多元热流体技术在特稠油探井测试中的应用研究

方国印，马增华，顾启林

（中海油田服务股份有限公司油田生产事业部，天津 300459）

海上稠油资源丰富，在勘探开发一体化的大环境下，特稠油开发提上日程，但常规冷采测试技术达不到获取产能、升级储量的目的。多元热流体技术以“气-热”多元的增产机理在渤海普通稠油开发中得到了扩大试验并取得了较好的效果[1，2]，并且在2010年P-XX普通稠油区块的探井测试中获得了较好的测试效果[3-5]。陆地油田特稠油开发以蒸汽吞吐、SAGD开发为主，但存在热波及范围小、回采效果差、热损失大的问题，后期一般采用注入N2/CO2等气体辅助蒸汽来提高热采效果，而这正是多元热流体热采技术的特征与优势所在。因此，在参考陆地油田特/超稠油热力试验经验的基础上，采用多元热流体技术进行海上特稠油探井测试，力求产能最大化，同时缩减作业周期，降低作业成本。受多元热流体装备注热能力限制，注入井底温度选择240℃，在此基础上开展了特稠油探井多元热流体测试的应用研究工作。

1 探井基本情况

L-XX区块于1988年10月1日和2012年1月分别钻探了2口井，钻遇油层107.3 m，但由于油质较重，黏度较大，常规冷采测试均未获得产能。为了求取稠油的产能和升级储量级别，2013年5月在该区块构造中部钻探L-XX-2井，测试层位1 000 m～1 035 m，完井防砂方式为套管射孔＋砾石充填。在常规DST测试中，原油未流动至井口，仅在回收抽油杆的过程中获取部分原油样品，经测试，50℃脱气原油黏度为27 970 mPa·s，未达到求取产能的目的（见图1）。

图1 黏温曲线

2 多元热流体热采方案

采取成熟的热采井口及井筒管柱，重点开展了注入参数优化研究、注热装备优选及水源选择，同时针对注入压力高的问题，开展了降压增注工艺研究。

2.1 注入参数优化

为了保证热采测试效果，进行多元热流体油藏数值模拟方案研究，利用CMG软件Stars模块，优化LXX-2井多元热流体热采测试注热参数。

2.1.1 注入温度 以多元热流体注入井底温度240℃为基准，预测生产初期地层温度将近150℃，地下原油黏度近于50 mPa·s，具有良好流动性（见图2）。

图2 注热及生产期间油层温度变化

2.1.2 注入量优化 预测多元热流体注入温度240℃条件下不同注入量的生产效果。随着多元热流体注入量的增加，初期平均日产油量不断增加[6]。在注入量超过2 000 t后，日产油增加幅度变缓，因此优选注入量2 000 t（见图3）。

图3 不同注入量条件下初期日产油量

2.1.3 焖井时间优化 合理的焖井时间能最大限度地提高热利用率，焖井时间太短，多元热流体携带的热量不能充分加热油层而随产出液带出；焖井时间太长，又会增大向顶部盖层、底水的热损失[7]。焖井时间应以最大限度地利用热效应从而提高热利用率为原则（见图4），焖井时间为2 d时，增产效果较好。

2.2 注热装备优选

在保证注入总量一致、井底温度相同的前提下，拖三设备比拖二设备注入速度高，作业周期缩短，作业成本低；同时，拖三设备井筒热损失相应减小，井口注入温度也相应降低（见表1）。

图4 周期累产油量随焖井时间变化曲线

表1 井筒热损失及作业工期计算

2.4.1 地层防膨处理 美国学者摩尔指出一般油层中含黏土1%～5%是最好的油层，若黏土矿物含量达到5%～20%则油层性能较差。在稠油热采过程中，黏土矿物在高温下会水化膨胀、分散运移，堵塞地层孔隙，导致地层吸气能力下降，不仅影响稠油热采的增产效果，而且还会给热采作业带来一定困难[9]。由L-XX-2井测井解释结果可知，测试层段黏土矿物含量为7.7%，含量较高，为了避免因黏土膨胀导致注不进去、吐不出来的风险，注热前采取地层防膨处理，防膨方案（见表2）。

2.4.2 降黏处理 降黏剂辅助热力降黏是特稠油开发中的普遍做法，通过室内试验，从耐温性能、降黏效果、降低启动压力效果、提高驱油效果等方面优选出高温降黏剂，该降黏剂耐高温性能好，在较宽温度范围内、地层温度下、加热后地层温度下降黏效果好；适应性好，能有效提高注入能力、提高驱油效率、增加回采油量[10]，地层降黏方案（见表2）。

2.3 水处理工艺设计

L-XX-2井水源供给有3种选择：拖轮供水、油田地热水以及海水淡化。其中，淡水资源供给有限，需供给船定期支持，受海域海况条件限制，水源的连续性不能保证；地热水工艺相对成熟[8]，但该区块未投入开发，无地热水资源。而海水资源丰富，受天气、海况影响小，单套海水淡化设备产水量可达10 t/h，含盐量小于300 mg/L，能够满足现场供水要求。因此，L-XX-2井多元热流体热采选择海水淡化系统供水。

2.4 降压增注工艺设计

3 测试效果

L-XX-2井2013年6月15日6:00开始注热，6月25日5:00注热结束。注热温度为240℃，油压由12 MPa升高到19 MPa再降低到17.5 MPa，套压由13 MPa升高到20 MPa再降低到18.5 MPa。注入后期注入过程较为平稳，注热排量达到10.5 t/h，油套压均下降1 MPa～2 MPa，说明前期特稠油降压增注作用明显（见图5）。

表2 L-XX-2井降压增注方案

图5 L-XX-2井多元热流体热采测试施工曲线

该井于2013年6月27日-7月5日自喷生产，日均产油80 m3，累产油642 m3，高峰日产油达110 m3；2013年7月7日-10日螺杆泵生产，日均产液65 m3，日均产油55 m3，累产液147 m3，累产油107 m3。热采测试达到了求取产能、升级储量级别的目的，作业圆满完成。

4 结论

多元热流体吞吐技术成功达到了求取特稠油产能、升级储量级别的目的，而且取得了较好的开采效果，有力的推动了该油田的开发进程，拉开了多元热流体热采技术在特稠油开采领域应用的帷幕，为海上特稠油的动用开发提供了有效的技术手段。

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［2］唐晓旭，马跃，孙永涛.海上稠油多元热流体吞吐工艺研究及现场试验［J］.中国海上油气，2011，23（3）:185-188.

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［6］陈娟炜，等.西部斜坡稠油区块热力试油成果认识［J］.油气井测试，2008，17（2）:17-19.

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