【正文】 4） )1 7 9 01( 2rm i n SnWP ?? （ 2－ 5） ? ?m i nm a xm a x 2 0 8 0 0 PPSSM ??? （ 2－ 6） 式中 Pmax——光桿所承受的最大載荷， kN； Pmin——光桿所承受的最小載荷， kN； Mmax——光桿扭矩， kN (2) 有桿泵舉升設(shè)備及參數(shù)設(shè)計 ① 舉升設(shè)備。 表 2－ 14 油井舉升設(shè)計基礎(chǔ)數(shù) 據(jù)表 地理位置 A 油藏驅(qū)動類型 水驅(qū) 油層中深， m 1600 生產(chǎn)套管內(nèi)徑， mm 油井類別 直井 有效滲透率， 10－ 3?m2 井底溫度， ℃ 溫度梯度， ℃ /100m 原油相對密度 天然氣相對密度 飽和壓力， MPa 壓力系數(shù) 產(chǎn)出水相對密度 原油凝固點， ℃ 30 原油粘度， mPa 23 圖 2－ 7 有桿泵采油管柱圖 圖 2－ 8 螺桿泵采油管柱圖 4） 舉升設(shè)備及參數(shù)設(shè)計 (1) 基礎(chǔ)數(shù)據(jù) 設(shè)計所需基礎(chǔ)數(shù)據(jù)列于表 2－ 14。螺桿泵舉升管柱見圖 2－ 8。 表 2－ 13 A19 斷塊開發(fā)動態(tài)監(jiān)測井號的確定 井 區(qū) 設(shè)計總 井數(shù) 口 采油 井數(shù) 口 動態(tài)監(jiān) 測井數(shù) 口 所占 比例 % 初期動態(tài)監(jiān)測井號 （抽油機井） 備 注 A19 井區(qū) 28 19 6 A19－ － 1－ 1－ 3 A21 1 口井待定 A18 井區(qū) 42 34 8 ？？？ A18－ 2 井區(qū) 5 1 ？？？？ 合 計 75 15 注：表中數(shù)據(jù) 根據(jù)研究院《油藏工程方案》。有 桿泵舉升管柱見圖 2－ 7。這樣一來，既通過有桿泵解決了井下資料的錄取問題，同時又通過螺桿泵采油降低了投資，是比較理想的選擇方案。其它井采用螺桿泵生產(chǎn)，以便降低投資。 (3) 人工舉升方式優(yōu)選結(jié)果 綜合考慮有桿泵、螺桿泵的生產(chǎn)特點及 A19斷塊的生產(chǎn)條件，推薦 A19斷塊應(yīng)用有桿泵、螺桿泵兩種采油方式并舉。 (2) 螺桿泵采油 螺桿泵不僅適用于高粘度、高含砂原油的生產(chǎn)，而且對于普通油藏及水驅(qū)油藏后期高含水開采階段也表現(xiàn)出很好的適用性。從表 2－ 12中可以看出，有桿泵和螺桿泵舉升方式的綜合參數(shù)值都比較高，因此這兩種人工舉升方式都比較適應(yīng)于 A19斷塊的生產(chǎn)需要。 綜合參數(shù)分值較高的人工舉升方式即為最適宜的人工舉升方式。 20 評價人工舉升方式的綜合參數(shù)分為兩組：一組用來評價某種人工舉升方式成功應(yīng)用的可能性，用 X表示，采用五級評估系數(shù)，即 X＝ 4為優(yōu)秀， X＝ 3為良好， X＝ 2為及格，X＝ 1為差， X＝ 0為不可能；另一組用來表征某種人工舉升方式的復雜性、投資費用等，用 Y表示，采用三級評估系數(shù)，即 Y＝ 3為上等， Y＝ 2為中等， Y＝ 1為下等。在其它幾種方式中，應(yīng)用等級綜合參數(shù)加權(quán)法進行優(yōu)選。 (2) 人工舉升方式選擇方法 目前，國內(nèi)外常用的人工舉升方式主要有：有桿泵、電動潛油泵、水力活塞泵、氣舉、螺桿泵、射流泵以及提撈采油等。 ② 立足減少井下作業(yè)工作量，減少操作管理人員，可靠性強。 A19 斷塊壓力系數(shù)為 ～ ，不能自噴投產(chǎn)，因此需要人工舉升采油。 華北油田小井眼采油工藝技術(shù)研究起步較晚，小井眼鉆機、鉆井定額、以及注、采、測試工藝尚不配套，為確保 A19 斷塊生產(chǎn)正常運行，在當前情況下，建議暫不考慮大量或整體應(yīng)用小井眼采 油。 小井眼完井采油可行性論證 雖然近幾年來井徑 ?（ 4in）、 ?（ 41/2in）的小井眼井在大慶、長慶 19 等油田得到一定量應(yīng)用（其中大慶現(xiàn)有小井眼井 508 口，長慶 107 口，吉林 30 口，華北油田為 7 口），一般在鉆井完井方面可節(jié)資 9%～ 15%，采油工程方面約可節(jié)資 8%～13%。 YD89 彈與 YD102 彈的產(chǎn)率比較為接近，因此推薦 A19 斷塊使用穿透能力較強的 YD89 彈。可以看出，在其它參數(shù)不變的情況下， YD102 彈的產(chǎn)率比最高， YD89彈次之， YD73 彈最差； YD102 彈的射孔深度為 ， YD89 彈為 ， YD73彈為 。 (5) 優(yōu)選射孔彈型 18 圖 2－ 5 油層污染厚度與產(chǎn)率比的關(guān)系曲線 取孔密分別為 1 24 孔 /m，相位 90186。 圖 2－ 3 射孔孔眼直徑與產(chǎn)率比的關(guān)系曲線 圖 2－ 4 射孔相位角 與產(chǎn)率比的關(guān)系曲線 (4) 油層污染厚度敏感性分析 敏感性分析結(jié)果見圖 2－ 6?？梢钥闯?，在孔 17 深一定時，隨著相位角的增大，油井產(chǎn)率比先增加后減小，相位角在 90186。但在孔深一定的情況下，隨著孔徑的增 大，油井產(chǎn)率比的增加幅度變小。 (2) 孔眼直徑敏感性分析 設(shè)定 YD89 彈，孔眼直徑敏感性分析結(jié)果見圖 2－ 4。此外，雖然孔密越高產(chǎn)率比越高，但隨著孔密的增加，產(chǎn)率比的增加幅度逐漸減小。 圖 2－ 2 孔深、孔密與產(chǎn)率比的關(guān)系 如圖 2－ 3 所示，油井產(chǎn)率比隨著孔深、孔密的增加而增加，但增加的幅度逐漸變小?；A(chǔ)數(shù)據(jù)見表 2－ 8。射孔彈以 YD89 彈為主，射孔液主要為清水。 (2) 完井方式選擇結(jié)果 綜合考慮 A19 斷塊儲層特征、單井產(chǎn)能、開發(fā)要求、已鉆井的適應(yīng)性以及將來油田開發(fā)管理等方面的需要，建 議油水井采用 ?（ 51/2in）套管射孔完井。對于Ⅱ油組下部的 5～ 7 號小層先進行開發(fā)，其余留作接替層。 ③ 開發(fā)要求。這就為各種分層作業(yè)措施的開展提供了必要條件。在主力開發(fā)層段Ⅱ油組的 7 號小層中，都有厚度為 10～ 15m 的隔層。根據(jù) A19 斷塊的油藏特征數(shù)據(jù)得知， A19 斷塊Ⅱ、Ⅲ兩個油組均屬于中孔中低滲透儲層，但層間非均質(zhì)性嚴重（表 2－ 7），在將來的開發(fā)過程中有必要采取分層工藝治理，以改善生產(chǎn)剖面。完井方式為套管射 孔完井。 方案設(shè)計內(nèi)容 按照 A 油田的開發(fā)建設(shè)安排 ，本研究先后完成了 A19 斷塊（包括 A1 A1 A20井區(qū)）、 A38 斷塊、 AⅠ號構(gòu)造（包括 A4 A10 斷塊）等三個采油工藝方案。 (8) 中國石油華北油田分公司企業(yè)標準：化學清蠟劑選擇原則（ Q/SY HB0014－2020）。 (6) 中國石油華北油田分公司企業(yè)標準：注水井分注工藝技術(shù)要求（ Q/SY HB0035－ 2020）。 (4) 中華人民共和國石油天然氣行業(yè)標準：碎屑巖油藏注水水質(zhì)推薦指標及分析方法（ SY5329－ 94）。 (2) 中華人民共和國石油天然氣行業(yè)標準：油田開發(fā)概念設(shè)計編制技術(shù)要求（ SY/T6105－ 94）。 (5) 提高產(chǎn)能建設(shè)符合率，為油田持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)提供技術(shù)支持。 (2) 所選工藝技術(shù)貼近生產(chǎn)實際，針對性強，優(yōu)先采用先進成熟的工藝新技術(shù)，確保生產(chǎn)運行可靠，特別是滿足冬季連續(xù)生產(chǎn)的需要。 表 2－ 6 A 油田主要開發(fā)指標部署 情況 斷塊 井 區(qū) 動用 面積 km2 地質(zhì) 儲量 104t 總井 數(shù) 口 采油 井數(shù) 口 注水 井數(shù) 口 單井 日配產(chǎn) t 新建 產(chǎn)能 104t 平均單井初期日注 m3 平均單井 最大日注 m3 A19 A19 350 28 19 9 8 21 38 13 A18 480 51 34 17 8 20 36 小計 830 79 53 26 A38 A381 20 14 6 7 A386 13 9 4 7 A42 14 9 4 7 小計 47 32 14 7 A48 A48 10 7 3 7 21 A483 5 3 2 7 12 A485 3 2 1 7 16 A4837 4 3 1 7 24 小計 22 15 7 A10 A10 4 3 1 小計 4 3 1 全油田 合計 152 103 42 注：表中數(shù)據(jù)根據(jù)華北油田勘探開發(fā)研究院提供的《油藏工程方案》整理。 A10 斷塊通過“一注三采”試驗發(fā)現(xiàn)，注水井的起初井口壓力為 11MPa左右，注水量可達 30m3/d，但由于儲層物性差，盡管注水井的注水時間長達 1 年、累計注水量達到 ***30m3，周邊的油井仍沒有見到明顯效果。 A38 斷塊由于平面上儲層物性差異大，試注井的試注情況差別也大，井口壓力 ～ ，注水量僅為 10～ 15m3/d，且低滲透層段的注水壓力上升很快。 (4) 總結(jié) A10 斷塊的試采 情況，有以下 特點： ①油井自然產(chǎn)能低甚至無產(chǎn)量，需依靠壓裂投產(chǎn)；② 初期隨著工作制度的改變，產(chǎn)量相應(yīng)發(fā)生變化 ， 動液面也隨之變化 ，反映出油井的供液能力弱， 天然能量不足 。而且動 液面下降快，反映出該斷塊天然能量不足。Ⅱ油組初期日產(chǎn)油 8～ 10t，最高 20t/d；Ⅲ油組日產(chǎn)油 5～ 9t。膠結(jié)物以白云石為主，其次為方解石 36 38 16 18 表 2－ 3 A 油田地層原油物性表 斷塊 井號 油組 井 段 m～ m 原始油藏壓力 MPa 壓縮系數(shù) MPa－ 1 體積系數(shù) 原始氣油比 m3/t 相對密度 g/cm3 粘度 原始飽和壓力 MPa A19 A19 Ⅱ ～ 22 Ⅱ ～ 19 A19－ 1 Ⅱ ～ 30 A19－ 21 Ⅱ ～ 18 A18 Ⅱ ～ 25 A21 Ⅲ ～ 14 A38 A38 Ⅱ ～ A42 Ⅱ ～ A48 A48 Ⅱ ～ 56 Ⅱ ～ 110 A10 A24 Ⅱ ～ 150 10 表 2－ 4 A 油田 地面原油性質(zhì)表 斷塊 井號 層位 井 段 m～ m 相對密度 粘度 含蠟量 % 凝固點 ℃ 膠質(zhì)瀝青質(zhì) % 初餾點 ℃ 含硫量 % A19 A9 K1ba4Ⅱ ～ 32 108 ～ 19 104 ～ 28 111 A19 K1ba4Ⅱ ～ 30 104 ～ 29 105 A21 K1ba4Ⅲ ～ 34 111 A18 K1ba4Ⅱ ～ 30 105 A38 A38 K1ba4Ⅱ ～ 103 A381 K1ba4Ⅲ 1479～ 28 97 A48 A48 K1ba4Ⅲ ～ 36 138 A10 A24 K1ba4Ⅱ ～ 117 11 表 2－ 5 A 油田 地層水性質(zhì)表 斷塊 井號 層位 井 段 m～ m 水型 pH 值 K+＋ Na+ Cl－ HCO2－ 總礦化度 ppm A19 A9 K1ba4Ⅱ ～ NaHCO3 ～ NaHCO3 5400 ～ NaHCO3 A20 K1ba4Ⅱ ～ NaHCO3 ～ NaHCO3 8 A38 A38 K1ba4Ⅲ ～ NaHCO3 A383 K1ba4Ⅲ ～ NaHCO3 A46 K1ba4Ⅱ ～ NaHCO3 A48 A10 NaHCO3 12 試油、 試采 、試注 認識 為了準確把握各斷塊的單井生產(chǎn)能力，為油田開發(fā)部署提供第一手資料， A 油田各斷塊在正式投產(chǎn)之前除獲得部分井的試油資料外，都進行了 3～ 5 口井的抽油機井 試采和 1～ 3 口井的籠統(tǒng)試注工作。膠結(jié)物以白云石及粘土雜基為主 38 28 36 9 9 A38 Ⅱ、Ⅲ 白云質(zhì)長石細砂巖、粉砂巖、含礫砂巖、砂礫巖 43～ 45 37～ 39 6～ 18 7～ 20 中 中～好 次圓～ 次棱 孔隙式為主，部分為接觸式 巖屑中以凝灰?guī)r為主，其次為沉積巖和噴出巖。 8 表 2—1 A 油田儲層物性特征數(shù)據(jù)表 構(gòu)造 斷塊 油組 孔隙度， % 滲透率，179。 A 油田地面原油性質(zhì)見表 2— 4，可以看出，????。 7 從 2— 2 所示儲層巖石特征可以看出，?????？梢钥闯?，該油田 AⅡ號構(gòu)造的儲層物性好于 AⅠ號構(gòu)造，除了 A19 斷塊的滲透性較好外，其它各斷塊的儲層物性都比較差