多元熱流體技術(shù)在特稠油探井測試中的應(yīng)用研究

方國印，馬增華，顧啟林

（中海油田服務(wù)股份有限公司油田生產(chǎn)事業(yè)部，天津 300459）

海上稠油資源豐富，在勘探開發(fā)一體化的大環(huán)境下，特稠油開發(fā)提上日程，但常規(guī)冷采測試技術(shù)達不到獲取產(chǎn)能、升級儲量的目的。多元熱流體技術(shù)以“氣-熱”多元的增產(chǎn)機理在渤海普通稠油開發(fā)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(guān)-XX普通稠油區(qū)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(fā)以蒸汽吞吐、SAGD開發(fā)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(shù)的特征與優(yōu)勢所在。因此，在參考陸地油田特/超稠油熱力試驗經(jīng)驗的基礎(chǔ)上，采用多元熱流體技術(shù)進行海上特稠油探井測試，力求產(chǎn)能最大化，同時縮減作業(yè)周期，降低作業(yè)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(chǔ)上開展了特稠油探井多元熱流體測試的應(yīng)用研究工作。

1 探井基本情況

L-XX區(qū)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(zhì)較重，黏度較大，常規(guī)冷采測試均未獲得產(chǎn)能。為了求取稠油的產(chǎn)能和升級儲量級別，2013年5月在該區(qū)塊構(gòu)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(guī)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(jīng)測試，50℃脫氣原油黏度為27 970 mPa·s，未達到求取產(chǎn)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?yún)?shù)優(yōu)化研究、注熱裝備優(yōu)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?yún)?shù)優(yōu)化

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

2.1.1 注入溫度 以多元熱流體注入井底溫度240℃為基準(zhǔn)，預(yù)測生產(chǎn)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(chǎn)期間油層溫度變化

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

圖3 不同注入量條件下初期日產(chǎn)油量

2.1.3 燜井時間優(yōu)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(chǎn)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(yīng)以最大限度地利用熱效應(yīng)從而提高熱利用率為原則（見圖4），燜井時間為2 d時，增產(chǎn)效果較好。

2.2 注熱裝備優(yōu)選

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

圖4 周期累產(chǎn)油量隨燜井時間變化曲線

表1 井筒熱損失及作業(yè)工期計算

2.4.1 地層防膨處理 美國學(xué)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(dǎo)致地層吸氣能力下降，不僅影響稠油熱采的增產(chǎn)效果，而且還會給熱采作業(yè)帶來一定困難[9]。由L-XX-2井測井解釋結(jié)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(dǎo)致注不進去、吐不出來的風(fēng)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(fā)中的普遍做法，通過室內(nèi)試驗，從耐溫性能、降黏效果、降低啟動壓力效果、提高驅(qū)油效果等方面優(yōu)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(nèi)、地層溫度下、加熱后地層溫度下降黏效果好；適應(yīng)性好，能有效提高注入能力、提高驅(qū)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(shè)計

L-XX-2井水源供給有3種選擇：拖輪供水、油田地?zé)崴约昂Ｋ?。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(xù)性不能保證；地?zé)崴に囅鄬Τ墒靃8]，但該區(qū)塊未投入開發(fā)，無地?zé)崴Y源。而海水資源豐富，受天氣、海況影響小，單套海水淡化設(shè)備產(chǎn)水量可達10 t/h，含鹽量小于300 mg/L，能夠滿足現(xiàn)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(tǒng)供水。

2.4 降壓增注工藝設(shè)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(jié)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(wěn)，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(chǎn)，日均產(chǎn)油80 m3，累產(chǎn)油642 m3，高峰日產(chǎn)油達110 m3；2013年7月7日-10日螺桿泵生產(chǎn)，日均產(chǎn)液65 m3，日均產(chǎn)油55 m3，累產(chǎn)液147 m3，累產(chǎn)油107 m3。熱采測試達到了求取產(chǎn)能、升級儲量級別的目的，作業(yè)圓滿完成。

4 結(jié)論

多元熱流體吞吐技術(shù)成功達到了求取特稠油產(chǎn)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(fā)進程，拉開了多元熱流體熱采技術(shù)在特稠油開采領(lǐng)域應(yīng)用的帷幕，為海上特稠油的動用開發(fā)提供了有效的技術(shù)手段。

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