剛果（布）某區(qū)塊E-1井稠油人工舉升測試實踐

任金山　吳艷華　關利軍　金　顥　何玉發(fā)（.中海石油（中國）有限公司深圳分公司，廣東深圳　58067；.中海艾普油氣測試（天津）有限公司，天津　00450；.中海油研究總院，北京　0008）

剛果（布）某區(qū)塊E-1井稠油人工舉升測試實踐

任金山1吳艷華2關利軍1金顥1何玉發(fā)3
（1.中海石油（中國）有限公司深圳分公司，廣東深圳518067；2.中海艾普油氣測試（天津）有限公司，天津300450；3.中海油研究總院，北京100028）

深水稠油測試一般采取電潛泵、氣舉等作為人工舉升手段。針對剛果（布）某區(qū)塊深水稠油油藏的特點以及資料極其匱乏而無法做好精細測試設計的實際情況，通過對擬測試層的儲層特征、原油物性、作業(yè)環(huán)境等的深入研究，優(yōu)選出地面桿驅螺桿泵作為人工舉升手段，最終采用射孔槍+防砂管+DST+螺桿泵聯(lián)作測試工藝，以及空心抽油桿內電纜加熱、保溫油管保溫的降黏措施，成功克服了稠油、出砂以及水深低溫對測試造成的困難，最終取得了較為理想的效果，為同類區(qū)塊的測試作業(yè)提供了有益的借鑒。

深水；稠油；測試；人工舉升；螺桿泵

目前，國內外針對稠油開采的人工舉升方式主要有電潛泵、桿驅螺桿泵、電潛螺桿泵、氮氣氣舉以及射流泵等現(xiàn)階段，國內海域已發(fā)現(xiàn)的稠油儲量主要分布在淺水區(qū)域，最大水深位于我國南海東部海域，達到285 m。國外深水區(qū)域的稠油開采和測試，以電潛泵為主，以巴西為例，其海上石油占總石油產量的95%以上，主要來自深水油田，且大多是稠油，目前大多采用電潛泵舉升［1-4］。螺桿泵受原油黏度影響較大，但螺桿泵適用于高含砂、高含氣和高黏度油藏。電潛泵適用于大流量開采，但不適用于低產、高含氣和出砂井。在剛果（布）某區(qū)塊的深水稠油油藏資料極其匱乏，該區(qū)塊位于深水，急需通過深入研究優(yōu)選稠油人工舉升手段。

1　油藏基本情況

剛果（布）某區(qū)塊E-1井位于剛果（布）國家西南海域陸架與陸坡過渡的深水區(qū)，井位水深549.25 m。1997年法國道達爾公司在該區(qū)塊鉆探了一口探井L-1井，并分別對1 752.5~1 760 m和1 738~ 1 745 m的稠油油藏進行了2次測試。E-1井擬測試的主要目的層與L-1井2次測試的井段屬于同一層位，因此，L-1井的資料對該井測試方案的制定具有重要的參考意義。測試層段儲層物性好，巖性主要為細砂巖、粗砂巖，泥質膠結，巖性疏松，具有極高的出砂風險；測井解釋孔隙度17.7%~33.4%，滲透率23.2~703.5 mD，泥質含量小于16%；原油物性差，地層條件下黏度約為70~90 mPa·s，脫氣原油密度約為0.98 g /cm3、凝固點12 ℃、傾點15 ℃，氣油比約為30~50 m3/ m3，油藏溫度約為60 ℃左右，壓力系數(shù)1.03。L-1井位水深674 m，海床溫度低至約5 ℃，遠低于原油凝固點，該井2層測試均沒有實現(xiàn)自噴，采用了注柴油并連續(xù)油管氣舉舉升工藝；DST1開井氣舉求產了30.17 h，共產原油25.5 m3，DST2開井氣舉求產了41.5 h，共產原油22.5 m3。2次測試的原油日產量均很小，且都沒有達到穩(wěn)定，井下壓力資料混亂無法精確解釋地層特性參數(shù)，沒有獲得理想的PVT樣品分析資料。

2　測試難點及排液技術優(yōu)選

2.1測試難點

中海油對E-1井鉆探前即決定對該井的稠油油藏進行測試，以確定后期投資及開發(fā)方案。由L-1井鉆探情況可知，E-1井擬測試層埋深淺、巖性疏松，出砂壓差很低；原油物性很差，膠質瀝青含量高、密度高、黏度大、凝固點高、氣油比低，流動阻力大，原油流動困難，且易攜砂。但是由于L-1井所獲資料極其有限，沒有巖心資料，難以做好精細防砂；沒有可靠的原油物性資料，無法準確預測產能、無法準確模擬井筒溫度、原油黏度及流動狀態(tài)，也就無法據此選擇降黏方式，為測試設計帶來了巨大困難。同時，E-1井位處水深大，測試期間測試管柱、隔水管及大量海水都是良好的熱傳遞介質，加快了地層流體所攜熱量的散失，會導致原油黏度急劇增大而難以流動。因此，綜合分析認為，E-1井稠油油藏測試的主要難點是原油黏稠、流動困難、地層疏松易出砂等，且舉升方式的選擇、原油流動保障以及如何應對出砂等均存在較大挑戰(zhàn)。

該井原油在地層條件下的黏度約為70~90 mPa·s，且儲層物性很好，因此，原油可以順利從儲層孔隙中流動到井筒中；隨著原油在井筒中向上運動，溫度逐漸降低，黏度逐漸增大，原油流動越來越困難，且由于水深大，泥面溫度低，熱交換劇烈，即使原油能夠流動至泥面處，但由于溫度急劇降低，原油黏度會迅速升高使得泥面附近的原油難以流動。根據對E-1井MDT所取原油樣品（受油基泥漿污染）的粗略分析，原油在泥面約5 ℃的低溫時，黏度可達20 000 mPa·s以上（圖1），如果不采取加熱、降黏及人工舉升等措施，原油在泥面附近就不能流動。因此，該井的稠油需要解決的最主要問題是采取何種降黏、舉升工藝措施順利將原油從井筒中舉升至地面。盡管稠油測試常用的人工舉升方式有多種，但每種舉升方式都有其自身的優(yōu)點與局限［5-10］。在選擇舉升方式時受到諸多制約，一些在其他地區(qū)廣泛應用的工藝難以在該井中應用。

圖1　E-1井MDT原油樣品黏溫曲線

2.2工藝方案對比

2.2.1氮氣氣舉此工藝最大的問題在于在氣舉過程中非但不能給原油加熱降黏，反而會因為氣體膨脹降溫導致原油黏度急劇增大，從而使得本來就因為原油物性差且水深大、溫度低造成的原油流動不暢，而更加難以流動，道達爾公司在L-1井測試失敗就是最好的例證，因此，氮氣氣舉工藝首先應予以排除。

2.2.2電潛泵該泵在無法精確防砂的情況下難以適應地層大量出砂，若采用電潛泵，就必須以充足的巖心分析資料為基礎進行防砂研究，而該井儲層膠結疏松易出砂，且沒有相應的巖心分析資料，不具備防砂研究的條件。采用電潛泵無法通過井下加熱的方式降低原油黏度、提高原油流動性。由于半潛式鉆井平臺的升沉及漂移特點，電潛泵動力電纜長時間在井下工作易發(fā)生磨損、脫落，甚至具有卡鉆的風險。另外，電潛泵的主要設備在井下，遇到問題無法及時維修處理；若使用電潛泵，還需要采用相應的可實現(xiàn)電纜穿越、回接的深水水下測試樹，而該種水下測試樹全球資源較少，不但難以鎖定且費用昂貴，所以電潛泵不適宜在該井測試中使用。

2.2.3電潛螺桿泵適應于高含砂流體，但卻存在和電潛泵相同的問題，即半潛式鉆井平臺的升沉和漂移可能導致動力電纜磨損、脫落以及水下測試樹的資源、費用問題，同時，也不能實現(xiàn)對原油的井下加熱降黏，電潛螺桿泵不適宜在該井測試中使用。

2.2.4地面桿驅螺桿泵在稠油易出砂油藏的測試中具有諸多其他工藝不具備的優(yōu)勢［4-9］：適用黏度范圍廣，最大可達8 000 mPa·s；適應高含砂井，理論上，在原油中含砂量達40%的情況下也可正常生產（砂埋情況除外）；適應高含氣井，不易氣鎖；結構簡單，泵效高；可通過地面調頻調節(jié)流量，確定合理的求產制度；可實現(xiàn)螺桿泵抽、電纜加熱、變頻變壓于一身，并可與其他測試工具等聯(lián)作，在測試成功的前提下，可大幅度地節(jié)約作業(yè)時間；為能夠在測試作業(yè)過程中遇到風險時順利解脫水下測試樹，在深水測試作業(yè)時，可將螺桿泵定子下在水下測試樹球閥以上，從而避免了螺桿泵抽油桿對水下測試樹解脫的影響。綜合分析認為，針對該井地層易出砂但又缺乏相關資料而無法做到精細防砂、原油黏度大不易流動，且水深大更易降溫而加大流動困難的現(xiàn)實情況，并考慮到深水測試工程問題，地面桿驅螺桿泵舉升工藝是最佳的人工舉升方式。

2.3技術方案確定

由于泥面溫度低，原油在泥面附近無法流動，即使螺桿泵泵抽也難以克服原油的流動阻力。在國內淺水鉆井平臺上采用螺桿泵測試時，加熱柜功率一般是75 kW，由于該井水深比以往任何作業(yè)井的水深更大，為了確保測試成功，將加熱柜更新為加熱功率達150 kW的可調式中頻加熱柜，可大大提高加熱效率，根據電纜下深及現(xiàn)場實際情況，隨時可以調整加熱功率，適用加熱深度范圍為20~1 800 m，起到升溫降黏、提高原油流動性的目的。

為盡量降低測試管柱內原油與管柱外巨大水體的熱交換程度，在整個測試管柱中，除了測試工具及螺桿泵定子等之外，其他全部采用保溫油管，以盡最大可能減少管柱中原油的熱量散失，確保原油的順利流動。由于深水測試泥面附近必須使用水下測試樹，以便在緊急狀態(tài)時解脫水下測試樹，為了確保安全，設計測試管柱時，螺桿泵定子不宜下到水下測試樹以下（圖2），綜合分析后確定螺桿泵定子下深為550 m，因此，管柱中空心抽油桿內能夠采用電纜加熱的井段就是從鉆臺到550 m左右。

基本方案制定完畢后，測試前依據在擬測試層所取MDT原油樣品的分析結果，模擬了日產原油40 m3、采用螺桿泵空心抽油桿內電纜加熱且地面加熱柜功率為150 kW、加熱電纜下深為550 m、并在全井筒使用保溫油管時的井筒溫度模擬分布情況（圖3），低溫區(qū)即泥面附近溫度為14 ℃左右，原油黏度可控制在2 000 mPa·s左右，可見螺桿泵泵抽作業(yè)是可行的。

圖2　E-1井上部測試管柱圖

圖3　E-1井井筒溫度分布模擬曲線

由于井位處水深大、鉆井平臺升沉大，高空作業(yè)起、下抽油桿和安裝驅動泵頭的難度均比自升式鉆井平臺以及淺水區(qū)域的半潛式鉆井平臺要大得多，因此，采用了最新研制的新型半潛式平臺螺桿泵測試井口補償配套系統(tǒng)及井口操作臺和新型直驅泵頭替代常規(guī)的臥式驅動泵頭，有效防止停泵或卡泵時的反轉扭矩造成抽油桿脫扣或斷桿［1］，安裝更加方便快速、節(jié)約作業(yè)時間，提高了作業(yè)的安全性。由于擬測試層原油含有一定量的天然氣，為提高深水測試作業(yè)的安全性，采用耐壓34.48 MPa的井口BOP。

3　作業(yè)過程及應用效果

3.1作業(yè)流程

現(xiàn)場作業(yè)時，首先下入射孔槍+防砂篩管+ DST+螺桿泵聯(lián)作測試管柱，其中帶有螺桿泵定子，防砂管以寬松防砂為主。射孔后初開井，誘噴壓差為3.07 MPa，開井后觀察流動顯示情況，確認原油無法自噴至地面，關閉井下測試閥。

安裝好新型半潛式平臺螺桿泵測試井口補償配套系統(tǒng)及井口操作臺等井口相關設備，下入螺桿泵轉子和抽油桿，安裝井口螺桿泵直驅泵頭，下入加熱電纜，準備就緒后，開始電纜加熱，并緩慢啟動螺桿泵，調節(jié)螺桿泵轉速時依據低速啟泵、平穩(wěn)調速的原則進行，以確保不激動地層，盡量減少地層出砂，螺桿泵運轉過程中，密切關注螺桿泵電機電流的變化。

3.2應用效果

螺桿泵泵抽運轉過程中，運行平穩(wěn)，加熱電流90~100 A，加熱效果良好；在泵抽測試過程中實測井口鉆桿表面溫度40 ℃以上，最大可達55 ℃（圖4），其鉆桿內原油溫度應更高。

圖4　E-1井DST2測試電加熱井口實測溫度曲線

該井測試求取了3個螺桿泵泵抽轉速下的原油產量，其中在轉速為180 r/min時，生產壓差為1.42 MPa，原油日產達到81.7 m3，采油指數(shù)高達57.5 m3/（MPa·d），獲得了穩(wěn)定的產能數(shù)據；測到了理想的壓力資料，現(xiàn)代試井解釋滲透率為1 680 mD，總表皮因數(shù)0.566（圖5）。測試還取到了合格的地層流體分析樣品。因此，該井的稠油測試取得了成功。

圖5　E-1井DST2測試雙對數(shù)曲線

4　結論

（1）通過對擬測試層的儲層特征、原油物性、作業(yè)環(huán)境等進行深入研究，采用射孔槍+防砂管+DST+螺桿泵測試聯(lián)作、電纜加熱、保溫油管保溫的測試工藝，成功克服了稠油、出砂以及水深低溫對測試造成的困難，將原油順利舉升至地面，測試取得了較好的效果，證明這種工藝對深水易出砂稠油油藏的測試具有獨特的優(yōu)勢。

（2）該井測試是世界上首次在深水區(qū)域采用地面桿驅螺桿泵對稠油進行測試作業(yè)，形成了一種全新的深水稠油測試工藝。該井測試的成功，初步探索出一整套適合深水稠油出砂井測試的配套技術。該工藝的創(chuàng)新發(fā)明及成功應用將會對深水稠油、出砂油藏的勘探、開發(fā)將起到巨大的推動作用。

（3）建議對深水水下測試樹對抽油桿的剪切問題進行深入研究，有效解決該問題能夠使抽油桿下至水下測試樹以下更深的位置，加長加熱井段，提升加熱效果，這將適當增大生產壓差，從而有可能大幅度提高產量。

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（修改稿收到日期2014-12-31）

〔編輯張百靈〕

Testing practice of heavy oil artificial lift in Well E-1 of a block in Congo (Brazzaville)

REN Jinshan1, WU Yanhua2, GUAN Lijun1, JIN Hao1, HE Yufa3
（1. Shenzhen Branch of CNOOC, Shenzhen 518067, China; 2. COSL-EXPRO Testing Services（Tianjin）Co. Ltd., Tianjin 300450, China; 3. Research Institute of CNOOC, Beijing 100028, China）

Deepwater heavy oil testing is usually done by artificial lift means using electric submersible pump and gas lift. Considering the characteristics of deepwater heavy oil reservoir in a block of Congo (Brazzaville) and the failure to perform sophisticated testing design due to extremely scarce information, the surfacedriven screw pump is selected as the artificial lift means based on the in-depth research on the reservoir characteristics, the physical properties of crude oil, and the operating environment of the formation to be tested. Finally, the testing process perforating gun + sand liner + DST + screw pump coupling is adopted and viscosity reduction measures such as cable heating and insulation of insulating tubing inside the hollow sucker rod are taken to successfully overcome the difficulties caused by heavy oil, sand production, and deepwater low temperature for the testing. Satisfactory results are ultimately achieved and the technology provides a useful reference for the testing of similar blocks.

deepwater; heavy oil; test; artificial lift; screw pump

TE357.4

B

1000 – 7393（2015） 01 – 0135 – 04

10.13639/j.odpt.2015.01.035

任金山，1963年生。2010年畢業(yè)于中國石油大學（華東）資源勘查工程專業(yè)，主要從事測試作業(yè)方面的技術管理工作，工程師。電話：0755-26022686。 E-mail： renjsh@cnooc.com.cn。

2014-11-30）

引用格式：任金山，吳艷華，關利軍，等. 剛果（布）某區(qū)塊E-1井稠油人工舉升測試實踐［J］.石油鉆采工藝，2015，37（1）：135-138.