超深层稠油试油技术.doc

塔里木、塔河油田稠油试油技术开发应用 塔里木、塔河油田稠油试油技术开发应用 塔里木油田轮古构造带和塔河油田在近年的勘探过程中相继发现了埋藏深度达5700m的稠油层，由于储层类型复杂，试油工艺和技术配套程度低，勘探工作受到很大程度的限制，超深层稠油油气藏的勘探一直没有大的突破，针对塔里木和塔河油田超深层稠油特点和油藏性质，我公司结合在吐哈鲁克沁稠油油藏试油过程中开发应用的深层稠油试油技术，经过对储层特性、原油性质和工艺技术分析研究，开发应用了一套适合于塔里木地区超深层稠油试油技术，成功的完成了轮古15井、TK612井、轮古41等稠油井试油，取得了良好的效果，为轮古构造的发做出了应有的贡献。 储层特性及原油性质 1、储层特征 轮古构造带和塔河油田稠油区，同属轮南西部潜山构造带，储层主要在奥陶系风化壳顶部岩溶带，属于开阔台地-台地边缘，主要发育滩间海微相，其次为台内海微相。岩性主要有七大类，主要的岩石类型为粉晶灰岩，颗粒微晶灰岩，微晶灰岩，其次为微晶颗粒灰岩、藻粘结灰岩及岩溶岩。岩石成份以碳酸盐岩为主，灰岩总含量达90.4%--98.4%，平均达94.7%；奥陶系储集空间类型有六类：大型洞穴、小型溶蚀孔洞、微孔、构造溶缝、压溶缝和构造裂隙。裂缝渗透率一般在数百-数千毫达西，基质孔隙率在0.1-3%，渗透率在0.01×10-3um2。储层的垂向及横向非均质性极强，井与井之间录测井资料可对比性差；储层及油藏特征可概括为： （1）．埋藏深度大，储层埋藏深度在5400—5750m。 （2）．储层温度高，储层温度120-130℃，平均地温梯度低2.18℃/100m。 （3）．地层压力高，储层压力54—60Mpa，压力系数1.0-1.1。 （4）．储层物性差，基质渗透率低（0.01×10-3um2），油气渗流通道以裂缝为主。 （5）．泥质含量较低，一般低于4%，泥质以伊利石为主，其余为伊蒙混层、高岭石和绿泥石。 （6）．储层的垂向及横向非均质性极强。 2、原油特性 密度：0.98-1.04 粘度：94000-226000mPa.s 沥青质：25-30% 含硫：2-4% 超深井稠油试油难点 根据塔里木和塔河油田稠油油藏特征和稠油的特性，与吐哈稠油油藏进行对比分析，其储层是完全不同的两种类型，吐哈为砂岩储层，塔里木和塔河为灰岩储层，吐哈稠油的储集和渗流方式以孔隙性为主，塔里木和塔河稠油的储集和渗流以裂缝和溶洞为主，但是，在稠油特性和粘温特性与吐哈稠油具有相似性（见附图1，附图2），试油工艺的难点也具有一定共性----井筒作业和举升困难。据此结合在吐哈进行稠油试油过程中的难点，分析研究了塔里木地区试油的难点主要有： 绳索作业和管柱起下难 由于稠油粘度高、流动性差，绳索和管柱起下过程中的阻力较大，容易造成粘卡而拨断电缆、钢丝或油管的井下事故，特别是大直径工具入井作业时，作业难度和风险将进一步增大。 地层测试难 稠油大多为非牛顿流体，地层测试过程中压力传递速度慢，所需要的测压时间长，加之稠油本身在流动过程中，随着液面的上升，井内温度下降后，流至一定的深度，便失去流动性造成管柱堵塞，用常规的测压方法和测试技术进行测试，很难取得地层压力资料和特性参数，同时，由于酸岩裂缝性储层压力传导方式的各向异性严重，试油过程中压力传导过程的微小变化，采用常规的测压仪器，很容易造成储层压力传导特征的缺失，所取得的资料不能真实的反映储层特性，给认识和评价储层带来困难。 稠油层发现和评价难 由于储层特征与流动流动特性的不同，油气在地层的渗流完全不同于稀油油藏和砂岩油藏，加之构造上的断层、裂缝、裂隙纵横交错，缝、洞、孔共存（见附图3），发育程度变化较大，缝洞充填物也很复杂，在纵向和横向上均反映出严重的非均质性，在稠油层裂缝发育不完善或裂缝分布各向异性的情况下，对储层的储集特性和流动特性影响将更大，从而使勘探钻井、测井评价和试油评价中的难度加大，单井资料间的对比性差，过去所依赖于油气显示和传统解释方法进行油气层的评价解释的不适应性也反映出来，一旦储层裂缝发育不好、各向异性强烈或受到一定的污染，录井和测井不能反映出地层的原始特性和流体特性，储层的发现和评价难度加大。 油层保护难 超深井稠油油藏的储层储集类型主要为基岩不渗透的裂缝性储层和双重孔隙性裂缝储层，大多数储层为裂缝和孔隙共存，共同作为油气的储集空间和运移通道，裂缝发育程度的不同和基质渗透性的差异，导致了油藏的严重非均质性，裂缝成为影响储层产能的主要因素。在该类地层进行钻井或试油作业过程中，虽然采取了大量的油层保护措施或液体配伍性研究，但是，由于裂缝或溶洞的存在，钻井液和压井液容易进入地层或裂缝，在近井带形成流体置换，造成储层降温冷伤害或胶质污染，而这种污染随着裂缝发育程度的不同而不同，裂缝发育程度越好，污染或伤害越严重。 排