文档介绍：阿曼某深层超稠油油藏蒸汽吞吐先导试验单井注采效果
基础数据
油藏地质特征。试验井位于Ghaba岩盆南部,该井所在区块整体为一向西半背斜构造,目的层Miqrat,岩性为砂泥岩,,储层发育良好,,%,%,%。该井油藏中深1640m处油藏温度为64℃,,原油重度约为15?癆PI,50℃时粘度为145000mPa·s,为含硫超稠油。油藏类型为边底水构造油藏,。
油井基础数据。试验井于2010年12月12日完井,完钻深度为1854m,采用7″套管完井。射孔层位为Miqrat,射孔井段为1575~1605m和1610~1660m,共80m/2层,。
蒸汽吞吐各周期注汽和采油情况
注采管柱。采用杆式泵和真空隔热管作为注采一体管柱,第三、四周期注采管柱改进如下:更换注汽井口,额定温度由345℃提高到365℃;为减少井筒热损失,更换全井隔热管和热采封隔器,加深隔热管下入深度;管柱底部下入长效压力计,录取注采过程中井底压力和温度资料。注汽情况。因井口额定温度限制,第一、二周期注汽温度控制在345℃以下;第三、四周期更换井口后,注汽压力和温度提高了,但注入压力接近锅炉的安全极限,仍然难以将注汽温度提高到饱和温度,注汽干度难以保证。采油生产情况。从总体生产情况看,表现如下特点:产液含水高、平均日产油量低、周期生产时间短;第三周期的生产情况相对较好,平均日产油量高于前周期。
注采效果对比分析
注汽效果对比。注汽井口适应性。第一、二周期注汽井口额定工作温度345℃,远低于注汽压力下的饱和温度,制约了注汽质量。第三、四周期在更换注汽井口后,实际注汽温度达到355℃,高于第一、二周期10℃以上,更换井口能满足注汽压力和注汽温度提高的要求,只是由于锅炉的安全报警压力限制了注汽压力和温度的提高。
井筒隔热效果。第三、四周期更换隔热管及封隔器,并加深隔热管深度后,井筒的隔热效果也明显改善,主要表现为:第三、四周期注汽过程套管升高幅度小,表明油套环空热损失相对小;第三、四周期注汽过程中的油、套压差值小,表明封隔器的密封效果好。
注汽及焖井压力对比。各周期注汽及焖井井底压力明显高于前一周期,第四周期注汽压力最高,表明随着注汽轮次增加,注汽过程中油层吸汽更困难。
油层吸汽效果。吸汽剖面分析:井口蒸汽温度低于对应注汽压力下的饱和温度,实际井口及井底蒸汽干度均为0。射孔层位的各井段吸汽能力有差异,1585~1595m及1630~1640m吸汽相对好,而在1595~1605m及1650~1660m油层不吸汽。
加热效果对比:第三、四周期注汽及焖井期间的油层温度也高于第一、二周期,表明加热效果好于第一、二周期。
生产效果对比。各周期放喷情况对比:第一周期放喷后压力下降极快,放喷液量少,第二周期未放喷,第三、四周期注汽后具有一定自喷能力,也体现了第三、四周期的加热效果好于第一、二周期。各周期生产机采参数对比:从各周期的日产量看,现有抽油机机采参数能够满足举升要求。
稠油开采一般采用“长冲程、小冲次”来减少柱塞阻力,提高泵的充满系数,第三、四周期采取冲程调小,冲次调大进行生产,在含水高