海上油气田oudna油藏地质特征及流体物性分析

海上油气田oudna油藏地质特征及流体物性分析

特殊情况下的人工举升方式1978年，奥达纳油田发现了外壳turinx。在1985年钻了两口评价井,发现其储量不大。由于强势的原油价格增长,人工举升技术的发展以及可靠的浮式生产储卸装置(可对原油进行初步加工并储存,被称为“海上石油工厂”)为Oudna油田的开发提供了前所未有的时机。举升技术是对任何油田贯穿其开发全过程的基本技术。为保证并实现开发方案产量的要求,达到油田更好的开发效益,仅靠天然能量,即自喷举升技术是很难达到长期高产要求的。因此需要增加人工举升,不同的人工举升方式对油藏类型、开发方式及油井生产能力的适应性和经济效应不同。因此,需要根据地质研究和油藏工程研究等成果,确定合理的人工举升方式。气举是一种适应性很强的机械采油方式。其举升深度大,生产范围大(30～12719m3/d),井下测试工艺简单,油井掏空程度高;对油井出砂,腐蚀,结垢都具有很好的适应性;调整工作制度方便,平均免修期长,适宜于海上、市区、以及环境恶劣边远地区。在有足够气源的条件下通常选为高气液比,高产,深井及定向井,特别是丛式井的采油方式。为满足海上开采,便于将原油输送出海洋,Oudna油井需至少0.7MPa的油压,同时为满足具有较高的日经济利润和较高的开采程度的要求,整个开采过程中产液量要求在795～3180m3/d(5000B/d～20000B/d)之间,开采初期为3180m3/d。1构造扩大地层,部分内部分大构造Oudna油田位于Tunisia东南部距离海岸近80公里的海域,油藏垂直深度为1600m,有近270m的水深,油藏为砂岩裂缝和倾斜圈闭构造,内部有一系列的小断层,其中一部分可能是大构造的分水岭。Oudna-1井和Oudna-2井分别位于较大的两个构造,但目前只考虑开发Oudna-1井,研究发现Oudna-2井含水。通过试井及取样分析得出Oudna油藏天然气相对密度为0.76,原油相对密度为0.82,地层水相对密度为0.99,地层水含盐度很低,气液比为4.5m3/m3,原始地层压力为16MPa,原油饱和压力为1.56MPa,油藏温度82.2℃,采液指数为1383.5m3/(MPa·d),开采初期含水率为0。2oudna井气举工况对于Oudna油田能否采用气举采油工艺的首要因素在于是否有高压气源。通过取样分析其气油比极低为4.5m3/m3,自喷节点系统分析发现该井有一定自喷能力,可以按低产量开采一段时间。如果能将溶解气储存起来,通过增压气举气源问题是可以解决的,但是由于是海上开采,空间有限,无法容纳庞大体积的气灌,如果采用闭式循环气举,虽可不需大的储存容器,但一旦关井,井又不能自喷,气举将无法作业。因此采用溶解气作为气源是不可行的。通过分析计算表明,Oudna油井流体主要成分是C18H38的烃类原油,浮式生产储卸油船发动机工作每天需要燃烧48m3的原油,其在空气中的燃烧化学平衡方程式如下:2C18H38+55O2+220N2→36CO2↑⏐+38H2O+220N2↑⏐2C18Η38+55Ο2+220Ν2→36CΟ2↑+38Η2Ο+220Ν2↑QS从该化学平衡式可以看出,燃烧1mol的C18H38可以产生128mol的惰性气体(N2、CO2),如果燃烧48m3的原油,将可产生44.6×104m3气体,因此采用废气作气举气源是足够的。其燃烧处理示意图如图1所示。其次是能否满足初期日产原油3180m3/d的要求。根据油藏条件及原油物性等参数,并取套管直径273mm(内径259mm),油管直径140mm(内径127mm),注气点1800m对油井进行气举系统分析。从图2～图5可以看出对Oudna油井采用气举开采,当地层压力下降到6MPa时,只要增加注气量还能满足生产要求,井底流压可以降低到5.3MPa;并采用将发动机燃烧的废气经处理后作为气举气源,因此Oudna油田采用气举开采是可行的。3注气点深度与产液量关系气举井系统分析是研究气举特性和气举效率的主要方法,通过对注气点深度的敏感性分析,从而优选注气点深度。取273mm(内径259mm)套管,140mm(内径127mm)油管,注气量为6×104m3/d,作不同地层压力下注气点深度与产液量关系曲线,如图6～图9所示。从图可以看出相同注气量条件下,注气点深度越深,产液量越大。随着注气点深度的加深,产液量增长幅度变小,以致当注气点深度为1800m与1870m时气举特性曲线基本重合。将图6～图9结合起来看还会发现,相同地层压力下,其正举与反举在给定注气量下存在明显区别,即相同注气量下,反举对应产液量要明显高于正举对应产液量(并非所有情况都如此)。从图也可以看出当地层压力较高时随着注气点的加深,产液量变化平缓,即注气点深度对产液量影响较小;当地层压力较低时,随着注气点的加深,产液量明显增加。由于Oudna油田是砂岩地层,要求安装膨胀防砂网,因此注气点深度在1800m即可。4地层压力对气举特性的影响正反举升本文是指套管注气,油管采油的方式为正举;油管注气,套管采油方式为反举。首先按反举方式进行系统分析,然后与正举进行对比,优选较为合理的举升通道。取340mm(内径323mm)套管,178mm(内径165mm)油管(LUNDINPETROLEUMAB设计所推荐的油、套管尺寸)。不同地层压力下,正、反举方式下气举特性曲线如图10和图11所示,从图可以看出,地层压力对产液量影响很大。在地层压力及注气量较低时,相同注气量正举产液量较反举产液量大;相反当地层压力较高或注气量较大时,反举较正举产液量大。由于Oudna油井要求在整个开采过程中产油量必须在795～3180m3/d(5000B/D～20000B/D)之间,并要求初期产油量需达到3180m3/d(20000B/D),因此要满足产量要求,地层压力较低时,必须要有较大的注气量;注气量较小时,必须要有较高的地层压力。故在整个开采过程中采用反举是更为合理的。5管路尺寸的影响通过对正、反举的比较可知,Oudna油井采用反举更为合理,下面首先优选油管尺寸。油管的确定需要对气体管流进行研究,由于摩阻与气流方向相反,油管太小,摩阻较大,油管过大又会增加投入。图12是注入气相对密度为1.0(N2、CO2混合气体百分比相对密度),注气点深度为1800m,注气量为10×104m3/d时油管尺寸与注气点压力的关系,从图上看89mm油管与102mm或114mm的油管注气点压力很接近,即其摩阻相当,从节约投入出发选择89mm油管即可,由于76mm油管对注气点压力影响较大,因此不适宜。因此对于Oudna油田如果注气量在10×104m3/d内,采用89mm油管较为合理。由确定的油管尺寸对套管尺寸进行敏感性分析。套管尺寸分别取340mm(内径323mm)、310mm(内径279mm)、273mm(内径259mm)、245mm(内径221mm)和197mm(内径178mm),注气点深度为1800m,注气量为6×104m3/d,从图13看,当地层压力较高时,采用大尺寸套管比采用小尺寸的套管产液量高,直径对产液量的影响较小,当套管尺寸过小时其产液量下降较为明显;但当地层压力较低时,小直径套管产液量明显更高。279mm套管与259mm套管关系曲线几乎重合,意味着在该范围内,产液量受套管尺寸影响很小。从图13和产量目标可得,选用245mm(内径221mm)的套管更佳。6含水率对产液量的影响由上文优选确定的油、套管尺寸及注气点深度,分别给定含水率为0%、25%和50%作气举系统分析。地层压力为16MPa时气举特性曲线如图14所示。从图可以看出,含水率对产液量影响较为明显,含水率增加,产液量减小;含水率下降,产液量增加。地层压力为13MPa时气举特性曲线如图15所示,含水率对产液量的影响与图14一致。结合图14和图15可知,地层压力对产液量有明显的影响,地层压力越高,产液量越大。随着地层压力的下降,产液量将下降,这是地层能量衰竭的反应,若要维持相当的产量,必需增加注气量或采用其它方式,使生产压差相当。从图可以看出:如果采用注水开发维持较高的油藏压力,即使含水率较高也能满足产量要求。7气举立气举工艺气举采油的高压气源有两种:一是利用临近高压气井提供的天然气,优点是充分利用天然能源,投资少。二是用压缩机增压气举工艺,它是利用压缩机将低压天然气或其它气体增压后作为气举采油的气源,这是目前应用最为普遍的一种方式。对于Oudna油田,由于没有临近高压气井,因此只能采用压缩机增压气举方式,其流程示意图如图16所示。8roleumab设计通过对气举气源和注气点深度、举升方式、完井井身结构、地层压力及含水率等的研究,主要得出如下结论:①采用89mm油管、221mm套管。所优选的油、套管比LUNDINPETROLEUMAB设计所推荐的油、套管尺寸(内径323mm套管,内径165mm油管)都小,节约了大量的建井费用。②Oudn