一种高凝油油藏地层掺稀冷采新技术评价方法

摘要

本发明公开了一种高凝油油藏地层掺稀冷采新技术评价方法，利用高凝油下伏地层的稀油携带上伏地层的高凝油，进行地层掺稀，实现高凝油的有效开发。具体方法步骤为：1)基础数据分析；2)高凝油地层及温度筛选；3)掺稀层位与产量优选；4)掺稀比例优选；5)生产制度优化。该开采方法中地层掺稀概念和标准的提出和建立，借助于高凝油与其下伏地层的稀油油藏混合液量及温度优化，实现小规模及工程成本较高的高凝油开采优选提供科学依据。该方法能够充分利用开发区块中的地质、油藏、工艺信息，且具有考虑因素全面，操作简单，较符合实际情况的特点，能够实现高凝油油藏地层掺稀冷采工作，为油气勘探开发提供技术支撑。

说明书

技术领域

本发明涉及一种油藏地层掺稀冷采评价方法，具体为一种高凝油油藏地层掺稀冷采新技术评价方法，属于石油勘探开发应用技术领域。

背景技术

高凝油即高含蜡(35％)、高凝固点(40℃)原油，在我国辽河沈阳油田、大港枣园油田以及国外等地都有较多分布。由于凝固点高，导致其在地层条件下、流动性能较好，但是在地面条件下原油凝固,因此开采时一般采取两种方法。第一种是加热提高原油到达井口的温度，包括热流体循环、电伴热技术和隔热油管等技术。这些技术存在一次性投入高，耗电量较大，检修不方便等问题。第二种是添加化学药剂、掺稀油等措施降低原油凝固点，存在药剂配伍性、动态调整稀油掺入比例难等问题。这样就造成了高凝油开发成本居高不下，对于规模较大，作业成本较低的区块是可行的，但是对于规模较小的、地理位置较偏僻的高凝油油藏来说，这显然是不经济的，必须寻找新的开发方法，来有效开发高凝油油藏。

尽管有些学者已经认识到，掺稀油可以降低高凝油的凝固点，却局限于应用其他井稀油井口掺稀。也有些学者对高凝原油井筒温度场进行了研究，却局限于应用隔热油管来减少热损失。目前国内外文献未发现综合利用这两项技术对地下高凝油进行地层掺稀有效开发。综上所述，目前尚无高凝油地层掺稀方面的开采方法。

发明内容

本发明的目的就在于为了解决上述问题而提供一种高凝油油藏地层掺稀冷采新技术评价方法，解决地面条件复杂，储量较小的高凝油油藏的开发的难题，为油田高凝油的经济有效开发提供切实可行的技术支持。

本发明通过以下技术方案来实现上述目的，一种高凝油油藏地层掺稀冷采新技术评价方法，包括以下步骤：

步骤A、基础数据分析，所述基础数据包括：地质、测井、试油、试井、原油性质、井筒工艺数据；

步骤B、高凝油层位筛选，预测高凝油油层的温度与产液能力，筛选出的油层温度应超过原油凝固点14℃，以及有一定的生产能力；

步骤C、掺稀层位与产量优选，一般选择高凝油地层的下伏地层油层作为掺稀层位，并落实掺稀油层生产能力，保证掺稀油藏原油到达井口时，温度大于高凝油凝固点；

步骤D、掺稀比例优选，控制稀油与高凝油的比例，以充分降低高凝油的凝固点，要求高凝油比例在40％以下；

步骤E、生产制度优化，优选合理的生产制度，控制动液面在一个合理的水平，维持正常生产。

其中，在步骤B中，油层温度与原油凝固点之间必须要有较大温差，可根据公式来进行计算：

T_H＝ΔT+T_f

式中：T_H-油层温度，℃；

T_f-原油凝固点，℃；

ΔT-油层温度与原油凝固点之间温差，℃；

现场实践表明，温差ΔT≥14℃；

式中：T₀-地表温度；G-地温梯度，℃/100m；H-油层深度，m；

在步骤C中，一般选择高凝油地层的下伏地层油层作为掺稀层位，并保证油层有一定产液量，以使到达井口原油温度大于高凝油凝固点温度，可用下列公式来进行计算；

井口原油温度为：

T＝T_H+ΔT_e-T_h

式中:T-井口原油温度，℃；T_H-为油藏温度，℃；ΔT_e-井筒中原油升高温度，℃；T_h-井筒中原油降低温度，℃；

①、井筒液体温降

式中：T_h-为计算点温度,℃；h-为计算点深度，m；H-为油层中部深度，m；G-为地温梯度，℃/m；We-油层产出液的水当量，W/℃；Ue-产出液与地层间的传热系数，W/(m.℃)；

产出液水当量We的计算:

We＝C.q

式中:C为井筒混合液的比热容,J/(g.℃)；q为井筒混合液的质量流量,g/s；

②、井筒液体温升

电泵生产过程中对原油的升温可以简化为：

式中:Pi为潜油电泵输入功率，w；Po为潜油电泵输出功率，w；Pc为潜油电泵电缆发热功率，w；

优选的，在步骤D中，保持合适的高凝油和稀油的比例，有效降低原油凝固点，可根据公式来进行计算：

T_gm＝X_iT_gi+X_kT_gk+B_ikC_ikX_iX_k

式中：

T_gm,,T_gi,T_gk,分别为混合油，高凝油凝固点，稀油凝固点；

X_i，X_k，分别为高凝油，稀油两种原油质量占比；

C_ik＝±|T_gi-T_gk|^1.145

高凝油和稀油的产量计算，可用下式计算：

式中：Q₀-产量，m³/ks；K-渗透率，D；He-有效厚度，m；Pr-地层压力，MPa，Pwf-井底流压，MPa，μ-流体粘度，mPa.s；B，原油体积系数，无因次；r_e-泄油半径，m；r_w-井筒半径，m；S-射开程度表皮因子，无因次。

本发明的有益效果是：本发明中地层掺稀概念和标准的提出和建立，借助于高凝油与其下伏地层的稀油油藏混合液量及温度优化，实现小规模及工程成本较高的高凝油开采优选提供科学依据。该方法能够充分利用开发区块中的地质、油藏工艺信息，且具有考虑因素全面，操作简单，较符合实际情况的特点，能够实现高凝油油藏地层掺稀冷采工作，为油气勘探开发提供技术支撑，有良好的经济效益和社会效益，适合推广使用。

附图说明

图1为本发明流程示意图；

图2为本发明某区块井位构造图；

图3为本发明中井固井质量图；

图4为本发明中井底温度-井口温度关系图；

图5为本发明中不同液量温度关系图；

图6为本发明中G油田不同比例混合原油凝固点计算图；

图7为本发明中不同动液面/液量到达井口温度图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

请参阅图1所示，一种高凝油油藏地层掺稀冷采新技术评价方法，包括以下步骤：

步骤A、基础数据分析，所述基础数据包括：地质、测井、试油、试井、原油性质、井筒工艺数据；

步骤B、高凝油层位筛选，预测高凝油油层的温度与产液能力，筛选出的油层温度应超过原油凝固点14℃，以及有一定的生产能力；

步骤C、掺稀层位与产量优选，一般选择高凝油地层的下伏地层油层作为掺稀层位，并落实掺稀油层生产能力，保证掺稀油藏原油到达井口时，温度大于高凝油凝固点；

步骤D、掺稀比例优选，控制稀油与高凝油的比例，以充分降低高凝油的凝固点，要求高凝油比例在40％以下；

步骤E、生产制度优化，优选合理的生产制度，控制动液面在一个合理的水平，维持正常生产。

步骤A中：基础数据的收集和分析

1.1基础信息整理

地质数据，原油性质数据；井筒工艺数据，测井曲线数据，试油、试井数据，本区及邻区试井数据等是主要数据来源，在对某区块基础资料整理的过程中，发现了该区块存在上下两种不同性质的原油，埋藏较浅的上组合为高凝油，凝固点为62℃，埋藏较深的下组合为稀油，凝固点为36℃(表1)。对于上套高凝油，凝固点远远大于40℃的高凝油标准，开采难度较大。同时高凝油储量较小，只占总储量的15.3％。该地区地处沙漠，地表情况复杂，进行注水、热采等方式的地面建设成本较高；同时由于大部分井都已投入开发，不适合重新完井更换隔热井筒等设备，因此对于投入较大规模工程工作量来进行高凝油的开采，从经济上是不合适的。因此可以考虑高凝油油藏地层掺稀冷采新技术方法进行开发。

表1 某区块原油性质基础信息

1.2井位信息整理

1)构造

优选构造中高部位储层较为发育，以及物性较好区，如对该区块，重点考虑构造高部位的G-1井(图2)；

2)测井电测解释

根据电测解释(表2)，G-1井E0高凝油井段，有效厚度10.4m，渗透率达到1643.6mD，孔隙度20.6％；而其下共生的E1稀油井段，厚度达到7.7m，平均渗透率276.6mD，平均孔隙度19.4％，物性较好；E2油组厚度5.4m，平均渗透率平均509.2mD，平均孔隙度20.1％。整体来看，该井物性较好，可以考虑进行地层掺稀开发。

表2 G-1井电测解释表

3)固井质量

通过对该井固井质量的研究(图3)，该井固井质量良好，可以进行射孔等作业，顺利进行生产；

原油从地层流到井口存在温度损失，便于原油流动到井口，这就要求地层原油温度要大于凝固点，并且稀油生产达到井口时温度大于凝固点，以利于携带原油。利用公式计算目的层地层温度。

式中：T_H-油层温度，℃；T₀-地表温度；G-地温梯度，℃/100m；H-油层深度；

利用下列公式来计算不同井底温度到达井口的温度。

井口原油温度为：

T＝T_H+ΔT_e-T_h

式中:T-井口原油温度，℃；T_H-为油藏温度，℃；ΔT_e-井筒中原油升高温度，℃；T_h-井筒中原油降低温度，℃。

①、井筒液体温降

式中：T_h-为计算点温度,℃；h-为计算点深度，m；H-为油层中部深度，m；G-为地温梯度，℃/m；We-油层产出液的水当量，W/℃；Ue-产出液与地层间的传热系数，W/(m.℃)；

产出液水当量We的计算:

We＝C.q

式中:C为井筒混合液的比热容,J/(g.℃)；q为井筒混合液的质量流量,g/s；

②、井筒液体温升

电泵生产过程中对原油的升温可以简化为：

式中:Pi为潜油电泵输入功率，w；Po为潜油电泵输出功率，w；Pc为潜油电泵电缆发热功率，w；

经过计算，不同井底温度原油到井口的温度情况如图4，原油在井筒举升过程中，温度有较大的损失，如果要保持井口温度>凝固点，必须要保证在100m³/d的液量下，井底温度在76℃左右，也就是要超过凝固点14℃以上。

从温度来看，该区为正常温度系统，经过计算，高凝油油层埋深为2280m，地层温度105℃，超出高凝油凝固点43℃，能满足开采的需要(图4)。

为了保持井口有较高的温度，必须要保证油井有较高的产量。这时考虑将油井其他层位射开与高凝油同采，以维持较高的油井产量。且为了保持较好的掺稀效果，掺稀层位原油到达井口时温度能超过凝固点。

因此一般选择高凝油地层的下伏地层油层作为掺稀层位。根据试油以及储量等情况(表3)，E2油组有较好的产能、较大的储量，而且凝固点较高，降凝效果偏差，不适合掺稀，可以单独作为一套层系进行开发。E1油组产量、储量中等，并且E1油组凝固点较低，适合掺稀，因此考虑将E1油组进行地层掺稀冷采。

表3 G-1井试油情况表

E1稀油油藏，埋深在2450m，经过计算地层温度111.2℃。利用步骤2的相关公式，对稀油原油到达井口的温度进行了计算，稀油在保持60m³/d的产量下，可以超过凝固点62℃的范畴。

稀油对高凝油中的胶质和沥青质具有溶解作用，当高凝油中掺入稀油时，可使高凝油的原油凝固点降低，这样可以保证油井在较小液量的情况下也能开采高凝油，有利于高凝油的开采。可根据公式来进行计算。

T_gm＝X_iT_gi+X_kT_gk+B_ikC_ikX_iX_k

式中：

T_gm,,T_gi,T_gk,分别为混合油，高凝油凝固点，稀油凝固点；

X_i，X_k，分别为高凝油，稀油两种原油质量占比；

C_ik＝±|T_gi-T_gk|^1.145

通过计算发现(图6)，当稀油比例越大，混合原油凝固点越低，特别是当稀油比例超过60％时，凝固点大幅降低。

根据下面公式，计算各油层不同孔射孔厚度下的不同产能大小，以确保高凝油/稀油有合适的混合产量和合适的产量比例。

式中：Q₀-单层产量，m³/ks；K-渗透率，D；He-有效厚度，m；Pr-地层压力，MPa，Pwf-井底流压，MPa，μ-流体粘度，mPa.s；B-原油体积系数，无因次；r_e-泄油半径，m；r_w-井筒半径，m；S-射开程度表皮因子，无因次；

经过计算，该区对于下伏稀油油层全部射开，高凝油油层射开5m，能获得较好的掺稀效果。

1.生产制度优化

因为液体的热传导性远远大于气体。当动液面高，油套环空液面也高，油套管沉没度大，从而流体散失的热量也越大。当动液面低时，油套环空液面也低，油套管沉没度小，从而流体散失的热量也越小。利用步骤2公式进行计算，动液面对于流体到达井口的温度敏感，随着动液面的减小，流体到达井口的温度也降低(图7)，特别是当动液面<500m时，温度损失进一步加大。但是如果动液面太低，生产时容易引起油井供液不足，导致不能正常生产，因此生产时动态调整生产制度。考虑到该区块的实际情况，在初期产量较高的情况下，保持动液面在500m左右；随着开发的进行，后期在液量下降后，保持动液面在1000m左右。

发明应用效果：通过研究，优选G-1井作为实验井，于2015年7月补射开上套高凝油油层5m与下套稀油油层合采，投产初期产量保持100m³/d左右，不含水，井口原油温度保持在62℃左右。随着生产的进行，对油井进行了动态管理，当动液面较高时，增加电泵频率增加产量；而当动液面较低时，适当降低频率降低产量，将动液面基本控制在1000m左右，目前仍正常生产，产量在70m³/d左右。

2016年3月对产出原油进行了取样分析，化验显示原油凝固点为56℃，粘度为399.5mPa.s，密度为0.8377g/cm³，各项指标处于稀油、高凝油两种原油中间，表明高凝油油藏已经得到了较好的动用(表4)。经过化验测算，混合原油中高凝油比例为35％，截止到2017年6月，已采出高凝油3.15×10⁴m³，获得了较好的开发效果。该井的生产表明，稀油油藏与高凝油油藏共同存在的油藏，采取地层掺稀冷采开发高凝油是可行的，经济有效的。

表4 G-1井不同层位原油性质对比

对于本领域技术人员而言，显然本发明不限于上述示范性实施例的细节，而且在不背离本发明的精神或基本特征的情况下，能够以其他的具体形式实现本发明。因此，无论从哪一点来看，均应将实施例看作是示范性的，而且是非限制性的，本发明的范围由所附权利要求而不是上述说明限定，因此旨在将落在权利要求的等同要件的含义和范围内的所有变化囊括在本发明内。不应将权利要求中的任何附图标记视为限制所涉及的权利要求。

此外，应当理解，虽然本说明书按照实施方式加以描述，但并非每个实施方式仅包含一个独立的技术方案，说明书的这种叙述方式仅仅是为清楚起见，本领域技术人员应当将说明书作为一个整体，各实施例中的技术方案也可以经适当组合，形成本领域技术人员可以理解的其他实施方式。