• / 5
  • 下载费用:5 下载币  

天然裂缝性底水驱CO-2气藏产能早期评价DD以阳5潜山CO-2气藏为例

关 键 词:
天然 裂缝 底水 CO 产能 早期 评价 DD 潜山
资源描述:
第16卷第1期 2005年2月 天然气地球科学 E【)6 2005 天然气田开发 天然裂缝性底水驱—以阳5潜山藏为例 生如岩 ,李孝军。 (1.石油大学。北京102249; 2.胜利油田有限公司地质科学研究院,山东东营257015) 摘 要:山东省惠民县境内的阳5潜山气藏是构造裂缝、溶蚀孔洞较为发育和具有底水的C():,气 藏。利用三次测试资料,分析了该气藏的试井特征,其是:(.动温度梯度曲线与室 内观察结果发现,流动纯C():气柱与静止柱的相态特征存在着明显的差异,在高于C() 临界 温度,井筒内就可能出现气、液两相形成的高密度流体(液态水、气态其水合物),在 265.8O 能开始有液态C() 生成,受其影响,井筒损失比较严重;②气井产 能较低,气藏稳产条件较差;⑧两层合采显著降低了气井产能。最后从多方面论证了气井合理初期 产能并提出了提高产能的主要措施:对地层采用酸化解堵措施以减小污染。采用小油管增加井筒内 流速以提高气流的携液能力。 关键词:单井产能;试井;相态特征;裂缝;底水;气田开发 中图分类号:献标识码:A 文章编号:1672一005)098—05 藏的开发正日益受到重视。由于其独特 的相态特性,藏的测试评价方法不同于常规 烃类气藏n]。为了科学、合理地开发利用阳5潜山的 资源,利用其三次测试资料,分析了气藏的试 井特征,从多方面论证了气井的合理初期产能,并提 出了提高产能的主要措施。 1 阳5潜山的地质特征 阳5潜山位于山东省惠民县境内,构造上处于 济阳坳陷阳信洼陷西部的八里泊潜山带。阳5潜山 是一个残丘形态较为完整的下古生界残丘一断块潜 山,其东一东南部边界为一条落差超过千米的大断 层,潜山内幕又被7条次级断层切割,这些断层为 运移提供了通道。目前仅完钻探井3口(阳2 井、阳5井、阳501井),其中2口获工业气流(阳2 井、阳5井)。阳5井位于残丘潜山高部位,潜山顶面 埋深2 366.5 m;阳2、阳501井位于潜山构造低部 位。由于奥陶系下马家沟组底部稳定发育的致密灰 岩段(约25~30 m)将上下两套渗透层隔开,形成了 马家沟组(气水界面2 645.5 m)和冶里一亮甲山组 2套气水系统(气水界面2 744.2 m)。 由于潜山内幕与上覆地层之间缺失上古生界、 中生界及孔店组,下古生界灰岩、白云岩暴露时间较 长,经历了多次构造运动。因此,潜山内幕构造裂缝 及溶蚀孔洞较为发育,是主要的储集空间。据薄片资 料分析,裂缝、微裂缝较为发育,致密裂缝宽度一般 小于o.Ol 平行发育;渗透层发育段,裂缝互 相穿插,纵横交错,呈树枝状或网状,薄片可见分支 裂缝宽度一般为0..5 裂缝一般为0.5 ~1.5 大落差可达5 缝多 为隐~细晶方解石充填或部分充填,个别充填白云 质或泥质。粗裂缝中充填细一中晶方解石晶体。溶 孔主要发育在方解石脉及含生物灰岩中,形态不规 则,大小一般为0.1~0.2 ,马家沟组灰岩孔隙度为5.3 ,冶里一亮甲山组 孔隙度为4.6%。 2 试井、试气特征分析 阳5井区2口探井共进行了5层6次测试,并 收稿日期:2004—10回日期:2004 11—1 6. 基金项目:中国石化股份公司2003年导向项目“阳信洼陷天然气滚动勘探开发可行性评价”(编号:助. 作者简介:生如岩(1 969一),男,山东东营人.工程师.主要从事天然气藏勘探开发研究工作.E—o.1 生如岩等:天然裂缝性底水驱藏产能早期评价——以阳5潜山藏为例 99 于1998年采用存储式电子压力计进行了系统试井 和探边测试(表1)。试气资料表明,阳5井区具有以 下特征。 (1)气藏属于正常压力和温度系统的高纯度 水气藏。气层中深在2 383~2 763 地层压力为24.8~27力系数在0.99~1.05 表l 阳5井区试气结果 井号试气日期 射孔井段(m) 厚度(I"11)油嘴(压(压(压(压(产水(日产气(×1O m ) 77.1o 2 716. 760.81 44.7 7.10 9.30 20.64 25.31 71.1 4. 128 5 阳2 78.05 2 5 508 5.o 2.5 o.O~1 7、5 5.77 24.804 o 1 2 0.51 9 2 78.02 2 611~2 645.4 2O.0 8 4.2o 5.60 1 2.59 26.01 9 3,1.7 1.67l 78·1o 2 380.4~2 386.o 5.6 8 6.47 6.78 1 7.91 24.1 2 5.625 3 94·04 5.6 8 5.4o 5.4o 1 2.26 24.12 3.385 5 5 7.40 23.11 25.65 0.2 94·07 2 535.O~2 546、o 11.o .2o 1 7.83 25.65 8.272 5 阳5 1j 6·50 14·67 25·65 1 2.892 2 2o 5.0(j 1 3.28 25.65 1 4.175 9 6 3.90 6.10 18.18 25.52 2.1 06 6 99·09 2 380.4~2 546.o 16.6 8 3.90 6.90 1 6.1 25.52 1.794 10 4.2O 6.9o 15.8 25.52 5.825 9 12 3.20 6.6o 14.71 25.52 7.113 1 之间,为正常压力系统。地层温度在93.7~107.4 之间,温度梯度为3.85 C/100 正常温度系统。 天然气中量为92.88 ~99.80%,量 一般小于5 ,地面天然气相对密度1.47~1.52,属 于高纯度的藏。试气过程中,阳2井3层均见 水,说明已探到气水边界。所以开发过程中应控制合 理的生产压差,以获得最佳的开发效果。 (2)井筒会出现液相,井筒损失较为严重。 2 500 界压力和临 界温度分别为7.40 0 K(3O.95(、),与 文献[2~4]发表的结果略有不同(临界压力为 7.38 界温度为304.35 K(31.2 C)。在地层 温度(93.7~107.4 C)下,地层压力降低,样品无露 点出现。因此,本区采用枯竭式开发方式,在 地层向井筒流动过程中,其压力、温度均在气相范围 内,不可能出现液相(凝析液),这对于开采是有利的 因素。选取6 用电子压力计在 200"00 次停留 10 得了该工作制度下的流压、流温资料。从 流动压力及流动温度梯度曲线(图1)可以看出,在 1 600 力梯度增 大,温度梯度降低),计算的井筒流体密度也由 384.29 kg/m。上升到414.39 kg/m。。流动纯气柱的 压力梯度应随井深的减小而减小,而静止气柱则不 同。由阳5井的体体积系数曲线可以看出 (图2),低于临界温度(28 C)与地层温度下(91 C) 的体积系数并未出现明显的差异,也说明流动与静 止气柱存在着明显的差异。这说明在高于 暑 耋 茎 鏊 0 罄 蒜 一 一 ; 一 暑 i 要(m) ◆温度梯度 ● 力梯度 图1 阳5井放喷时压力与温度梯度 临界温度(此点温度为71.32 C)的情况下,在 1 600 两相形成的 高密度流体(液态水、气态其水合物) ]。据 推算,在276.47 m、265.8O 动压力及流动 温度将分别达到临界条件,即可能开始有液态成;测试期间,井口存在白雾状液体也说明了这一 点。受其影响,井筒损失比较严重。测试井的井筒损 失在5.77~15.71 2),平均为 9.87 此,如何有效利用地层能量、减少井筒 损失是高效开发气藏的关键所在。 , l^ 一 × 芝 压力(▲28℃ ●图2阳5井体体积系数曲线 100 天 然 气地球 科 学 6 (3)气井产能较低,气藏稳产条件较差。由于前 期钻塞、后期大修及作业压井液长期浸泡,导致储层 污染非常严重。采用美国试 井解释软件,利用压力恢复资料求得加之 储层渗透性中等,所以造成测试生产压差较大(在 2.54~19.03 表2)。油、套压差在0.31 ~3.40 相同深度烃类干气藏油套压 差的4~5倍。两口井5层6次取得自然产能资料, 表2 阳5井区测试时压力损失情况对比 井号 m¨ m) (~ 10~气量nP/d)洫套(产((M—P 躯~(M d)/ 1 篙量气体比重 1,521 5 2.03 61,,,28 O.63 1.512() l,5 阳2井最高日产量为4.43 X 10 m。/d(生产压差 4.67 原始地层压力的18.45 9/6),阳5井最 高日产量为14.48×10 d(生产压差 12.37 原始地层压力的48.23 ),平均采 气指数平均为1.09 X 10 m。/(d·属于低产 气藏。由于气藏的稳产是以不断放大生产压差来实 现的,若初期生产压差大,可供放大的生产压差有 限,是制约气藏高效开发的主要因素,缩短了气藏的 稳产年限,降低了气藏开发的经济效益和社会效益。 气井投产前,可以考虑采用酸化或压裂等增产措施。 (4)两层合采显著降低气井产能。系统试井结 果表明,两层合采会使气井的产能显著降低,单位压 差的产气量明显下降,平均由单采的0.876× 10 m。/(d·降至合采的0.513 X 10 (d·所以,气井投产时,分层开采为最佳 选择。 3 早期产能评价 气井产能是气藏工程最重要的指标之一,其高 低直接影响气田的开发决策。由于阳5井区无试采 井,试气时间也较短,因此,本区产能的论证存在一 定难度。 3.1试井资料分析 无阻流量是判断气井产能大小和进行气井之间 产能对比的重要指标,也是确定气井合理产量的重 要依据。阳5井进行了两次系统测试(图3)。 登 q) ▲第一次测试果 ●第二次测i 果 图3阳5井指数式试井曲线 其中1994年7月在2 535.0~2 546.0 以得到指数式产能曲线方程为: R?一P 0.323 1 q)+0.986 1R 一 0.987 1 求得:q A(1×10 m。/d。1999年9月在 2 380.4~2 546.0 以得到指数 式产能曲线为: P 0.24l 1 q)+1.463 2R 一 0.989 4: 求得:q A(:40.05×10 m。/d 从变化趋势来看,两层合试的无阻流量要低于 单层开采。 但是,两次系统测试却均无法得到合格的二项 式曲线(图4)。根据国内外的实际操作经验,通过指 数式产能曲线得到的气井无阻流量一般偏高,从 生如岩等:天然裂缝性底水驱藏产能早期评价——以阳5潜山01 q(m’/d) ◆第一次测试结果 ▲第二次测试结果 圈4阳5并二项式试并曲线 3.2“一点法”无阻流量 通常采用一点法来计算气井的绝对无阻流量。 目前国内应用较为广泛的一点法计算公式有以下4 种 ·。]: 公式一:q A()F—q/(1.80.8P【)2) 公式二:q A()(1+48 一1] 公式三:q,、(】F=q/(1.043 4P 1) 公式四:q/(6) 式中P 为无因次压力,P r,一(尸 !一P r!)/从计算结果可以看出:无阻流量的变化范围较 大,而与指数式产能曲线得到的气井无阻流量差别 也很大,这说明测试过程尚未真正达到稳定或拟稳 态,所以得不到正确的具有线性关系的数据。而井间 无阻流量的差异反映了地层非均质性的影响。 3.3理论公式计算 采用了单相(气体)垂直流动气柱的公式,使用 ,在气井的实际 生产状况下,拟合了阳5井的地层渗透率(图5)。 量 q(m’/d) ◆第一次测试拟合●第二次测试拟合~一一试井解释结果 图5试并解释与计算渗透率对比 除去存在明显误差的一次测试外,拟合情况表 明:两层合试的拟合渗透率小于分层测试的渗透率。 随着测试产量的增加,拟合渗透率增大。所有拟合渗 透率均小于试井解释结果。 这说明:①分层开采的效果优于两层合采;② 由于地层渗透率较低及测试时间不足,测试时尚未 达到稳定或拟稳态;③随着测试的进行,地层污染在 逐步排除。 3.4节点系统分析 由阳5井的节点系统分析曲线(图6)可见,若 采用62初期协调产量在9.0× 10‘m。/采用75.9 初 期协调产量在11.0×10 m。/井底流压相 同的条件下,使用小油管比大油管能获得较高的产 量;但是影响幅度不大。从增加井筒内流速及经济角 度考虑,建议使用小油管投产。 = (x1 lJ m3/d) ◆62,5.6阳5并节点系统分析曲线 3.5合理初期产能的确定 无阻流量是指井底流压为0.1 量。由于气藏开采时井底压力不可能降到0.1 此无阻流量只具有产能横向比较的意义,以 其比例来确定合理产能只是一个经验标准,并无理 论依据。目前,国内外一般以绝对无阻流量的1/3~ 1/4作为气井的合理产能。分层测试的无阻流量取 25×10 m。/层合试的无阻流量取20× 10 m。/若取(1/3~1/4)×A()F, 则分层测试的理论合理产能在(6.25~8.33)× 10‘m。/两层合试的产能在(5.0~6.67)× 10 m。/根据前面各种方法对产能的分析,综合确定合 理产能取值为分层取8.0×10 m。/d,生产压差 7.76 层合采的产能取6.0×10。m。/d,生产 压差10.04 但是有以下两点值得注意:①由于测试时井底 压力尚未达到稳定,且有2层无静压资料,因而对计 算结果的可靠性会产生一定程度的影响,但是从另 一方面讲产能仍有一定潜力,从试井解释结果看,试 气产量是在气井有污染的条件下得到的,排除这些 影响因素后产量应该有所提高;②由于阳5井区存 天 然 气地球科 学 6 在底水,因此应合理控制气井产能,以防底水过早大 幅度锥进 “ 。 4 结论 (1)阳5潜山气藏是构造裂缝和溶蚀孔洞较为 发育、具有底水的藏。 (2)通过测试与室内观察结果的对比可以看 出,流动纯柱与静止柱的相态特征存 在着明显的差异。在高于界条件的情况下, 井筒内就可能出现了气、液两相(液态水、气态及其水合物)流动。在265.80 ,可能开始有液态成。受其影响,井筒损失 比较严重。 (3)气井产能较低,气藏稳产条件较差。两层合 采显著降低气井产能,应实行分层开采。 (4)由于测试时井底压力尚未达到稳定,因而 计算结果的可靠性受到影响。但是从另一方面讲产 能仍有一定潜力,从试井解释结果看,试气产量是在 气井有污染的条件下得到的,排除这些影响因素后 产量应该有所提高。 (4)提高产能的主要措施是采用酸化解堵以降 低污染,采用小油管增加井筒内气体流速以提高其 携液能力。 致谢:承蒙胜利油田地质院刘华、项希勇、丁良成等 同志给予指导和帮助,在此表示谢意。 参考文献 [1]张川如,虞绍永.二氧化碳气井测试与评价方法[M].北京: 石油工业出版社,1999. [2] F. J,],1992,44(4):396—399. [33 克林斯M A.二氧化碳驱油机理及工业设计[M].程绍进译. 北京:石油工业出版社。1989.69. [43洪世铎.油藏物理基础[M].北京:石油工业出版社,1989.9. [5] B, R.in ].J 971,(1—3):33. [6]鲁宜全,张钦东,魏守进.气藏测试评价[J].油气井 测试,2001,1O(1,2):24—26. [7]陈元千.确定气井绝对无阻流量和产能的一个简易方法[A]. 陈元千.油气藏工程计算方法[c].北京:石油工业出版社, 1990:27—33. [8]丁传柏,史乃光.折算气相原始无阻流量Q。的概念及计算方 法[A].天然气工业,(1):21—24. [93杨继盛.采气工艺基础[M],北京:石油工业出版社·1992;32. [洪印、底水气藏气井动态模拟研究[J],新疆石油地质, 1991,12(5):31—35. [11]康晓东,李相方,程时清,等.裂缝性有水凝析气藏开发开采 中的若干问题——以千米桥潜山凝析气藏为例[J].天然气地 球科学.2004,15(4):536—539. u—I.I 1.f’f 3002249,.5701 5,5 a O2 2.88 ~99.80 ,in n of of of )of it be of O2 of of O2,()2 in O2 to be at 65.8O m or so,by in is )is of is )of to is,of to of by of to of in er—as
展开阅读全文
  石油文库所有资源均是用户自行上传分享,仅供网友学习交流,未经上传用户书面授权,请勿作他用。
0条评论

还可以输入200字符

暂无评论,赶快抢占沙发吧。

关于本文
本文标题:天然裂缝性底水驱CO-2气藏产能早期评价DD以阳5潜山CO-2气藏为例
链接地址:http://www.oilwenku.com/p-18772.html
关于我们 - 网站声明 - 网站地图 - 资源地图 - 友情链接 - 网站客服客服 - 联系我们
copyright@ 2016-2020 石油文库网站版权所有
经营许可证编号:川B2-20120048,ICP备案号:蜀ICP备11026253号-10号
收起
展开