多元熱流體技術在特稠油探井測試中的應用研究

方國印，馬增華，顧啟林

（中海油田服務股份有限公司油田生產事業部，天津 300459）

海上稠油資源豐富，在勘探開發一體化的大環境下，特稠油開發提上日程，但常規冷采測試技術達不到獲取產能、升級儲量的目的。多元熱流體技術以“氣-熱”多元的增產機理在渤海普通稠油開發中得到了擴大試驗并取得了較好的效果[1，2]，并且在2010年P-XX普通稠油區塊的探井測試中獲得了較好的測試效果[3-5]。陸地油田特稠油開發以蒸汽吞吐、SAGD開發為主，但存在熱波及范圍小、回采效果差、熱損失大的問題，后期一般采用注入N2/CO2等氣體輔助蒸汽來提高熱采效果，而這正是多元熱流體熱采技術的特征與優勢所在。因此，在參考陸地油田特/超稠油熱力試驗經驗的基礎上，采用多元熱流體技術進行海上特稠油探井測試，力求產能最大化，同時縮減作業周期，降低作業成本。受多元熱流體裝備注熱能力限制，注入井底溫度選擇240℃，在此基礎上開展了特稠油探井多元熱流體測試的應用研究工作。

1 探井基本情況

L-XX區塊于1988年10月1日和2012年1月分別鉆探了2口井，鉆遇油層107.3 m，但由于油質較重，黏度較大，常規冷采測試均未獲得產能。為了求取稠油的產能和升級儲量級別，2013年5月在該區塊構造中部鉆探L-XX-2井，測試層位1 000 m～1 035 m，完井防砂方式為套管射孔＋礫石充填。在常規DST測試中，原油未流動至井口，僅在回收抽油桿的過程中獲取部分原油樣品，經測試，50℃脫氣原油黏度為27 970 mPa·s，未達到求取產能的目的（見圖1）。

圖1 黏溫曲線

2 多元熱流體熱采方案

采取成熟的熱采井口及井筒管柱，重點開展了注入參數優化研究、注熱裝備優選及水源選擇，同時針對注入壓力高的問題，開展了降壓增注工藝研究。

2.1 注入參數優化

為了保證熱采測試效果，進行多元熱流體油藏數值模擬方案研究，利用CMG軟件Stars模塊，優化LXX-2井多元熱流體熱采測試注熱參數。

2.1.1 注入溫度 以多元熱流體注入井底溫度240℃為基準，預測生產初期地層溫度將近150℃，地下原油黏度近于50 mPa·s，具有良好流動性（見圖2）。

圖2 注熱及生產期間油層溫度變化

2.1.2 注入量優化 預測多元熱流體注入溫度240℃條件下不同注入量的生產效果。隨著多元熱流體注入量的增加，初期平均日產油量不斷增加[6]。在注入量超過2 000 t后，日產油增加幅度變緩，因此優選注入量2 000 t（見圖3）。

圖3 不同注入量條件下初期日產油量

2.1.3 燜井時間優化 合理的燜井時間能最大限度地提高熱利用率，燜井時間太短，多元熱流體攜帶的熱量不能充分加熱油層而隨產出液帶出；燜井時間太長，又會增大向頂部蓋層、底水的熱損失[7]。燜井時間應以最大限度地利用熱效應從而提高熱利用率為原則（見圖4），燜井時間為2 d時，增產效果較好。

2.2 注熱裝備優選

在保證注入總量一致、井底溫度相同的前提下，拖三設備比拖二設備注入速度高，作業周期縮短，作業成本低；同時，拖三設備井筒熱損失相應減小，井口注入溫度也相應降低（見表1）。

圖4 周期累產油量隨燜井時間變化曲線

表1 井筒熱損失及作業工期計算

2.4.1 地層防膨處理 美國學者摩爾指出一般油層中含黏土1%～5%是最好的油層，若黏土礦物含量達到5%～20%則油層性能較差。在稠油熱采過程中，黏土礦物在高溫下會水化膨脹、分散運移，堵塞地層孔隙，導致地層吸氣能力下降，不僅影響稠油熱采的增產效果，而且還會給熱采作業帶來一定困難[9]。由L-XX-2井測井解釋結果可知，測試層段黏土礦物含量為7.7%，含量較高，為了避免因黏土膨脹導致注不進去、吐不出來的風險，注熱前采取地層防膨處理，防膨方案（見表2）。

2.4.2 降黏處理 降黏劑輔助熱力降黏是特稠油開發中的普遍做法，通過室內試驗，從耐溫性能、降黏效果、降低啟動壓力效果、提高驅油效果等方面優選出高溫降黏劑，該降黏劑耐高溫性能好，在較寬溫度范圍內、地層溫度下、加熱后地層溫度下降黏效果好；適應性好，能有效提高注入能力、提高驅油效率、增加回采油量[10]，地層降黏方案（見表2）。

2.3 水處理工藝設計

L-XX-2井水源供給有3種選擇：拖輪供水、油田地熱水以及海水淡化。其中，淡水資源供給有限，需供給船定期支持，受海域海況條件限制，水源的連續性不能保證；地熱水工藝相對成熟[8]，但該區塊未投入開發，無地熱水資源。而海水資源豐富，受天氣、海況影響小，單套海水淡化設備產水量可達10 t/h，含鹽量小于300 mg/L，能夠滿足現場供水要求。因此，L-XX-2井多元熱流體熱采選擇海水淡化系統供水。

2.4 降壓增注工藝設計

3 測試效果

L-XX-2井2013年6月15日6:00開始注熱，6月25日5:00注熱結束。注熱溫度為240℃，油壓由12 MPa升高到19 MPa再降低到17.5 MPa，套壓由13 MPa升高到20 MPa再降低到18.5 MPa。注入后期注入過程較為平穩，注熱排量達到10.5 t/h，油套壓均下降1 MPa～2 MPa，說明前期特稠油降壓增注作用明顯（見圖5）。

表2 L-XX-2井降壓增注方案

圖5 L-XX-2井多元熱流體熱采測試施工曲線

該井于2013年6月27日-7月5日自噴生產，日均產油80 m3，累產油642 m3，高峰日產油達110 m3；2013年7月7日-10日螺桿泵生產，日均產液65 m3，日均產油55 m3，累產液147 m3，累產油107 m3。熱采測試達到了求取產能、升級儲量級別的目的，作業圓滿完成。

4 結論

多元熱流體吞吐技術成功達到了求取特稠油產能、升級儲量級別的目的，而且取得了較好的開采效果，有力的推動了該油田的開發進程，拉開了多元熱流體熱采技術在特稠油開采領域應用的帷幕，為海上特稠油的動用開發提供了有效的技術手段。

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［2］唐曉旭，馬躍，孫永濤.海上稠油多元熱流體吞吐工藝研究及現場試驗［J］.中國海上油氣，2011，23（3）:185-188.

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［5］王雪飛，楊歧年，趙啟彬.多元熱流體吞吐技術在海洋稠油探井測試中的應用［J］.油氣井測試，2011，20（3）:35-36.

［6］陳娟煒，等.西部斜坡稠油區塊熱力試油成果認識［J］.油氣井測試，2008，17（2）:17-19.

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