层压力以上3～6MPa；
S2：连接组装压力、温度以及密度监测管串；
S3：在油气井压裂液返排期间，通过油管或套管中下放监测管串到设计取样点位置，同时测试井筒温压梯度；
S4：采用小产气量放喷完成保压置换井筒滞留流体体积；
S5：取出压力、温度以及密度监测管串；
S6：将井下取样器连接组装成井下监测取样管串；
S7：设置取样器阀门时钟控制时间，通过油管或套管中下入取样管串到取样点位置，同时测试井筒温压梯度；
S8：采用较大产气量放喷控制流态转变到段塞流或分层流和环雾流；
S9：取样器根据设置阀门时钟打开和关闭自动完成井下取样，获得地层原始新鲜流体样品，取出井下监测取样管串，进行保压保温转样。
步骤S4的具体步骤为：选择直径为2mm油嘴放喷生产，监测井下取样点的压力、密度变化，同时地面监测井口产量与压力变化，保持取样点压力高于地层原始压力，放喷时间要保证流体置换体积大于取样点以下水平井段体积，即地面油气水产量折算到井底的体积大于水平井段体积。
步骤S4中流体置换需要的放喷时间估计：根据取样点以下水平井段体积和放喷出的流体折算的井底体积相近来估算；其中：
所述取样点以下滞留流体计算公式为：
VR为取样点以下滞留流体体积/m3；Dc为水平井套管内径/m；LR为取样点以下井段长度/m；
所述取样点以下滞留流体返排时间计算公式为
TR为返排取样点以下滞留流体需要时间：h；qg为当前油嘴条件下井口产气速度：m3/h；qo为当前油嘴条件下井口产油速度：m3/h；qw为当前油嘴条件下井口产水速度：m3/h；Bg为天然气体积系数：m3/m3；Bo为原油体积系数：m3/m3；Bw为压裂液体积系数：m3/m3。
优选的，所述井下监测取样管串为测试井温、压力、密度组成的一体化仪器，所述井下取样器为时钟控制的井下常规取样器，可以连接1～2支。
优选的，所述步骤S7中取样器阀门时钟的设置时间为2～4小时。
所述步骤S8的具体步骤为：更换直径不超过6mm的油嘴进行放喷生产，密切监测井下取样点流体密度变化，判断井底流态，对凝析气保持段塞流或分层流和环雾流，控流体制密率不高于0.7g/cm3；若压力下降过快则更换小一级油嘴。
本发明的有益效果：针对地饱压差小的非常规凝析气藏，在注水保压取样基础上，提出了通过改变放喷制度来完成流体置换和流态控制的井下取样技术。在流体控压置换期间，采用小油嘴小产气量控制放喷生产，当达到置换体积后，采用大油嘴大产气量控制流态放喷生产，致使取样点保持单相原始地层流体。从而解决了现有井下取样技术无法取得地层真实流体样品的问题。本发明的井下取样方法，在保证取样点流体压力大于地层压力的同时，能够保证取样点位置的流体为地层原始流体，而且具有一定的样品数量。
附图说明
图1为本发明的实现步骤流程图。
图2为本发明小流量保压置换井筒滞留流体示意图。
其中：1—套管或油管，2—凝析气，3—气油界面，4—凝析油，5—油水界面，6—监测取样管串，7—水，8—压裂裂缝，9—地面数据采集系统。
图3为本发明大流量控制流态转化为段塞流或分层流、环雾流取样示意图。
其中：1—套管或油管，2—凝析油，3—凝析气，4—水，5—监测取样管串，6—压裂裂缝，7—地面数据采集系统。
具体实施方式
下面结合附图和实施例对本发明进一步说明。
如图1所示，一种非常规凝析气藏流体置换和流态控制井下取样方法，包括如下步骤：
S1：目标凝析气藏完成射孔—洗井—压裂作业后，关井使地层压力恢复到高于原始地层压力以上3～6MPa；
S2：连接组装压力、温度以及密度监测管串；
S3：在油气井压裂液返排期间，通过油管或套管中下放监测管串到设计取样点位置，同时测试井筒温压梯度；
S4：采用小产气量放喷完成保压置换井筒滞留流体体积；
S5：取出压力、温度以及密度监测管串；
S6：将井下取样器连接组装成井下监测取样管串；
S7：设置取样器阀门时钟控制时间，通过油管或套管中下入取样管串到取样点位置，同时测试井筒温压梯度；
S8：采用较大产气量放喷控制流态转变到段塞流或分层流和环雾流；
S9：取样器根据设置阀门时钟打开和关闭自动完成井下取样，获得地层原始新鲜流体样品，取出井下监测取样管串，进行保压保温转样。
步骤S4的具体步骤为：选择直径为2mm油嘴放喷生产，监测井下取样点的压力、密度变化，同时地面监测井口产量与压力变化，保持取样点压力高于地层原始压力，放喷时间要保证流体置换体积大于取样点以下水平井段体积，即地面油气水产量折算到井底的体积大于水平井段体积。
需要理解的是，步骤S4中流体置换需要的放喷时间估计：根据取样点以下水平井段体积和放喷出的流体折算的井底体积相近来估算；其中：
所述取样点以下滞留流体计算公式为：
VR为取样点以下滞留流体体积/m3；Dc为水平井套管内径/m；LR为取样点以下井段长度/m；
所述取样点以下滞留流体返排时间计算公式为
TR为返排取样点以下滞留流体需要时间：h；qg为当前油嘴条件下井口产气速度：m3/h；qo为当前油嘴条件下井口产油速度：m3/h；qw为当前油嘴条件下井口产水速度：m3/h；Bg为天然气体积系数：m3/m3；Bo为原油体积系数：m3/m3；Bw为压裂液体积系数：m3/m3。
需要理解的是，所述井下监测取样管串为测试井温、压力、密度组成的一体化仪器，所述井下取样器为时钟控制的井下常规取样器，可以连接1～2支。
需要理解的是，所述步骤S7中取样器阀门时钟的设置时间为2～4小时。
所述步骤S8的具体步骤为：更换直径不超过6mm的油嘴进行放喷生产，密切监测井下取样点流体密度变化，判断井底流态，对凝析气保持段塞流或分层流和环雾流，控流体制密率不高于0.7g/cm3；若压力下降过快则更换小一级油嘴。
如图2所示，对于多段压裂水平井，当地层注入大量压裂液后，措施后地层压力大于原始地层压力。在高压力条件下采用小油嘴进行压裂液控压放喷返排，地层流体仍然会被压裂液置换，依靠渗吸、绕流、冲洗等机理进行井筒，随压裂液一同产出。小流量返排期间，井筒出现油气水分层，井底取样点以下水平井段滞有大量以压裂液为主的液体。
如图3所示，当采用上述S8步骤，采用大油嘴放喷时，由于地层产气量大，水平段出现气水分层流，在经过井筒造斜点后，在井筒中形成段塞流或分层流和环雾流，此时的井筒流态为实现凝析气取样的有利条件。
Claims (5)
1.一种非常规凝析气藏流体置换及流态控制井下取样方法，其特征在于，包括如下步骤：
S1：目标凝析气藏完成射孔—洗井—压裂作业后，关井使地层压力恢复到高于原始地层压力以上3～6MPa；
S2：连接组装压力、温度以及密度监测管串；
S3：在油气井压裂液返排期间，通过油管或套管中下放监测管串到设计取样点位置，同时测试井筒温压梯度；
S4：采用小产气量放喷完成保压置换井筒滞留流体体积；
S5：取出压力、温度以及密度监测管串；
S6：将井下取样器连接组装成井下监测取样管串；
S7：设置取样器阀门时钟控制时间，通过油管或套管中下入取样管串到取样点位置，同时测试井筒温压梯度；
S8：采用较大产气量放喷控制流态转变到段塞流或分层流或环雾流；
S9：取样器根据设置阀门时钟打开和关闭自动完成井下取样，获得地层原始新鲜流体样品，取出井下监测取样管串，进行保压保温转样；
步骤S4的具体步骤为：选择直径为2mm油嘴放喷生产，监测井下取样点的压力、密度变化，同时地面监测井口产量与压力变化，保持取样点压力高于地层原始压力，放喷时间要保证流体置换体积大于取样点以下水平井段体积，即地面油气水产量折算到井底的体积大于水平井段体积。
2.如权利要求1所述一种非常规凝析气藏流体置换及流态控制井下取样方法，其特征在于，步骤S4中流体置换需要的放喷时间估计：根据取样点以下水平井段体积和放喷出的流体折算的井底体积相近来估算；其中：
所述取样点以下滞留流体计算公式为：
VR为取样点以下滞留流体体积/m3；Dc为水平井套管内径/m；LR为取样点以下井段长度/m；
所述取样点以下滞留流体返排时间计算公式为
TR为返排取样点以下滞留流体需要时间：h；qg为当前油嘴条件下井口产气速度：m3/h；qo为当前油嘴条件下井口产油速度：m3/h；qw为当前油嘴条件下井口产水速度：m3/h；Bg为天然气体积系数：m3/m3；Bo为原油体积系数：m3/m3；Bw为压裂液体积系数：m3/m3。
3.如权利要求1所述一种非常规凝析气藏流体置换及流态控制井下取样方法，其特征在于，所述井下监测取样管串为测试井温、压力、密度组成的一体化仪器，所述井下取样器为时钟控制的井下常规取样器，连接1～2支。
4.如权利要求1所述一种非常规凝析气藏流体置换及流态控制井下取样方法，其特征在于，所述步骤S7中取样器阀门时钟的设置时间为2～4小时。
5.如权利要求1所述一种非常规凝析气藏流体置换及流态控制井下取样方法，其特征在于，所述步骤S8的具体步骤为：更换直径不超过6mm的油嘴进行放喷生产，密切监测井下取样点流体密度变化，判断井底流态，对凝析气保持段塞流或分层流或环雾流，控流体制密率不高于0.7g/cm3；若压力下降过快则更换小一级油嘴。
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Non-Patent Citations (1)
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|---|
| 高温高压含水凝析气相态特征研究;石德佩等;《天然气工业》;20060325(第3期);第95-97页 * |
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