【正文】 孔隙式為主，部分為接觸式 巖屑中以凝灰?guī)r為主，其次為沉積巖和變質(zhì)巖。膠結(jié)物以白云石及粘土雜基為主 44 45 12 15 A48 灰質(zhì)粉砂巖 — 砂礫巖 粉砂巖以灰質(zhì)膠結(jié)為主，礫石以凝 灰?guī)r礫為主 A10 Ⅱ 巖屑長(zhǎng)石細(xì)砂巖、含礫砂巖 25～ 48 32～ 50 8～ 46 8～ 32 中 中～好 次圓～ 次棱 孔隙式為主，部分為接觸式 巖屑中以酸性噴發(fā)巖為主，其次為沉積巖和噴出巖?？偟恼J(rèn)識(shí)是： (1) A19 斷塊的主要含油層段為Ⅱ、Ⅲ兩個(gè)油組，其中Ⅱ油組的生產(chǎn)能力好于Ⅲ油組。 (2) 由于 A38 斷塊地下儲(chǔ)層物性平面上變化較大，單井試采產(chǎn)量 ～ ，差異較大。 (3) A48 斷塊的試采特點(diǎn) 是 ： ①由于該斷塊平面上儲(chǔ)層物性變化大，各井所處構(gòu)造位置不同，初期生產(chǎn)能力差異較大，總的趨勢(shì)是斷塊北部形勢(shì)好于南部；②與 A10 斷塊相比，該斷塊無論是油井供液能力還是穩(wěn)產(chǎn)形勢(shì)，都好于 A10 斷塊，局部區(qū)域表現(xiàn)出“小而肥”的特點(diǎn)。 (5) 從各斷塊投產(chǎn)初期的試注情況看， A19 斷塊的注水井口壓力低于 8MPa，單井注水量可達(dá) 30m3/d，注水 4 個(gè)月后相鄰油井陸續(xù)見效。 A48 斷塊 實(shí)施注水開發(fā)僅 1 個(gè)月左右，注水效果還有待進(jìn)一步觀察。 各斷塊主要開發(fā)指標(biāo)要求 根據(jù)各斷塊油藏工程方案的推薦結(jié)果，整理出 A 油田的主要開發(fā)指標(biāo)見表 2－ 6。 設(shè)計(jì)原則 根據(jù)油田公司對(duì)該油田的開發(fā)要求，立足油田生產(chǎn)實(shí)際，確定該油田采油工藝方案的設(shè)計(jì)原則如下： (1) 立足 A 油田整體開發(fā)，以各斷塊油田地質(zhì)、油藏工程研究成果及現(xiàn)場(chǎng)試采試注資料為基礎(chǔ)，以完成油田開發(fā)指標(biāo)為目的，篩選符合生產(chǎn)需要 ，先進(jìn)、適用、可行、配套的采油工藝技術(shù)方案。 (3) 將 ―注采 — 油藏 — 地面 ‖作為完整的系統(tǒng)工程，兼顧各個(gè)子系統(tǒng)的需要，追求整個(gè)系統(tǒng)的優(yōu)化 (4) 方案設(shè)計(jì)既滿足油田高水平開發(fā)，又要 充分利用現(xiàn)有生產(chǎn)條件，力求簡(jiǎn)易、可靠、 高 效，最大限度地控制生產(chǎn)建設(shè)投資和采油成本 ，力求使整個(gè)工藝方案在技術(shù)、經(jīng)濟(jì)、環(huán)保等各個(gè)方面的效益最大化。 參考標(biāo)準(zhǔn) 本方案在設(shè)計(jì)過程中參照以下標(biāo)準(zhǔn)： 14 (1) 中華人民共和國石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)：采油工程方案設(shè)計(jì)編寫規(guī)范（ SY/T6081－ 94）。 (3) 中華人民共和國石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)：射孔優(yōu)化設(shè)計(jì)規(guī)范（ SY/T6105－ 94）。 (5) 中國石油華北油田分公司企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)：采油方式優(yōu)化設(shè)計(jì)方法（ Q/SY HB0034－2020）。 (7) 中國石油華北油田分公司企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)：有桿泵抽油井管柱設(shè)計(jì)及施工方法（ Q/SY HB0037－ 2020）。 (9) 中華人民共和國石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn) 《石油和天然氣工業(yè)健康、安全與環(huán)境管理體系》標(biāo)準(zhǔn)（ SY/T6276－ 1997）。 A19（ 包括 A1 A1 A20 井區(qū)）斷塊采油工藝方案 完井、射孔工藝方案 完井工藝方案 1）完井現(xiàn)狀 A19 斷塊開發(fā)井全部為二開鉆井，表層套管直徑為 ?（ 103/4in），下深 60m左右，油層套管直徑為 ?（ 51/2in），壁厚為 ，鋼級(jí)為 N－ 80 的生產(chǎn)套管，下至設(shè)計(jì)深度。 2）完井方式選擇 15 (1) 影響因素分析 ① 層間非均質(zhì)性嚴(yán)重。 ② 隔層穩(wěn)定，具備卡封條件。此外，在Ⅱ、Ⅲ油組之間還分布著厚度為 45～ 60m 的穩(wěn)定隔層。 表 2－ 7 A19 斷塊取心井儲(chǔ)層非均質(zhì)性統(tǒng)計(jì)表 井 號(hào) 變異 系數(shù) 突進(jìn)系數(shù) 級(jí) 差 滲透率 ， 10－ 3?m2 最大 最小 平均 A19 A19 A21 A20 A18－ 20 平均 注：① 據(jù)巖心物性數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)；② 按一般砂巖油田的劃分標(biāo)準(zhǔn)，變異系數(shù)大于 的為嚴(yán)重非均質(zhì)。油田開發(fā)方案設(shè)計(jì)Ⅱ、Ⅲ油組合用一套井網(wǎng)開發(fā)。對(duì)于Ⅲ油組發(fā)育的井區(qū)，先開采Ⅲ油組油層，附近的注水井采取分注措施，保證油層多向受效，待產(chǎn)量較低、含水較高后再上返Ⅱ油組。 射孔工藝方案 1） 射孔現(xiàn)狀 在已鉆井中，均采用油管輸送射孔，孔密為 1 20 孔 /m。 2） 射孔參數(shù)敏感性分析 為評(píng)價(jià)射孔參數(shù)的適應(yīng)性，采用 ―油井射孔優(yōu)化設(shè)計(jì)軟件 ‖對(duì)孔深、孔徑、孔密和相 16 位等射孔參數(shù)進(jìn)行敏感性分析。 (1) 孔深、孔密敏感性分析 表 2－ 8 射孔參數(shù)優(yōu)選基礎(chǔ)數(shù)據(jù)表 射開層中部深度， m 1600 產(chǎn)層平均壓力， MPa 產(chǎn)層總厚度， m 19 原油飽和壓力， MPa 射孔層段的厚度， m 18 地層溫度， K 地層滲透率， ?m2 井口溫度， K 293 地層孔隙度，小數(shù) 井底溫度， K 產(chǎn)層泄油半徑， m 150 估計(jì)生產(chǎn)壓差， MPa 3 井眼半徑， m 鉆井污染深度， mm 產(chǎn)層非均質(zhì)性（ Kzr） 鉆井污染程度（ Kd/K） 地面原油相對(duì)密度 地層原油粘度， 假定采用 YD89 彈，由計(jì)算機(jī)進(jìn)行孔深、孔密敏感 性分析，結(jié)果見圖 2－ 3。當(dāng)孔深超過污染深度 后，產(chǎn)率比有明顯上升，所以射孔深度必須穿透地層污染帶。綜合技術(shù)、經(jīng)濟(jì)兩個(gè)方面的考慮，孔密以 16 或 20 孔 /m 為宜。由圖可知，孔徑越大，油井產(chǎn)率比越高。 (3) 孔眼相位敏感性分析 設(shè)定 YD89 彈、 20 孔 /m，射孔相位角敏感性分析結(jié)果見圖 2－ 5。時(shí)產(chǎn)率比最大，故推薦射孔相位為 90186?？梢婋S著污染厚度的增加，油井產(chǎn)率曲線右移，要求射孔穿透深度明顯加大，否則油井產(chǎn)率比明顯減小。進(jìn)行射孔彈型對(duì)產(chǎn)率比的敏感性分析，結(jié)果見表 2－ 9。由于 YD73 彈無法穿透污染層，故被淘汰。 表 2－ 9 射孔參數(shù)優(yōu)選結(jié)果 序號(hào) 射孔 彈型 產(chǎn)率比 （ PR） 相位角 度 孔 密 孔 /m 穿 深 mm 孔 徑 mm 套降系數(shù) % 1 YD－ 102 90 24 20 16 2 YD－ 89 90 24 20 16 3 YD－ 73 90 24 20 16 基本認(rèn)識(shí) 通過對(duì)油井產(chǎn)能進(jìn)行分析認(rèn)為， ?（ 51/2in）套管完井方式是適宜的，有利于將來進(jìn)行分層開采及各種分層作業(yè)，射孔參數(shù)也是合理的，因此應(yīng)堅(jiān)持目前的完井方式、射孔工藝及射孔參數(shù)。然而，目前小井眼鉆采設(shè)備的可靠性，特別是采油工藝技術(shù)還不夠成熟和配套（主要是動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)無法進(jìn)行，分采、分注工藝不成熟），因此，當(dāng)選擇小井眼采油時(shí)，必須在考慮建井期間費(fèi)用節(jié)約的同時(shí)，考慮其采油過程中維護(hù)費(fèi)用的增加以及綜合應(yīng)用效果是否較常規(guī)井更好。 油井舉升工藝方案 舉升設(shè)計(jì) 1） 采油方式優(yōu)選 采油方式的選擇需根據(jù)油藏地質(zhì)特征、流體性質(zhì)和試油試采資料、油田開發(fā)指標(biāo)，并綜合考慮油田所處地面環(huán)境、能源供給情況、現(xiàn)有設(shè)備的舉升能力等技術(shù)、經(jīng)濟(jì)條件進(jìn)行對(duì)比分析優(yōu)選。 (1) 人工舉升方式的優(yōu)選原則 ① 確保完成油田開發(fā)方案部署的配產(chǎn)指標(biāo)。 ③ 所選機(jī)械采 油方式具有長(zhǎng)期連續(xù)生產(chǎn)的能力，技術(shù)上可行，管理上方便，經(jīng)濟(jì)上合理，綜合效益好。由于提撈采油不能滿足 A19斷塊的開發(fā)配產(chǎn)要求，氣舉采油不具備條件（無穩(wěn)定氣源），故這兩種人工舉升方式不予考慮。 等級(jí)綜合參數(shù)加權(quán)法是在考慮技術(shù)、工藝、使用條件、經(jīng)濟(jì)和社會(huì)等諸多因素的基礎(chǔ)上，計(jì)算每一種人工舉升方式的綜合參數(shù)分值，進(jìn) 而選出最佳的人工舉升方式。 等級(jí)綜合參數(shù)用 Z表示，由下式計(jì)算： YXZ? （ 2－ 1） nni i?? XX （ 2－ 2） mmi i?? YY （ 2－ 3） 式中： Z ——評(píng)價(jià)某種人工舉升方式的綜合參數(shù)分值； X ——評(píng)價(jià)某種人工舉升方式適應(yīng)性的局部綜合參數(shù)分值； Y——表征某種人工舉升方式有效性 的局部綜合參數(shù)分值； ii YX， ——專家給出的局部參數(shù)的評(píng)估值； nm， ——局部參數(shù) X、 Y的數(shù)量。 根據(jù)國內(nèi)外的生產(chǎn)實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)，結(jié)合 A19斷塊的具體情況，并參照有關(guān)專家意見，確定出 Xi、 Yi的評(píng)估值見表 2－ 10和表 2－ 11，計(jì)算結(jié)果見表 2－ 12。 表 2－ 10 局部參數(shù) X 的評(píng)估值 局部參數(shù)相， Xi 不同人工舉升方式的評(píng)估值 有桿泵 電動(dòng)潛油泵 水力活塞泵 螺桿泵 射流泵 X1 低產(chǎn)井、低氣井 4 1 3 4 3 X2 中深井 4 2 4 2 4 X3 長(zhǎng)期連續(xù)工作 3 3 3 2 3 X4 生產(chǎn)測(cè)試 3 1 1 1 1 X5 調(diào)整產(chǎn)量靈活性 3 3 3 3 3 X6 采油工藝配套水平 4 2 2 2 2 21 X7 設(shè)備溫度 70℃以下連續(xù)工作 3 3 3 3 3 X8 產(chǎn)出液中含機(jī)械雜質(zhì) 1%以下 2 2 2 4 2 X9 水淹油井 3 3 3 3 3 X10 強(qiáng) 采 3 4 3 2 3 X11 產(chǎn)出液中高含蠟量 3 2 3 4 3 X12 氣候惡劣邊遠(yuǎn)地區(qū) 2 2 4 2 4 X13 自動(dòng)化采油、調(diào)參 2 3 3 2 3 X14 現(xiàn)場(chǎng)人員熟悉程度 4 3 3 2 2 表 2－ 11 局部參數(shù) Y 的評(píng)估值 局部參數(shù)相， Yi 不同人工舉升方式的評(píng)估值 有桿泵 電動(dòng)潛油泵 水力活塞泵 螺桿泵 射流泵 Y1 操作可靠性 3 3 3 2 3 Y2 生產(chǎn)管理簡(jiǎn)便性 3 2 3 3 3 Y3 能量利 用有效性 2 3 2 3 2 Y4 系統(tǒng)靈活性 2 2 1 2 1 Y5 裝備維修保養(yǎng)簡(jiǎn)單性 3 2 3 3 3 Y6 生產(chǎn)運(yùn)行費(fèi)用 2 3 2 3 2 Y7 初始基礎(chǔ)建設(shè)有效性 2 1 2 3 2 表 2－ 12 等級(jí)綜合參數(shù)加權(quán)法計(jì)算結(jié)果表 舉升方式 參 數(shù) 有桿泵 電動(dòng)潛油泵 水力活塞泵 螺桿泵 射流泵 X Y Z 2） 人工舉升方式的確定 (1) 有桿泵采油 有桿泵采油設(shè)備可靠，現(xiàn)場(chǎng)人員熟悉，容易操作，工藝技術(shù)配套程度高，應(yīng)用偏心井口可進(jìn)行產(chǎn)液剖面測(cè)試。此外，螺桿泵結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單，易于管理，設(shè)備投資及安裝費(fèi)用少，單井地面設(shè)備投資約為抽油機(jī)的 1/2～ 1/3，節(jié)能效果顯著，相同工況 22 下的用電量約為有桿泵的一 半左右。 其中一部分井 應(yīng)用有桿泵 [2]，并全部安裝偏心井口，以便錄取井下生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料，具體動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)井位按表 2－ 13部署。這兩種采油方式在 B油田均已應(yīng)用多年，現(xiàn)場(chǎng)人員比較容易掌握其操作管理。 3） 舉升工藝管柱 (1) 有桿泵舉升工藝管柱。抽油桿為 D 級(jí)鋼桿，油管選用 ?73mm（ 27/8in）平式油管。 (2) 螺桿泵舉升工藝管柱。抽油桿為空心桿，油管選用 ?（ 31/2in）平式油管。按照開發(fā)方案， A19 井區(qū)單井產(chǎn)油 ,考慮到油田開發(fā)幾年后提液的需要，借鑒數(shù)值模擬結(jié)果，得出 A19 斷塊在不同含水下的開發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)結(jié)果列入表 2－ 15（參考研究院的油藏?cái)?shù)值模擬結(jié)果）。s 含砂量， % 0 表 2－ 15 預(yù)測(cè)開發(fā)指標(biāo) 開發(fā)階段 單井產(chǎn)油量 t/d 生產(chǎn)壓差 MPa 油層靜壓 MPa 含水率 % 生產(chǎn)油氣比 m3/t 1 8 2 8 3 8 4 8 5 6 7 8 9 10 將表 2－ 1表 2－ 15 中數(shù)據(jù)輸入計(jì)算機(jī)，應(yīng)用 ―油井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)模擬與優(yōu)化設(shè)計(jì) ‖軟件，預(yù)測(cè)有桿泵、螺桿泵采油的機(jī)、桿、泵不同組合及舉升參數(shù)。所用最大最小載荷、最大扭矩的計(jì)算公式如下： 24 ? ? ???????? ??? 17901 239。m； Wr——抽油桿產(chǎn)生的載荷， kN； Wl?——油管內(nèi)液柱產(chǎn)生的載荷， kN； S——光桿沖程， m； n——光桿沖次， 1/min。可知在開發(fā)初期，采用 ?38mm 泵生產(chǎn)時(shí)， 最大載荷在 左右， 8型機(jī)可以滿足舉升需要。m，需采用 10 型機(jī)生產(chǎn)，建議采用節(jié)能型抽油機(jī)。 ② 舉升參數(shù) 。根據(jù)計(jì)算結(jié)果，繪制不同含水（ 10%、 30%、 50%、 80%）下泵掛與產(chǎn)油量的關(guān)系曲線見圖 2－ 9。 表 2－ 16 載荷 、扭矩預(yù)測(cè)結(jié)果表 泵 徑 mm 泵掛深度 m 桿柱載荷 kN 液柱載荷 kN 最大載荷 kN 最小載荷 kN 最大扭矩 38 1000 38 1300 38 1500