克拉玛依六九区产液剖面测试.docx
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克拉玛依六九区产液剖面测试
1.概况1
1.1地质概况1
1.2开发简况2
1.3常用监测技术的概况3
2.六、九区浅层稠油油藏常用测试技术的应用情况3
2.1常规温度、压力监测技术的应用情况3
2.2TPS—9000型吸汽剖面监测技术的应用情况4
2.2.1九5J230区TPS-9000吸汽剖面测试5
2.2.2九6区TPS-9000吸汽剖面测试5
2.2.3九7+8区TPS-9000吸汽剖面测试5
2.2.4九9区TPS-9000吸汽剖面测试6
2.2.5六东区TPS-9000吸汽剖面测试6
2.3五参数产液剖面测试技术的应用情况6
2.3.1九5J230区产液剖面测试7
2.2.2九6区产液剖面测试7
2.2.3九7+8区产液剖面测试7
2.2.4九9区产液剖面测试7
2.2.5六东区产液剖面测试7
3.六、九区浅层稠油油藏温度压力测试技术应用分析7
3.1常规温度压力监测技术的应用分析7
3.2TPS—9000型吸汽剖面监测技术的应用分析7
3.2.1九5J230井区95722井TPS—9000型吸汽剖面测试分析8
3.2.2九7井区970010井TPS—9000型吸汽剖面测试分析8
3.3五参数产液剖面测试技术的应用分析12
3.3.1九5J230井区产液剖面测试技术的应用分析12
3.3.2九6井区产液剖面测试技术的应用分析15
3.3.3九9井区产液剖面测试技术的应用分析15
3.3.4六东井区产液剖面测试技术的应用分析15
4.结论15
六、九区浅层稠油油藏
常用测试技术应用效果分析
1.概况
1.1地质概况
六、九区浅层稠油油藏位于准葛尔盆地西北缘,距离克拉玛依市区40km,构造上位于克~乌大逆掩断裂上盘的超覆尖灭带上,主要含油层系有上侏罗系齐古组稠油油藏、下侏罗系八道湾稠油油藏,其地质特征为:
1、齐古组油藏特征
(1)油藏埋藏浅、构造简单
六、九区齐古组稠油油藏埋深为120~420m,油藏主要分布在180~320m之间,与上覆白垩系吐古鲁组及下伏侏罗系西山窑组等地层均呈角度不整合接触,其顶底部构造形态均为向东南缓倾的单斜构造,地层倾角4°~9°。
(2)油层分布受构造和岩性控制,油层分布稳定
六、九区油藏油层分布在平面分布上主要受构造和岩性控制,其主要含油岩性为中细砂岩、沙砾岩和含砾不等砾砂岩,无活跃边底水。
油藏内油层分布较为稳定,平均沉积厚度100m,油层有效厚度5~25m,油层系数0.57。
(3)储层物性好,非均质性严重
六、九区稠油油藏油层主要由胶结疏松的砂岩及沙砾岩组成,储层物性较好,油层平均孔隙度31.7%,油层渗透率3.0um2,含油饱和度58%~75%,平均68%。
但由于该区平面上和剖面上含油岩性及胶结程度变化大,油层非均质性严重,平面上渗透率级差5.6倍,剖面上为14.7倍,变异系数0.56~0.72,突进系数4.5~26.1。
(4)原油性质具有三高四低及原油粘度变化大的特点
根据原油性质分析结果,原油性质具有凝固点低,含蜡量低,沥青含量低,含硫量低和原油密度高,酸值高,胶质含量高及原油粘度变化大的特点。
原油密度大:
0.924~0.95g/m3
原油粘度差异大:
(20℃)2300~3669486mPa.s
酸值含量高:
4.17~4.95mgKOH/g
胶质含量高:
13.7%~25.2%
含蜡量低:
0.6~0.65%
含沥青质低:
0~1.11%
含硫量低:
0.12~0.35%
凝固点低:
(1200~300℃馏份)-40℃~70℃
(5)溶解气量小,天然驱动能量弱
六、九区油藏原油粘度高,其溶解气量仅为5m3/5m3,压力系数1.03,原始地层温度20℃,再加之无活跃边底水,因此靠天然能量开发没有产量。
2、八道湾组稠油油藏特征
九区八道湾组稠油油藏位于克—乌大断裂上盘超覆尖面带上,其上与齐古组地层呈整合接触,下与石炭系地层呈不整合接触,岩性多为自下而上由粗变细的正旋回沉积,沉积厚度85~95m,油藏埋深430~630m,平均530米,依据沉积旋回及岩性组合,自下而上划分为BD5、BD4、BD2+3、BD1四个砂层组,其主力油层为BD5砂层组,平均有效厚度为10.8m,平均孔隙度28.6%,平均渗透率1.969um2,含油饱和度79%,原油性质具有一低三高的特点,即含蜡量低(平均为2.6%),凝固点高(-23℃~+16℃,平均为2.6℃),酸值高(平均为4.17mgKOH/g),原油粘度高(20℃时平均原油粘度为27528mPa.s),但粘温反应敏感,地面原油密度平均为0.938g/cm3。
1.2开发简况
克拉玛依六、九区齐古组浅层稠油油藏自1984年从九1区投入开发以来,已先后投入开发了九1(J31),九2(J31),九3(J31),九4(J31),九5(J31),九6(J31),九7+8(J31),九9(J31),九6(J11),九9(J11),六1(J31),六2(J31),六中(T21),六东(T21),九浅41井(J31),J230井区(J31)、古16井区(C)共18个层块,自2000年1月起九1~九5划归新港公司后,目前重油公司辖区内共有九6、九7、九8、九9、九区南、六区齐古、六区克下、九浅41井区、J230井区等层块,共动用含油含油面积50.74Km2动用储量9501.05×104t,开发方式主要为吞吐和汽驱,截至2006年11月,共有生产井4170口,其中注汽井181口,采油井3989口,累计注汽7615.2648×104t,核实累计产油1789.0715×104t,累计产水8050.16223×104t,累积油汽比0.23,采出程度18.8%。
2006年11月日注水平27141t/d,核实日产油5257t/d,含水84%,油汽比0.20,其中蒸汽吞吐日注汽20512t/d,核实日产油4639t/d,含水83%,油汽比0.23,蒸汽驱日注汽6629t/d,核实日产油618t/d,含水92%,油汽比0.10.目前油田处于蒸汽吞吐和蒸汽驱开采并存阶段,共有181个(不含46口报废井)井组590口(不含229口报废井)采油井转入面积驱生产,吞吐采油井有3319口,平均吞吐轮次4.9轮,稠油开发已全面进入中后期生产阶段。
经过研究、试验、攻关,以形成一套比较成熟的监测技术,为稠油稳产上产提供了保障。
浅层稠油油藏注蒸汽开发,对研究蒸汽吞吐、蒸汽驱油藏动态和提高采收率的措施,需掌握油水性质变化状况,油层温度压力分布规律,油层剖面、平面动用状况,蒸汽在油藏中运动特征,及如何检验措施效果等一系列涉及到稠油动态监测技术问题。
1.3常用监测技术的概况
克拉玛依六、九区浅层稠油油藏在“七五”期间使用的是高产耐温较高的JY72—1型机械式温度压力计,“八五”期间引进了美国阿美拉达的RPG—3型和KUSTER的KPG型压力计,为了进一步提高测试资料的准确性和扩大测试范围,“九五”期间就已开始推广应用耐高温的电子式温度压力计。
吸汽剖面监测技术是于1990年和1993年先后引进的美国普鲁埃特国际工业公司生产的TPS—9000型高温高压测试仪,为地面高温直读测试,主要用来掌握油井注汽过程中各小层吸汽状况的主要手段,它可以在注汽过程中连续测量温度、压力、流量对应油层的变化值,具有定量性强、小层分辨率高等特点。
该技术于1998年完成国产化。
在2006年底华隆公司又对TPS—9000型吸汽剖面监测仪的数控设备进行了改装,以便用于内接箍井的监测测量。
产液剖面测试技术,该技术主要用来了解注采井网中采油生产井每个小层的产出情况,掌握地层注汽动向和主力产液层。
为确定下一步注汽方案提供指导依据。
1997年以前一直使用的是MX—240仪器,现主要采用的是AT+和SGX-3五参数仪对注汽井产液层段的温度、压力、流量、套管接箍数据以及含水率的进行测试的。
2.六、九区浅层稠油油藏常用测试技术的应用情况
2.1常规温度、压力监测技术的应用情况
在稠油热采开发过程中,录取热采井的温度、压力资料已成为生产设计的一项必要手段。
稠油粘度高,存在一个敏感温度点,生产过程中油层温度、压力的变化,有助于分析油层供液规律,优化设计举升参数,提高周期采油量。
我们现在主要用到的是CEP-H2、CY、DSY4-T350、EPT系列的电子压力计对油井进行温度、压力测试的。
通常这些压力计都属于井下存储式电子压力计,操作时是将已编程的井下仪器(包括压力传感器、电子存储器和电源),用录井钢丝下入井内预定深度,压力传感器将被测压力转换成与压力成一定关系的频率电信号,经电子存贮器处理成数字形式后,储存在记忆块或磁带上。
测试完毕,仪器起出井筒后,再通过地面回放设备,将储存与存贮器记忆模块或磁带上的数据回放出来,进行打印、处理和解释。
对于油井温度、压力测试公司每年都有相应的测试计划:
(1)2005年对六东区的7口汽驱采油井进行了双管法流压测试;对九6区的14口汽驱采油井进行了测试,其中有双管法流压、双管法静压、常规法静压测试;对九7区的2口汽驱采油井,分别进行了双管法静压、常规法静压测试;对九8区的52口井,其中有汽驱采油井也有稠油吞吐井,进行了相应的双管法流压、双管法静压、常规法静压测试;对九9区的18口稠油吞吐井进行了双管法流压、双管法静压、常规法静压测试。
这五个井区的温度、压力测试所用的存储式电子压力计类型有CEP-H2、EPT、CY-2。
(2)2006年对六东区的10口汽驱采油井,1口稠油吞吐井进行了双管法流压、双管法静压、常规法静压测试;对九6区的71口注水井以及汽驱采油井进行了双管法流压、双管法静压、常规法静压测试;对九7区的3口井进行了常规法静压测试;对九8区的12口汽驱采油井,1口稠油吞吐井进行了双管法流压、双管法静压测试;对九9区的4口稠油吞吐井,3口汽驱采油井进行了双管法流压、双管法静压、常规法静压测试。
测试时所用到的压力计类型有DSY4-T350、CEP-H2、EPT、CY-2。
(3)2007年对六东区的7口汽驱采油井进行了双管法流压、双管法静压测试;对九6区的20口汽驱采油井、7口注水井进行了双管法流压、双管法静压、常规法静压测试;在今年上半年还没有对九7区的井进行过测试;对九8区的12口汽驱采油井进行了双管法流压、双管法静压测试;对九9区的5口稠油吞吐井进行了双管法流压测试,其中一口进行的是双管法静压测试。
测试时所使用到的压力计类型有DSY4-T350、CEP-H2、EPT、CY-3。
2.2TPS—9000型吸汽剖面监测技术的应用情况
TPS—9000型吸汽剖面监测仪这套仪器是车载式一体化测试设备,它是由测井支架、防喷管、滚筒,“欧南”发电机,下井仪器,充氮气和氮气增压系统,地面数据采集系统,计算机操作室组成,此仪器的整体设计合理,结构紧凑简单,操作方便,于1990年和1993年从美国引进后,现一直在使用。
在2006年底华隆公司对TPS—9000型吸汽剖面监测仪的数控设备进行了改装。
(为何改装,改装后有何利弊?
)
经过十几年的现场实践表明,已全面地掌握该测井设备的各种技术状况,从现场的操作,仪器的维护保养,检验,设备的改造组装到室内资料的全面解释。
该技术的工作原理是采用热电偶测温,毛细管测压,宝石涡轮流量计测蒸汽中心流速的方法实现流量测量,同时应用磁定位信号检测井下管柱接箍,实现仪器井下校深。
该技术通过高温电缆直接将测试数据传入地面计算机中,同时记录并显示温度、压力、流量参数及曲线。
通过数据计算得到井筒热损失、蒸汽干度及油层的纵向吸汽剖面。
TPS—9000型测试技术除可以进行三参数测试来检测油井的吸汽能力外,还可以通过对油井温度、压力两个参数的测试来达到对油井找漏的目的。
2.2.1九5J230区TPS-9000吸汽剖面测试
九5J230区在剖面上以上侏罗统齐古组J3q为主,有3个生产层位分别是G22-1、G22-2、G22-3。
在今年上半年分别对951035、951156、951180、951181、951370、95722这7口井进行了TPS—9000吸汽剖面三参数测试,注汽压力一般在4.16~9.36Mpa之间;2006年时没有测试,2005年是对951108、951157、951605、95722、95911、95997这6口井分别进行了TPS—9000吸汽剖面三参数测试,注汽压力一般在3.6~6.62Mpa之间。
2.2.2九6区TPS-9000吸汽剖面测试
九6井区在剖面上以下侏罗统八道湾组J1b、上侏罗统齐古组J3q为主。
上侏罗统齐古组J3q有三个生产层位分别G22-1、G22-2、G22-3。
下侏罗统八道湾组J1b是以BD5生产层位为主。
九6井区在2005年、2006年、今年都相应的有TPS—9000吸汽剖面三参数测试,2005年有3口井分别是96321、96355、96388,注汽压力在0~3.06Mpa之间;2006年也有3口井分别是961157、96164、96642,注汽压力在2.02~4.88Mpa之间;今年上半年有4口井分别是96766、961618、961712、961316,注汽压力在2.58~9.65Mpa之间。
2.2.3九7+8区TPS-9000吸汽剖面测试
九7+8井区在剖面上以上侏罗统齐古组J3q为主要层位,有三个生产层位分别G22-1、G22-2、G22-3。
九7井区在2006年和2007年都有相应的吸汽剖面三参数测试。
2006年对970010、970011、970021、970022、970041、970051、970060、970094这8口井分别进行了测试,注汽压力在1.25~6.05Mpa之间;2007年对970010、970012、970066、970067这4口井分别进行了测试,注汽压力在1.66~4.27Mpa之间。
九8井区在2005年和2007年有相应的吸汽剖面三参数测试,在2006年没有进行过此测试。
2005年是分别对98001、98036、98159、98178、98517、98518、98536、98575、98588这9口井进行了三参数测试,注汽压力在1.99~3.31Mpa之间;2007年是对980064和980248这2口井进行的三参数测试,注汽压力在0~3.54Mpa之间。
2.2.4九9区TPS-9000吸汽剖面测试
九9区在剖面上以下侏罗统八道湾组J1b、上侏罗统齐古组J3q为主,今年上半年共进行了2井次的TPS—9000吸汽剖面三参数测试,测试井分别为990614、990029,注汽压力在8.94~9.3Mpa之间。
2006年没有对该井区做过测试,在2005年的时候对990106、990328、99140、99707井做了相应的TPS—9000吸汽剖面三参数测试,测试压力在2.08~6.41Mpa之间。
2.2.5六东区TPS-9000吸汽剖面测试
六东区在剖面上以中三叠统克下组为主,生产层位有S71、S72、S73、S74。
2005年、2006年、今年相应的都有TPS—9000吸汽剖面三参数测试。
2005年有2口井分别是65011、65505,注汽压力在4.9~6.64Mpa之间;2006年有5口井分别是65145、65170、65358、65361、65395,注汽压力在1.79~2.59Mpa之间;今年上半年有3口井分别是65373、65383、65486,注汽压力在7.43~9.32Mpa之间。
2.3五参数产液剖面测试技术的应用情况
从1997年开始,就由五参数仪测试技术取代了原先的MX—240产液剖面测试技术。
五参数产液剖面测试技术主要用于监测稠油热采井注汽后放喷过程中产液剖面测试以及用于测量注汽井生产过程中井下每个小层的产液量。
(1)高温放喷产液剖面测试仪
高温产液剖面测试仪能够测试注汽井放喷过程中产液层段的温度、压力、流量、套管接箍数据。
通过高灵敏度流量计判明各油层产液情况。
采用磁定位触发方式准确检测套管接箍,与地面深度实时跟踪仪有效结合,实现存储式测试过程中的深度校正。
最终通过专门开发的解释及出图软件完成计算出与深度对应的各层位产液量,生成国际通用API标准解释曲线图,包括各层位产液量,与流量对应的流量传感器涡轮转速,温度,压力,微差,电缆起下速度以及接箍信号。
(2)高温环形空间产液剖面测试技术
该项技术为直读测试方式。
仪器由车载高温电缆通过偏心井口从油管、套管
环形空间下入,下至预定深度后,通电打开集流伞,由涡轮流量计测试液体流量;该点测试结束后,收伞,移至下一测点进行测试。
无论是自喷井测试还是抽油井测试我们选用的都是集流式流量计,因为流量通常要达到50m3/天时才可选用连续流量计,六、九的浅层稠油井的最高流量也只有(?
)。
2006年共对六、九区的稠油井进行了35井次的测试,今年上半年共进行了33井次的测试。
2.3.1九5J230区产液剖面测试
九5J230井区在2005年、2006年、今年都对一些井进行了产液剖面测试。
2005年对该井区的14口井进行了测试,日产液量在3.3~28.5t/d之间;2006年对该井区的19口井进行了测试,日产液量一般在0~40t/d之间;2007年上半年是对该井区的18口井进行了测试,日产液量一般在3.3~21.2t/d之间。
2.2.2九6区产液剖面测试
九6井区在2005年、2006年、今年都对一些井进行了产液剖面测试。
2005年对该井区的8口井进行了测试,日产液量一般在5.5~24.7t/d之间;2006年对该井区的4口井进行了测试,日产液量一般在16.6~25.5t/d之间;2007年对该井区的6口井进行了测试,日产液量在8.5~25t/d之间。
2.2.3九7+8区产液剖面测试
九7+8井区在在今年没有进行产液剖面的测试,在2005年九7区、九8区都各有2口井进行了测试,日产液量一般在1.5~11.7t/d之间;2006年只有九8区的2口井进行了测试,日产量一般在6.8~10.6t/d之间。
2.2.4九9区产液剖面测试
九9区在2005、2006、2007年也都有一些井的产液剖面测试,2005年有4口井进行了测试,日产液量在7.8~20.6t/d之间;2006年有3口井,日产液量一般在5.9~20.6t/d之间;今年有4口井,日产液量一般在5.9~9.3t/d之间。
2.2.5六东区产液剖面测试
六东区在2005~2007年中都有井的产液剖面测试,2005年有4口井,日产液量一般在3.5~20.5t/d之间;2006年也是有4口井,日产液量一般在4.4~22.8t/d之间;2007年有5口井,日产液量一般在4~11.4t/d之间。
3.六、九区浅层稠油油藏温度压力测试技术应用分析
3.1常规温度压力监测技术的应用分析
在稠油热采开发过程中,录取热采井的温度、压力资料已成为生产设计的一项必要手段,稠油粘度高存在一个敏感温度点,监测生产过程中油层温度、压力的变化,有助于分析油层供液规律,优化设计举升参数,提高周期采油量。
3.2TPS—9000型吸汽剖面监测技术的应用分析
TPS—9000型吸汽剖面测试的主要意义在于通过测试资料认识和评价稠油注汽井纵向动用情况,为工艺措施提供指导依据,同时对油田开发的阶段性动态进行总结和评价。
九5J230井区95722井在今年上半年和2005年都有过测试;九7井区的970010井在今年上半年和2006年也都有过吸汽剖面三参数测试。
以下便是95722井、970010井的TPS—9000型吸汽剖面解释成果以及吸汽强度的柱状图。
3.2.1九5J230井区95722井TPS—9000型吸汽剖面测试分析
95722井在剖面上是以上侏罗统齐古组J3q为主,有两个生产层位:
G22-2生产层的射孔井段顶深为372m,底深377m;G22-3生产层的的射孔井段顶深为378m,底深380m。
在2005年的5月17日测试时提供的注汽压力是3.85MPa,今年的注汽压力有所提升是4.67MPa。
表3-1
井号
生产层位
测试日期
解释序号
吸气厚度
吸气量
日注气量
吸汽百分比
吸汽强度
吸汽状况
测试类别
amond
m
T/d
T
%
T/d.m
95722
G22-2
2005-5-17
1
5
94.7
195
48.6
18.94
吸汽一般
三参
95722
G22-3
2005-5-17
2
2
100.3
195
51.4
50.15
吸汽很好
三参
95722
G22-2
2007-6-30
1
5
118.3
166
71.3
23.66
吸汽较好
三参
95722
G22-3
2007-6-30
2
2
47.7
166
28.7
23.85
吸汽较好
三参
图3-1
从此吸汽剖面图可以看出G22—1生产层在今年的测试中,吸汽百分比有所增加,但G22—2生产层的吸汽百分比却有所降低。
总的来说,从2005年、2007年的测试解释成果表中,我们可以看出这两个层位的吸汽强度还是属于较好的。
3.2.2九7井区970010井TPS—9000型吸汽剖面测试分析
970010井在剖面上是以上侏罗统齐古组J3q为主,有三个生产层位:
G22-1生产层有两个射孔井段:
第一个射孔井段的顶深为160m,底深162m;第二个射孔井段的顶深为164m,底深164.5m。
G22-2生产层有三个射孔井段:
第一个射孔层段的顶深为166m,底深167.5m;第二个射孔层段的顶深为168m,底深169m;第三个射孔层段的顶深为171.5m,底深172.5米。
G22-3生产层有三个射孔层段:
第一个射孔层段的顶深为180m,底深181m;第二个射孔层段的顶深为182.5m,底深183.5m;第三个射孔层段的顶深为185m,底深189m。
在2005年的5月17日测试时提供的注汽压力一般是在2.26~2.31MPa之间,今年的注汽压力有所提升是在4.13~4.18MPa之间。
表3-2
井号
生产层位
测试日期
解释序号
吸气厚度
吸气量
日注气量
吸汽百分比
吸汽强度
吸汽状况
测试类别
amond
m
T/d
T
%
T/d.m
970010
G22-1
2006-6-6
1
2
29.8
128
23.3
14.9
吸汽一般
三参
970010
G22-1
2006-6-6
2
0.5
27.4
128
21.4
54.8
吸汽很好
三参
970010
G22-2
2006-6-6
3
1.5
4.9
128
3.8
3.27
吸汽差
三参
970010
G22-2
2006-6-6
4
1
4.4
128
3.4
4.4
吸汽差
三参
970010
G22-2
2006-6-6
5
1
4.4
128
3.4
4.4
吸汽差
三参
970010
G22-3
2006-6-6
6
1
6.3
128
5
6.3
吸汽差
三参
970010
G22-3
2006-6-6
7
1
15.2
128
11.8
15.2
吸汽一般
三参
970010
G22-3
2006-6-6
8
4
35.7
128
27.9
8.93
吸汽差
三参
970010
G22-1
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