摘要：高凝油井在常規(guī)試油過程中，原油易結(jié)蠟且流動(dòng)困難，無法達(dá)到試油求產(chǎn)目的。利用Wellflo軟件模擬分析注入流體溫度、下泵深度、泵壓及泵入量的變化對(duì)井筒溫度分布的影響，優(yōu)選水力泵排液的施工參數(shù)，配合地面流程加熱及保溫技術(shù)，完成了大慶油田AA區(qū)塊A1井等3井次的試油測(cè)試，施工中動(dòng)力液采用溫度70℃的熱水，井口溫度及日產(chǎn)油量平穩(wěn)，落實(shí)了儲(chǔ)層的液性和產(chǎn)能。現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用表明，高凝油井水力泵排液參數(shù)分析及優(yōu)化可減少工具起下次數(shù)，防止井筒發(fā)生析蠟?zāi)�固，降低能耗損失，為高凝油井試油及求產(chǎn)提供了借鑒。

　　關(guān)鍵詞：高凝油,試油,水力泵排液,參數(shù)優(yōu)化,井筒溫度,動(dòng)力液

　　通常情況下把凝固點(diǎn)高于40℃、含蠟量大于20%的原油稱為高凝油[1]。高凝油藏在我國(guó)遼河沈陽(yáng)油田、河南魏崗油田、大港棗園油田等地都有分布[2]，近年來在大慶油田AA區(qū)塊也發(fā)現(xiàn)了該類油藏。高凝油流動(dòng)性差，屬黏塑性非牛頓流體，對(duì)溫度有較強(qiáng)的敏感性[3]。

　　在原油開采中，對(duì)于高凝油一般采用蒸氣吞吐、電熱桿加熱、油管加熱、原油降凝劑等方法[4-5]。美國(guó)的高凝油曾利用雙油管柱投產(chǎn)，一套自噴出油，另一套進(jìn)行熱液循環(huán)，但井口溫度必須保持在60～70℃。還試驗(yàn)了水力活塞泵抽油開采高凝油，動(dòng)力液用熱流體，可以對(duì)采出的油和井筒加熱[6]。陳凡云等提出在遼河油田應(yīng)用水力活塞泵采油、同心管閉式熱水循環(huán)、井下電伴熱采油技術(shù)等工藝，適用于高凝油油藏的不同開采階段[7]。楊文軍提出采用磁降黏、降凝技術(shù)，達(dá)到降低凝固點(diǎn)6～22℃[8]。史國(guó)蕊等采用化學(xué)采油技術(shù)實(shí)現(xiàn)高凝油從井底到井口的冷抽生產(chǎn)[9]。

　　顧啟林等利用油管或連續(xù)油管將微差井溫測(cè)試儀下入熱采井水平段，為海上稠油熱采水平井提供了有效的測(cè)試和分析手段[10]。王小通等提出開展微生物提高高凝油采收率菌劑研究和應(yīng)用評(píng)價(jià)[11]。陳廣超提出在江蘇油田使用自控溫伴熱電纜對(duì)試油管柱進(jìn)行加熱，改進(jìn)配套測(cè)試工藝，在井下安裝了測(cè)溫裝置，保證高凝稠油井抽汲求產(chǎn)，以及井筒取樣工作[12]。

　　余東合等提出在華北油田應(yīng)用電加熱螺桿泵與地層測(cè)試器聯(lián)作試油工藝，解決了高凝、高黏稠油井試油難的問題[13]。姜建偉等提出在河南魏崗油田采用注常溫水保持地層壓力，用化學(xué)防蠟降凝和熱洗清蠟進(jìn)行常規(guī)開采[14]。試油是鉆井完井以后，對(duì)油氣層定性的一種手段[15]。目前大慶油田試油一般采取抽汲排液來錄取地層資料。

　　對(duì)于非自噴高凝油井來說，由于凝固點(diǎn)高、含蠟量高，易結(jié)蠟且流動(dòng)困難，當(dāng)溫度低于高凝油的凝固點(diǎn)時(shí)，高凝油就會(huì)出現(xiàn)凝固現(xiàn)象，抽汲作業(yè)的不連續(xù)性[16]，常常會(huì)造成抽汲遇阻或遇卡，導(dǎo)致試油作業(yè)不能正常開展。為保證施工的繼續(xù)，常采用擠入熱水來解堵，如不能解堵，則無法達(dá)到試油求產(chǎn)的目的。大慶油田2004年引進(jìn)水力泵用于壓后排液求產(chǎn)[17]。陳悅祥針對(duì)大慶油田水平井大規(guī)模壓裂后低回壓求產(chǎn)的需要，開發(fā)出適用于水平井大規(guī)模壓后返排的水力泵排液工藝[18]。

　　董萬百等首次成功將水力泵舉升工藝用在大慶油田齊平1井，取得了良好的試油效果，在特低滲區(qū)塊資料求取方面取得重大突破[19]。針對(duì)高凝油特性、現(xiàn)場(chǎng)施工條件的限制以及試油短、平、快的工藝特點(diǎn)，大慶油田優(yōu)選水力噴射泵排液技術(shù)用于高凝油井試油。該技術(shù)的優(yōu)勢(shì)在于:第一，排液速度較快，可快速求取地層產(chǎn)能，縮短試油周期;第二，操作具有較高的安全性，可規(guī)避人身事故，以及工程事故的產(chǎn)生[20];第三，地面流程可形成密閉循環(huán)通道，減少環(huán)境污染，滿足試油環(huán)保要求。

　　水力泵排液技術(shù)在高凝油儲(chǔ)層試油過程中的應(yīng)用，關(guān)鍵問題要解決如何提高井筒溫度，使井筒溫度保持在原油凝固點(diǎn)以上[21]，地層產(chǎn)出流體能順利流動(dòng)。為減少操作的盲目性，科學(xué)有效的進(jìn)行試油測(cè)試，有必要分析水力泵排液參數(shù)對(duì)高凝油井的影響。本文使用A1井資料，利用Wellflo軟件模擬分析了水力噴射泵排液施工參數(shù):注入流體溫度、下泵深度、泵壓及泵入量的變化對(duì)井筒溫度的影響，為水力泵求產(chǎn)選擇合適的施工參數(shù)提供參考。

　　1水力泵排液參數(shù)分析

　　以A1井為例，原油凝固點(diǎn)為46～54℃，含蠟量31.3%，常溫下成黑色油渣狀固體，判斷屬于高凝油。在溫度較低時(shí)原油流動(dòng)性不好。溫度升高至60℃時(shí)，原油流動(dòng)性得到改善，原油黏度降低至20mPa·s左右;在65℃時(shí)，黏度曲線出現(xiàn)較明顯拐點(diǎn);在65℃以上時(shí)，原油黏度隨溫度的變化幅度不大。

　　常規(guī)試油過程中，由于地層散熱，產(chǎn)出的流體沿油管從井底流向井口時(shí)，黏度不斷上升;而采用井筒加熱，則在流向井口時(shí)，溫度不斷升高，黏度不斷下降。井筒加熱有助于增加產(chǎn)出油氣混合物的流動(dòng)性，對(duì)高凝油的試油非常有利[22-23]。利用Wellflo軟件，固定其它工作參數(shù)，改變其中的一個(gè)參數(shù)，繪制出水力泵排液施工參數(shù)對(duì)井筒溫度的影響圖，對(duì)其進(jìn)行分析，優(yōu)化水力泵施工參數(shù)，指導(dǎo)現(xiàn)場(chǎng)施工。

　　1.1注入流體溫度

　　繪制水力泵排液求產(chǎn)與常規(guī)求產(chǎn)井筒流體溫度對(duì)比，可以看出:(1)常規(guī)抽汲求產(chǎn)情況下，地層產(chǎn)出流體的溫度隨井深增加而逐漸增加。(2)水力泵向井筒注入熱流體時(shí)，由于散熱，注入流體溫度不斷下降;由于井筒溫度隨井深增加而增加，故呈現(xiàn)的狀態(tài)是溫降不斷減慢;超過一定井筒深度后，井筒和地層產(chǎn)出流體反而對(duì)注入流體有加熱作用，導(dǎo)致注入流體溫度隨井深增加而增加。注入流體到達(dá)下泵深度循環(huán)流出時(shí)，隨著井深變淺，溫度逐漸降低。(3)水力泵求產(chǎn)時(shí)，與常規(guī)抽汲求產(chǎn)相比，井筒中流體溫度明顯增高，最低(井口)溫度高于析蠟溫度，從而保證了正常的試油施工生產(chǎn)。注入流體溫度越高，對(duì)地層流體的加熱作用越好，井口出液溫度越高。試油施工時(shí)，可以計(jì)算出多組這樣的曲線，通過分析不同注入溫度對(duì)井筒溫度的影響，從中優(yōu)選滿足井條件的最佳注入溫度，既保證產(chǎn)出流體具有良好的流動(dòng)性，保證高凝油不發(fā)生析蠟?zāi)�固，又能�?jié)約成本，為提高油田的開發(fā)效益具有重要的意義。

　　1.2下泵深度

　　由于井底地層溫度往往高于原油的凝固點(diǎn)，井筒加熱不需要從井底開始。所需的加熱深度依據(jù)原油的物性而定，凝固點(diǎn)越高則所需加熱的深度越深。改變水力泵的下泵深度，繪制不加泵及不同泵深影響下的井筒溫度分布曲線，下泵深度越深，對(duì)地層流體的加熱作用越好，井口出液溫度越高�，F(xiàn)場(chǎng)施工時(shí)，可預(yù)測(cè)水力泵在不同的深度下井筒內(nèi)混合流體溫度分布及相應(yīng)的油層溫度分布，優(yōu)化選擇下泵深度，既能保證高凝油不發(fā)生析蠟?zāi)�固，又能減少下井油管數(shù)量，減輕工人勞動(dòng)強(qiáng)度。

　　1.3泵壓

　　選擇合理的泵壓，可獲得地層準(zhǔn)確的產(chǎn)能。改變水力泵的泵壓，繪制不加泵及不同泵壓影響下的井筒溫度分布曲線。

　　1.4泵入量

　　井筒循環(huán)量大，對(duì)井筒溫度影響也大。如果只是為了井筒保溫而加大泵入量，會(huì)加劇泵的磨損與沖擊，縮短泵的壽命。泵入液量越大，對(duì)地層流體的加熱作用越好，井口出液溫度越高;當(dāng)泵入量過高時(shí)，對(duì)地層流體的加熱作用幅度變小。試油施工時(shí)，可以計(jì)算出多組這樣的曲線，通過對(duì)不同泵入量對(duì)井筒溫度的影響進(jìn)行分析，從中優(yōu)選滿足井條件的最佳泵入量，保證產(chǎn)出流體具有良好的流動(dòng)性，延長(zhǎng)泵的使用壽命。

　　2現(xiàn)場(chǎng)優(yōu)化應(yīng)用

　　目前，該技術(shù)共指導(dǎo)完成3口高凝油井的現(xiàn)場(chǎng)施工，均順利地完成了試油求產(chǎn)，錄取到了地層資料。A1井位于黑龍江省AA市，構(gòu)造上位于AA坳陷。預(yù)測(cè)地層溫度93.6℃/2310.00m。因地層溫度較高，原設(shè)計(jì)試油方案是下入MFE管柱常開井抽汲求產(chǎn)，由于原油在油管上部凝固，溫度12℃，抽汲遇阻無法求產(chǎn)。

　　采用不動(dòng)管柱三層壓裂工藝壓裂，打入熱壓裂液1200.00m3，放噴結(jié)束后井口溫度32℃，起出壓裂管柱。為快速求取地層產(chǎn)能情況，采用水力泵排液求產(chǎn)，水力泵下深2189.53m，入口流程采用鍋爐對(duì)動(dòng)力液加熱至70℃，動(dòng)力液采用清水，地層返出液出口連接碎屑捕捉器，過濾返出液中的雜質(zhì)，保證注入液的清潔，防止水力泵發(fā)生堵塞。

　　使用密閉加熱計(jì)量罐解決計(jì)量問題，地面流程連接成循環(huán)通道，管線使用保溫帶纏繞，減少熱量損耗。求產(chǎn)期間，出口溫度經(jīng)測(cè)量為33～53℃，泵壓分別采用12、16、18、20、22、24、26、28MPa，求產(chǎn)后期產(chǎn)量穩(wěn)定，泵壓26MPa下日產(chǎn)油1.618t(已扣油含水)，平均流壓0.41MPa/2191.05m，試油結(jié)論為低產(chǎn)油層。(地面停泵造成間斷)。前期泵入熱流體，隨著泵壓提高，因過流面積不變，泵入量提高，出口溫度明顯提高，后期隨著泵壓提高至16MPa后，出口溫度及日產(chǎn)油量平穩(wěn)，說明地層能量不足，繼續(xù)加熱效果不明顯。日產(chǎn)水量有明顯下降趨勢(shì)，經(jīng)化驗(yàn)，水性與鄰井不相符，判斷為壓裂液。

　　B1井位于黑龍江省大慶市AA縣，構(gòu)造上位于AA凹陷區(qū)，井段1639.0～1681.0m，預(yù)測(cè)地層溫度為62.1℃/1644.16m，原設(shè)計(jì)試油方案是測(cè)試求流體性質(zhì)及自然產(chǎn)能，下入MFE(Ⅱ)管柱。隨著泵壓提高，流壓降低，井下產(chǎn)出混合流體溫度提升，地層供液比較充足，但由于噴嘴喉管配比不好，泵效不高，流壓沒降下去，或者可能已達(dá)到最大產(chǎn)能，因此日產(chǎn)油量變化不大。后期無水產(chǎn)出，經(jīng)化驗(yàn)，水性與鄰井不相符，判斷地層不出水。

　　3結(jié)論

　　(1)水力泵排液技術(shù)可實(shí)現(xiàn)對(duì)高凝油井安全、可靠、快速排液求產(chǎn)，縮短試油周期，降低施工成本。地面流程可形成密閉循環(huán)通道，減少環(huán)境污染及熱量損耗，滿足試油環(huán)保要求。

　　(2)A1井是大慶油田第一口采用水力泵排液技術(shù)求產(chǎn)的高凝油井，通過分析注入流體溫度、下泵深度、泵壓及泵入量的變化對(duì)井筒溫度的影響等的水力泵排液技術(shù)參數(shù)，優(yōu)選水力泵的施工參數(shù)，指導(dǎo)現(xiàn)場(chǎng)施工，順利求取了目的層產(chǎn)能等參數(shù)，為油田勘探開發(fā)工作提供了第一手資料，對(duì)于指導(dǎo)高凝油井施工和開發(fā)生產(chǎn)具有重要實(shí)際意義。

　　(3)目前施工中下泵深度盡可能靠近層位深度，降低流壓對(duì)產(chǎn)能的影響。下一步可根據(jù)地層能量充足與否，優(yōu)化下泵深度，兼顧產(chǎn)液量和經(jīng)濟(jì)效益。

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　　相關(guān)刊物推薦：《復(fù)雜油氣藏》是由中國(guó)石化集團(tuán)公司主管，中國(guó)石化上海海洋油氣分公司;江蘇油田分公司主辦的油氣類季刊，創(chuàng)刊于1990年，本刊前身《江蘇油氣》。