田 明 高山軍 楊學(xué)本

（江蘇油田井下作業(yè)處，江蘇揚(yáng)州 225265）

高壓物性資料，是油藏儲(chǔ)量計(jì)算、制訂開發(fā)方案的依據(jù)。近年來隨著油田勘探開發(fā)的深入，一些含蠟高、凝固點(diǎn)高和高含水油氣藏日漸增多，常規(guī)鐘控、電控取樣器因重量輕容易遇阻，無法用鋼絲投送，并且操作復(fù)雜，油水界面難以掌握，取樣成功率低，先后采用灌輕質(zhì)油和人工配樣等方法效果也不理想，油田30 個(gè)新區(qū)45 井次高壓物性取樣，有14 個(gè)區(qū)塊第1 次取樣不成功，需進(jìn)行二次取樣（占46.6%），其中許淺1 井E2s1、沙X32 井E1f3、黃88-14 E2d1等10 個(gè)層系仍沒有合格的高壓物性資料（占33.3%），給油田的勘探開發(fā)帶來一定影響，目前行業(yè)內(nèi)也沒有好的解決辦法［1-6］，通過研究高壓取樣技術(shù)，使問題得到較好的解決。

1 取樣工藝的研究

1.1 油氣藏流體狀態(tài)分析

江蘇油田除朱家墩氣田為干氣氣藏外，其余主要為低飽和黑油油藏和極少數(shù)的揮發(fā)油氣藏。飽和壓力是原油中溶解氣開始分離出來的壓力，如果地層壓力降到原始飽和壓力以下，油藏就形成了油、氣兩相，流入井中的油、氣兩相摩爾比不等于地層中形成的氣、液摩爾比［1］。試油中黑油在井筒中的流動(dòng)形態(tài)大致可分為純油流、泡流、段塞流、環(huán)流和霧流幾種［7］。

（1）純油流。取樣點(diǎn)的壓力高于飽和壓力地層流體。

（2）泡流。此段井筒壓力稍低于飽和壓力，少部分氣從油中分離出來，以小氣泡狀態(tài)存在于油中。雖然小氣泡有一定的膨脹能量，由于氣體與油的密度差別較大，氣泡所占油管斷面的比例較小，流速也不大，所以氣泡從油中容易滑脫。

（3）段塞流。此段井筒內(nèi)壓力進(jìn)一步低于飽和壓力，氣體進(jìn)一步膨脹，小氣泡合并成大氣泡，使井筒內(nèi)出現(xiàn)一段油、一段氣的柱塞狀態(tài)。

（4）環(huán)流。隨著氣體的繼續(xù)分離和膨脹，氣體的柱塞不斷加長(zhǎng)，逐漸由油管中心突破，形成中心為連續(xù)的氣流，管壁為液流的狀態(tài)。此時(shí)氣流上升速度增大，油氣之間的摩擦增大，氣體帶油能力提高。

（5）霧流。當(dāng)氣體繼續(xù)增加，中心氣體完全占據(jù)了油管斷面，液流以小的液滴分散在氣柱中，這時(shí)氣體的膨脹能表現(xiàn)為以較高的流速將油帶到地面。

1.2 取樣井的調(diào)整

油氣在井筒出現(xiàn)的各種不同流態(tài)是隨著井筒壓力的變化而變化，同時(shí)還取決于油井的工作制度和原油的性質(zhì)。為了確保試油時(shí)取樣點(diǎn)的壓力大于原始飽和壓力，油藏不形成油、氣兩相，取樣施工前要對(duì)油氣井進(jìn)行調(diào)整［2］。

（1）對(duì)于低飽和黑油油藏三開抽汲求產(chǎn)后，在井底流壓恢復(fù)到大于油藏飽和壓力的條件下,通過摩擦式、滑套式取樣器取樣。

（2）對(duì)于飽和壓力等于或接近于原始地層壓力的飽和油藏, 小油嘴控制流壓進(jìn)行試油生產(chǎn)，待油（氣）產(chǎn)量、井口壓力和井底壓力趨于穩(wěn)定后可進(jìn)行井下取樣。

（3）當(dāng)測(cè)試層含水超過5%，在調(diào)整到井底壓力高于原始飽和壓力后，關(guān)閉測(cè)試閥一定時(shí)間，使得地層飽和流體在油水重力作用下分離，解封封隔器，測(cè)試閥下部的滑套式取樣器將實(shí)現(xiàn)“水中取油”。

（4）凝析氣井的調(diào)整［8-9］，當(dāng)?shù)貙訅毫档铰饵c(diǎn)壓力以下時(shí)會(huì)在地層中反凝析出液體，對(duì)取樣工作有影響，一般遵循逐級(jí)降產(chǎn)法，以便排除井筒和近井帶中無代表性的烴類氣體。調(diào)整過程中每次降產(chǎn)約一半，并使氣井生產(chǎn)到氣油比穩(wěn)定（波動(dòng)小于5%）。調(diào)整過程中當(dāng)氣油比不再隨產(chǎn)量變化而下降時(shí)，氣井調(diào)整完畢。

（5）開發(fā)油井調(diào)整，調(diào)整通常采用連續(xù)降產(chǎn)法，由于其井內(nèi)的流體組分變化對(duì)氣油比影響很小,油井的調(diào)整時(shí)間比一般油井的要長(zhǎng)一些,須定期取樣進(jìn)行井內(nèi)流體組分分析。當(dāng)井內(nèi)流體組分不隨產(chǎn)量而變化時(shí),便認(rèn)為已達(dá)到調(diào)整目的。

2 取樣工具的研制

2.1 摩擦式取樣器的研制

早先使用的取樣工具是錘擊式取樣器，在斜井取樣時(shí)投錘容易遇阻，取樣深度一般小于1 500 m，后來使用掛壁式取樣器，在下鉆的過程中遇到結(jié)蠟嚴(yán)重和有頂鉆現(xiàn)象時(shí)又容易中途關(guān)閉，近年來使用的鐘控或電控取樣器，工具下井前要估算下放時(shí)間，操作繁瑣，油水界面難以掌握，取樣成功率低［3-6］，針對(duì)上述情況，研制了不用時(shí)間控制，不怕遇阻，可重復(fù)開啟的摩擦式取樣器。

2.1.1 摩擦式取樣器結(jié)構(gòu) 主要由安全接頭、伸縮接頭、取樣器和摩擦接頭等部分組成，見圖1。

圖1 摩擦式取樣器的結(jié)構(gòu)

2.1.2 取樣器工作原理 取樣時(shí)，先將取樣工具按加重桿+安全接頭+上伸縮接頭+取樣器+下伸縮接頭+摩擦接頭順序連接，在取樣器下放過程中，摩擦接頭與油管內(nèi)壁產(chǎn)生向上的摩擦力和加重桿對(duì)取樣器向下的重力作用，通過壓縮伸縮接頭使取樣器的上、下閥在打開（壓縮）狀態(tài)，當(dāng)下到預(yù)定位上提鋼絲繩，加重桿的上提力和摩擦接頭與油管間向下的摩擦力使取樣器伸縮接頭處于拉升狀態(tài)，取樣器閥在回位彈簧的作用下關(guān)閉樣室，取得油層高壓物性樣品。重復(fù)起下，可以使取樣器在井下重復(fù)開啟，上部的安全接頭是防止取樣工具在井下被卡時(shí)，剪斷銷釘，保護(hù)鋼絲繩。

2.1.3 技術(shù)參數(shù) 最高取樣壓力70 MPa；取樣器容積600 mL/支；耐溫170 ℃。

2.2 滑套式取樣器的研制

李堡、安豐、花莊、馬頭莊、天長(zhǎng)、東陽等區(qū)塊高凝油、含蠟較高的油氣井地面脫氣原油的黏度大多為300～1 000 mPa·s，凝固點(diǎn)在40 ℃左右，試油時(shí)經(jīng)常造成井筒上部堵塞，常規(guī)取樣器無法下入，采用灌輕質(zhì)油、人工配樣等方法效果也不明顯。研制的滑套式取樣器隨管柱下入，不怕遇阻，解決高凝油、稠油井的取樣難題，與MFE 測(cè)試器關(guān)井配合，在含水油氣藏中實(shí)現(xiàn)“水中取油”。

2.2.1 滑套式取樣器結(jié)構(gòu) 主要由上接頭、花鍵芯軸、花鍵外筒、上支撐環(huán)、樣室外筒、固定支撐環(huán)和下接頭等部分組成，見圖2。

圖2 滑套式取樣器結(jié)構(gòu)

2.2.2 工作原理 工具下井前，將3 支常規(guī)取樣器放入滑套式取樣裝置活動(dòng)支撐環(huán)4 和固定支撐環(huán)6之間，并連接在測(cè)試管柱中MFE 測(cè)試的下部和封隔器的上部。坐封封隔器時(shí)花鍵心軸2 將旋轉(zhuǎn)動(dòng)力通過樣室外筒5、下接頭7 傳遞到封隔器，在坐封封隔器的同時(shí)，坐封負(fù)荷推動(dòng)滑套式取樣裝置的上接頭1 和花鍵芯軸2 下行，帶動(dòng)活動(dòng)支撐環(huán)4 壓開取樣器的上、下閥，當(dāng)取樣點(diǎn)的壓力高于油氣藏的飽和壓力，此時(shí)上提測(cè)試管柱解封操作，上提負(fù)荷使上接頭1 和芯軸2 上行，取樣器的上下閥在回位彈簧的作用下，關(guān)閉樣室，取得地層油樣，并隨管柱帶到地面。

試油時(shí)當(dāng)測(cè)試層含水率超過5%時(shí)，在確定取樣點(diǎn)壓力大于油藏飽和壓力后，關(guān)閉MFE 測(cè)試器3～5 h，此時(shí)封閉在MFE 測(cè)試閥下部的地層流體在自身重力的作用下油水靜置分離，油富集在測(cè)試閥的下部，此時(shí)上提管柱解封封隔器，連接在測(cè)試閥下部的取樣器關(guān)閉樣室，取得地層油樣。

2.2.3 技術(shù)參數(shù) 耐壓70 MPa；容積3×600 mL； 耐溫170 ℃。

表1 部分油氣井高壓物性取樣數(shù)據(jù)

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

該技術(shù)先后在天長(zhǎng)、許淺、花莊、高集、永安、黃玨等區(qū)塊進(jìn)行了12 口井43 次高壓取樣試驗(yàn)，取樣85 支，樣品合格率由先前的46.6%提升到92.2%，較好地解決了常規(guī)取樣器操作復(fù)雜，油水界面難以掌握，高凝油、稠油取樣器無法下入的難題。工藝技術(shù)符合國家SY/T 5154—1999《油氣藏流體取樣方法》行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，檢樣要求符合SY/T 5542—2000《地層原油物性分析方法》標(biāo)準(zhǔn)要求。

3.1 真X43-2 井

真X43-2 井是真武構(gòu)造Z43 斷塊的一口評(píng)價(jià)井， 2010 年11 月28 日射孔后按測(cè)試設(shè)計(jì)下入跨隔測(cè)試管柱，二開，井口顯示好，10∶55 出口見油，放噴， 12月3 日實(shí)施儲(chǔ)層高壓物性取樣工作。

工具下井前按安全接頭+上伸縮接頭+取樣器+下伸縮接頭+摩擦接頭順序連接，下到1 700 m 處不用停留直接上提，取樣時(shí)間24 min，一次取樣2 支，共取樣2 次。4 支取樣器打開壓力均為3.5 MPa，實(shí)驗(yàn)室檢查1 號(hào)樣品在取樣溫度下含有游離，2、3、4 號(hào)樣打開壓力均為3.5 MPa，按SY/T 5154—1999及SY/T 5542—2000 標(biāo)準(zhǔn)要求［1-2］對(duì)2、3 號(hào)樣品進(jìn)行對(duì)比分析，飽和壓力分別為4.62 MPa、4.84 MPa、4.6 MPa，汽油比分別為47.8、47.64、47.09，體積系數(shù)1.209 9、1.216 3、1.214 4，地層油密度0.733 5 g/cm3、0.733 4 g/cm3、0.732 4 g/cm3，樣品物性基本一致，取樣工藝成功。

3.2 徐聞6 井

徐聞6 井是油田在海南地區(qū)的一口重點(diǎn)探井，運(yùn)用摩擦式取樣施工先后發(fā)生遇阻、井噴和取樣點(diǎn)壓力低、在井下長(zhǎng)時(shí)間停留等復(fù)雜情況，隨取樣器下入的電子壓力計(jì)全程記錄摩擦式取樣器施工過程：2013 年2 月21 日下摩擦式取樣器2 支，到1 800 m 處遇阻，上下活動(dòng)9 次無效，上提取樣2 支；后增加2 支加重桿重新取樣，在2 300 m 處取樣2 支；第三次準(zhǔn)備在2 800 m 取樣，在取樣器1 500 m 處發(fā)生井噴，5 h 后下到2 800 m 處取樣2 支，但取樣點(diǎn)壓力偏低，后又下入取樣器分別在井下停留12 h、24 h 和48 h，最終取得油藏樣品，并進(jìn)行PVT 分析。

3.3 許X33 井

該井試油壓裂后下MFE 單封測(cè)試管柱+滑套式取樣器，2013 年9 月11 日一開井抽汲，抽深2 450 m，動(dòng)液面2 250 m，日產(chǎn)原油10.85 m3，含水28%。16 日抽汲求產(chǎn)結(jié)束，關(guān)井73.25 h 后，解封起鉆，滑套式取樣器取樣前含水28%，經(jīng)關(guān)井靜置后，含水為0；3 支樣品打開壓力基本一致，取樣點(diǎn)流壓高于飽和壓力，綜合判定本次取樣基本合格，對(duì)樣品按SY/T 5542—2000 標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行樣品分析測(cè)試［1］，3 支樣品，取樣點(diǎn)壓力20.5 MPa，含水率為0，樣品分析：飽和壓力（103 ℃）10.699 MPa。解決了常規(guī)取樣器在高凝油稠油井中無法下入和取樣時(shí)要尋找油水界面，取樣成功率低的難題。

4 結(jié)論

（1）解決了高黏、含水油藏、低產(chǎn)能油藏的取樣難題，運(yùn)用多種技術(shù)，確保取得合格樣品，得到本油藏的實(shí)際高壓物性數(shù)據(jù)，擺脫靠借用鄰區(qū)資料開展勘探開發(fā)生產(chǎn)科研工作的被動(dòng)局面。

（2）水驅(qū)油藏滲流特征的變化歷程研究是一項(xiàng)世界級(jí)課題，流體特征的變化是重要的影響因素之一，含水油層取樣技術(shù)在這方面具有廣闊的應(yīng)用前景，可以運(yùn)用于已開發(fā)油藏的流體物性變化跟蹤監(jiān)測(cè)、油水同層井的直接取樣、三次采油的地下作用機(jī)理（注入狀態(tài)和產(chǎn)出狀態(tài)）等方面的研究工作。

（3）本課題研發(fā)的系列取樣技術(shù)可以運(yùn)用自噴采油井、抽汲采油井方式，適用于高黏油藏、含水油藏、低產(chǎn)能油藏，能夠在油藏開發(fā)初期、中低含水階段、提高采收率階段完成取樣任務(wù)，能夠適應(yīng)各種黑油油藏（地層條件下流體能夠自主流動(dòng)狀態(tài)）的地層流體高壓物性取樣要求。

（4）上述工具都是純機(jī)械設(shè)計(jì)，耐高溫，抗震動(dòng)，避免了鐘控取樣器的維修保養(yǎng)和電控取樣器單片機(jī)和電池的耐溫問題。

［1］ SY/ T 5542—2000，地層原油物性分析方法 ［S］.

［2］ SY/T 5154—1999，油氣藏流體取樣方法［S］.

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