致密油高含水井高壓物性取樣方法與應用

李暢

（吉林油田公司油氣工程研究院 吉林松原 138000）

1 前言

吉林油區(qū)致密油藏資源具有含油飽和度較低，儲層物性較差，微觀孔隙較小，地層原油滲流能力較低，壓裂獲得產(chǎn)能及油水同出等特點，致使本區(qū)在地下很難取到純油樣品以滿足行業(yè)標準對于“滿足室內(nèi)PVT化驗的合格樣品含水需低于5% ”的要求。為此，需要設計對此類致密高含水油藏適用的井下取樣方式，使得取得樣品滿足行標要求并具可用、可參考的實用價值。

2 致密油高含水井高壓物性取樣方法及現(xiàn)場實施

本文著力針對行業(yè)標準要求與致密油藏特殊性相悖的主要矛盾，即“滿足室內(nèi)PVT化驗的合格樣品含水需低于5% ”與“致密油已投產(chǎn)生產(chǎn)井現(xiàn)階段含水均高于80% ”的矛盾進行分析解決，形成一整套切實可行、具備推廣應用價值的致密油區(qū)塊PVT取樣技術方法。

2.1 前期準備工作

2.1.1 取樣井的選擇

前期通過理論分析、實地踏勘，對所選試驗井的砂組、產(chǎn)量、投產(chǎn)時長、地面情況等多方面進行考察，從地質、工程、地面及代表性等多層次因素綜合進行分析，最終選擇實驗井A滿足需求。選擇主體開發(fā)層的生產(chǎn)井；日產(chǎn)油選擇在1～3t、含水低于90%，既滿足取樣過程中對于液量的需求，又不至于影響高產(chǎn)井的正常生產(chǎn)；投產(chǎn)半年以上，生產(chǎn)穩(wěn)定；地面條件不受限，井排路路況良好，為放噴過程中倒液接替及取樣過程中井架設立等現(xiàn)場施工提供便利條件。

2.1.2 取樣器的選擇

對比行業(yè)內(nèi)多種取樣器的優(yōu)缺點，從掌握恰當?shù)臅r機對取樣工具進行開關操作，實現(xiàn)新鮮樣品對死油的替換及取樣工具的充分充注的角度，優(yōu)選出具備機械時鐘定時、氮氣持續(xù)注入保壓的SPS深井取樣工藝來滿足樣品單一性的需求。同時配備全不銹鋼地面保壓轉樣器來滿足保壓轉樣的功能。

2.2 取樣現(xiàn)場實施

2.2.1 最佳取樣位置的確定

取樣井工作制度調(diào)整嚴格按照中華人民共和國石油天然氣行業(yè)標準 SY/T5154—2014 油氣藏流體取樣方法執(zhí)行，氣、油、水的壓力梯度各不相同，而梯度變化點即對應油水界面和油氣界面，通過對A井靜壓、流壓力和溫度梯度的測試，根據(jù)現(xiàn)場測量的壓力與地層深度的關系，確定油水界面及油水過渡帶范圍，從而確定最佳取樣點。

靜壓靜溫梯度測試采用鋼絲+存儲式電子壓力計施工工藝，壓力計獲取完整的井筒壓力溫度數(shù)據(jù)，利用井深與壓力數(shù)據(jù)結合梯度結果進行分析，并經(jīng)線性回歸求出梯度方程：

靜壓梯度方程： Pws= 0.0095H +7.364（0-2100m）R2 =0.9998

靜溫梯度方程： Tws = 0.0357H +17.674（100-700m）R2 =0.9942

測試壓力計下到2100m，測量靜壓靜溫數(shù)據(jù)及梯度數(shù)據(jù)，折算至油層中部垂深2313.13m處，壓力為29.30MPa，溫度為97.57℃；以中部壓力及深度計算地層壓力系數(shù)1.29。靜壓梯度顯示：井筒內(nèi)所測范圍0～2100m平均靜壓梯度為0.95MPa/100m，流體以水相為主，0～200m為部分油和氣；靜溫梯度顯示，井筒內(nèi)所測范圍0～2100m平均靜溫梯度為3.57℃/100m。

同理測量井A流壓、流溫的梯度方程：

流壓梯度方程：Pwf= 0.0094H +5.432（0-2100m）R2 =1

流溫梯度方程：Twf = 0.0331H +38.338（100-1400m）R2 = 0.9942

測試壓力計下到2100m，測量流壓流溫數(shù)據(jù)及梯度數(shù)據(jù)，折算至油層中部垂深2313.13m處，壓力為27.23MPa，溫度為96.97℃。流壓梯度表及梯度圖6顯示：井筒內(nèi)所測范圍0～2100m平均流壓梯度為0.94MPa/100m，流體以水相為主；流溫梯度表及梯度顯示，井筒內(nèi)所測范圍0～1400m平均流溫梯度為3.31℃/100m。

結合以上測試數(shù)據(jù)，確定最佳取樣深度1800m（地層溫度91.3℃、地層壓力22.2～22.3MPa ）。

2.2.2 現(xiàn)場取樣實施過程

取樣過程主要采用逐步降低地面生產(chǎn)工作制度（即降低油嘴等級）從而降低產(chǎn)量，以提高井底壓力的方法，排除井筒附近沒有代表性的流體，使油藏流體在高于飽和壓力的條件下流入井筒。選用SPS深井取樣工藝于過渡帶（1800m處）頂部多次等溫、等壓取樣，獲取儲層PVT高壓物性樣品46只；并及時對樣品進行單品含水率＜90%、打開壓力相對誤差＜5%的初檢，16只合格；初檢合格樣品保壓轉樣運送至實驗室，進行飽和壓力相對誤差＜5%的復檢，9只合格；經(jīng)高溫高壓脫水處理，獲得約1200ml含水小于5%的樣品，滿足后續(xù)分析需求。后續(xù)實驗室高溫高壓密閉脫水并將合格單品混合，滿足用量后，按照行業(yè)標準進行PVT室內(nèi)分析，獲得地層流體的原始參數(shù)。

2.3 室內(nèi)化驗

對質量檢測合格的9支樣品在室內(nèi)進行高溫高壓脫水處理，保證地層原油在脫水裝置中能夠油氣互溶且油水分離，脫去地層原油樣品中地層水的同時又保證了樣品的代表性。

隨后進行室內(nèi)高溫高壓PVT相態(tài)分析，包括P-T相圖測試、等溫恒質熱膨脹實驗、單次脫氣實驗、地層油密度實驗、泡點前黏度測試、多次脫氣實驗、多次脫氣油黏度測試實驗、油組份和氣組份分析實驗等，最后進行實驗數(shù)據(jù)處理分析。

2.3.1 獲得井流物組分（見表1）

表1 井流物組分分析

井流物組成分布中，C1含量為20.31%，C2～C6含量為18.16%，C7+含量為61.53%，與國內(nèi)其他油田黑油油藏井流物組成相比，A井地層原油屬于典型的黑油體系，從擬三元相圖來看（圖1），位置落在典型的黑油油藏區(qū)域內(nèi)。

圖1 擬三元相圖

根據(jù)泡點壓力測試結果，在地層溫度 98.9 ℃下，A井地層流體的泡點壓力為 6.05 MPa，地飽壓差 17.78 MPa，原始油藏條件下地層流體呈現(xiàn)欠飽和相態(tài)特征，地層彈性能量較小。

2.3.2 獲得高壓物性參數(shù)（見表2）

表2 高壓物性參數(shù)

為支持致密油儲量計算、探明儲量提交、優(yōu)化開采方式、制定增產(chǎn)措施，提高油氣采收率提供了理論依據(jù)。

3 致密油高含水井高壓物性取樣方法應用效果

本文研究和現(xiàn)場應用獲取了第一手儲層高壓物性資料，支持致密油儲量計算，為2017年2000萬噸探明儲量提交提供依據(jù)。此外，課題獲得了飽和壓力，為致密油井人工舉升參數(shù)優(yōu)化提供依據(jù)，可有效控壓生產(chǎn)，延長油井穩(wěn)產(chǎn)期。以目前80口井計，控壓生產(chǎn)，預計單井控制日減產(chǎn)0.1t。

4 結論

（1）該實驗井主力開發(fā)儲層屬于常規(guī)黑油油藏，地飽壓差大；

（2）區(qū)域內(nèi)儲層流體受溶解氣含量的影響，高壓物性參數(shù)差異較大，尤其是氣油比和體積系數(shù)等參數(shù)；

（3）根據(jù)油藏多級脫氣實驗測試，A井液相體積收縮較小。建議初期可以適當放大壓差生產(chǎn)，進一步提高采油速度；同時盡早采取補充地層能量配套技術，以提高最終采收率；

（4）該實驗井原始地層流體采至地面閃蒸氣中C3+含量119.12g/cm3， C4+含量61.38g/cm3， C5+含量33.99g/cm3，油層產(chǎn)出氣中輕烴含量較高，勘探開發(fā)時地面需考慮采用二級分離器回收盡可能多的輕烴產(chǎn)品；

（5）根據(jù)泡點壓力測試結果，在地層溫度 98.9 ℃，A井地層流體的泡點壓力為 6.05 MPa，地飽壓差 17.78 MPa，原始油藏條件下地層流體呈現(xiàn)欠飽和相態(tài)特征，地層彈性能量較小。