渤海pla-2特稠油油藏探井特稠油熱采測試技術(shù)

渤海pla-2特稠油油藏探井特稠油熱采測試技術(shù)

隨著油氣勘探和勘探的深入，在渤海海域發(fā)現(xiàn)了大量的粘性油藏，但傳統(tǒng)的測試效果并不理想。特稠油油藏油層淺,溫度低,原油粘度大、流動性差,測試時原油從地層流向井筒比較困難;另外,原油在沿井筒向上流動的過程中,由于地層低溫帶及海水流動會攜走熱量,導(dǎo)致原油溫度下降,原油粘度顯著增加,逐漸失去流動性;這些均致使常規(guī)試油作業(yè)不能順利進行,難以獲取勘探井的產(chǎn)能、地層原油樣品、地層壓力溫度等資料,最終影響到整個勘探區(qū)塊的儲量不能得到準(zhǔn)確的評估,給后續(xù)的開發(fā)造成困難。因此,如何選擇合適的技術(shù),在滿足海洋測試高時效、低成本要求的前提下通過測試評價手段獲得產(chǎn)能,使特稠油的地質(zhì)發(fā)現(xiàn)轉(zhuǎn)變?yōu)樯虡I(yè)性油氣發(fā)現(xiàn),是一個巨大的挑戰(zhàn)。1熱采測試作業(yè)PLA特稠油油田油藏埋藏淺,測試時出砂嚴(yán)重,50℃時原油密度為977.8kg/m3、粘度為11313mPa·s,且原油膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量高、流動性極差。由于油稠,原油依靠自身能量無法從地層流入井筒,因此單純利用井筒舉升技術(shù)如氣舉、螺桿泵抽等無法獲取產(chǎn)能,而熱采測試作業(yè)存在以下問題,一是由于受甲板空間以及平臺吊車吊卸能力的限制,利用大型設(shè)備在鉆井平臺上進行作業(yè)難度大;二是勘探測試受制于作業(yè)時間短及成本控制的自身特點,也不適合進行延長測試性質(zhì)的試生產(chǎn)。目前在特稠油、稠油油藏開發(fā)生產(chǎn)方面多采用熱采技術(shù)1),但對于探井,特別是在海上探井進行熱采測試尚無先例。因此針對PLA-2油藏評價進行了熱采設(shè)備選擇、熱采設(shè)備在鉆井平臺上的合理擺放設(shè)計、熱采測試規(guī)模(包括注采參數(shù)優(yōu)化)等方面的研究,以及與熱采作業(yè)配套的井下管柱的優(yōu)化研究。2鉆井平臺熱采業(yè)務(wù)應(yīng)采用多元熱流體熱采技術(shù)目前國內(nèi)陸地油田稠油熱采主要利用蒸汽鍋爐,普遍采用的是“亞臨界小容量直流鍋爐”。此類鍋爐對用水有著嚴(yán)格的標(biāo)準(zhǔn),Ca2+、Mg2+含量高容易造成鍋爐結(jié)垢、積鹽和腐蝕等危害,致使?fàn)t管傳熱能力降低,造成管壁過熱使其強度降低,從而影響鍋爐正常工作;更主要的是蒸汽鍋爐體積大、重量大,遠遠超出了鉆井平臺甲板面積和平臺吊車吊裝的承受能力,無法滿足海上作業(yè)要求。如果采用拖輪改造成熱采船的作業(yè)模式,可以將所有熱采設(shè)備擺放在船上,但這樣作業(yè)存在準(zhǔn)備周期長、費用高、受海況限制等缺點。若想實現(xiàn)低成本熱采,就必須在海洋鉆井平臺上作業(yè),否則難以控制作業(yè)成本和時效;但在鉆井平臺熱采存在甲板面積有限的瓶頸問題,通常測試作業(yè)設(shè)備就會占滿甲板面積(圖1),更何況大體積的蒸汽鍋爐,設(shè)備擺放存在困難。通過調(diào)研對比研究,認為利用多元熱流體熱采技術(shù)在鉆井平臺進行熱采作業(yè)具備可行性。多元熱流體熱采設(shè)備包括:水處理裝置、多元熱流體發(fā)生器、空壓機、膜分離制氮機、氮氣增壓機等。該套設(shè)備具備以下主要特點:①占地面積小、重量輕、移動靈活方便,基本滿足平臺的吊裝和擺放;②注入溫度可調(diào)(120～350℃),增產(chǎn)機理多元化,協(xié)同效應(yīng)強,增產(chǎn)效果更為理想;③能耗小(每產(chǎn)生1t氣體的能耗只有蒸汽鍋爐的一半)、熱效率高(在同等的注入溫度和注入水量的情況下,多元熱流體所攜帶的能量為常規(guī)蒸汽的1.1倍),更節(jié)能減排;④多元熱流體發(fā)生器采用全封閉性燃燒系統(tǒng),無明火隱患,特別適用于海上平臺;⑤多元熱流體發(fā)生器不同于蒸汽發(fā)生器有煙道氣排放,而是將產(chǎn)生的水蒸氣與煙道氣一同注入到油層,可以減少二氧化碳及微量燃燒不充分產(chǎn)生物質(zhì)的排放,有益于環(huán)保。根據(jù)熱采技術(shù)的優(yōu)勢,再根據(jù)測試規(guī)模大小以能滿足作業(yè)基本要求為原則選擇設(shè)備,統(tǒng)一布局熱采設(shè)備和常規(guī)測試設(shè)備,合理設(shè)計設(shè)備的擺放位置,能暫時不上平臺的就不上平臺,并通過對滑道空間的合理利用,做到了有限空間最大化利用,解決了鉆井平臺甲板設(shè)備擺放問題(圖2)。3注熱參數(shù)優(yōu)化為了保證多元熱流體熱采測試作業(yè)效果,作業(yè)前采用數(shù)值模擬技術(shù),盡量多的采用鄰井和相似稠油油田油藏有關(guān)數(shù)據(jù),對多元熱流體測試注熱參數(shù)進行分析、優(yōu)化,最終優(yōu)選了適合作業(yè)井注熱規(guī)模的一組注熱參數(shù),并結(jié)合探井測試作業(yè)特點,對注入溫度、注入量、燜井時間等注熱參數(shù)進行了優(yōu)化。數(shù)值模擬結(jié)果表明:在相同的注入速度下,隨著注入溫度的升高,油井初期產(chǎn)量逐漸增加(圖3);在相同的注入溫度下,油井初期產(chǎn)能隨著注入量的增加而增加(圖4);累積產(chǎn)油量并非隨著燜井時間的增長而一直增加(圖5)。因此認為,在工藝允許條件下應(yīng)盡可能提高注入溫度,以獲得較高的初期產(chǎn)能;在施工能力與作業(yè)規(guī)模范圍內(nèi),應(yīng)最大限度提高注入量;對于擠注熱流體采油,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,熱流體不能充分加熱油層,燜井時間太長,又會增大向頂?shù)咨w層的熱損失,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(圖5)。4施工管柱優(yōu)化4.1井筒內(nèi)的熱流失熱采作業(yè)注熱過程中多元熱流體溫度高、壓力高,因此要求井下管柱具有承受高溫、高壓以及隔熱的能力。根據(jù)套管尺寸大小及對井下管柱的耐溫、隔熱要求,最后選擇了114.3mmBCSG隔熱油管。此外,為了使多元熱流體在井筒中的熱散失最小化,還采用了氮氣隔熱伴注技術(shù),即在套管與隔熱油管環(huán)空連續(xù)注入氮氣,二次阻隔多元熱流體在井筒中的熱量散失。確定施工管柱為“114.3mmBCSG引鞋+114.3mmBCSG倒角隔熱油管+雙公短節(jié)+隔熱油管掛”組合,管柱簡單,工具少,在滿足功能需要的前提下提高了熱采作業(yè)的安全性。4.2地面驅(qū)動螺桿泵合理的測試管柱是關(guān)系測試成功與否的關(guān)鍵。在PLA-1稠油油藏既要保證管柱在井下的適應(yīng)性,同時也要保證井下管柱作業(yè)的可靠性、經(jīng)濟性。通過優(yōu)化設(shè)計,測試作業(yè)采用了防砂泵抽保溫一體化管柱。在測試管柱上部下入保溫管,利用保溫管的隔熱性能,減少原油向地層的散熱,以保持原油的流動性。在保溫管的下部下入螺桿泵定子,當(dāng)井內(nèi)流體自噴時,不需下入轉(zhuǎn)子,地層流體直接通過定子空間流到地面進行測試;當(dāng)井內(nèi)流體不能自噴時,下入螺桿泵轉(zhuǎn)子即可啟動驅(qū)動裝置排液,這種地面驅(qū)動螺桿泵能滿足自噴、非自噴2種作業(yè)工況,增加了管柱井下功能并提高了經(jīng)濟性。螺桿泵定子為高性能塑膠,與其他類型的泵相比,螺桿泵具有相對強的攜砂能力。但是,對于埋深較淺、地層壓實差、出砂非常嚴(yán)重的PLA-1油藏來說,盡管螺桿泵具有一定的攜砂能力,也還須加強防砂才行。為了取得更好的求產(chǎn)效果,對渤海探井作業(yè)中經(jīng)常使用的優(yōu)質(zhì)篩管進行了改造,根據(jù)復(fù)合滲壁、滲流排砂、二階濾砂等設(shè)計原理,采取了“減少篩布層數(shù)、增大過濾面積、允許部分細砂能夠通過篩管進入井筒”的措施,以避免油、砂“糊死”在篩管上。改造后的優(yōu)質(zhì)篩管具有了更好的彈性“自潔”能力,能破壞泥砂淤塞,解決了高含泥淺層疏松砂巖稠油環(huán)境測試堵塞問題。在改造優(yōu)質(zhì)篩管的同時,還打破傳統(tǒng)作業(yè)模式,對篩管位置進行優(yōu)化,改變了將篩管置于射孔段之上的做法,而是把篩管對準(zhǔn)射孔層段,使地層砂在地層與優(yōu)質(zhì)篩管之間形成砂橋(圖6),獲得了“以砂防砂”的效果,有效阻止了地層的后續(xù)出砂。這一創(chuàng)新思路及其實施,為簡易防砂熱采作業(yè)獲得成功提供了保障。5未獲得產(chǎn)能測定2000年4月Phillips石油公司在渤海合作區(qū)內(nèi)PLA區(qū)塊鉆探了PLA-1井,發(fā)現(xiàn)了數(shù)十米油層,由于油稠,測試未獲得產(chǎn)能。2009年,中國海洋石油有限公司獲得該區(qū)塊的勘探權(quán)益后,積極探索新工藝,鉆探PLA-2井累計發(fā)現(xiàn)油層約160m,選擇新近系A(chǔ)組和B組疏松砂巖油層為測試目的層進行多元熱流體吞吐測試作業(yè),其中A組測試層射孔7m,B組測試層射孔15m。5.1測試家庭作業(yè)實踐PLA-2井A、B組油層均分別進行了常規(guī)測試和熱采測試。(1)保溫層充液管柱內(nèi)防砂充放電保溫首先組合復(fù)合射孔管柱下井進行射孔作業(yè),之后下APR+PCP測試管柱進行螺桿泵泵抽作業(yè)獲取地層產(chǎn)能,其中在測試管柱內(nèi)底部下入防砂管防砂,在管柱上部下入保溫管防止流體在上升過程中散失熱量,最大程度保持了地層原油溫度。測試管柱組合:防砂管+封隔器+安全接頭+震擊器+液壓旁通+壓力計+RD取樣閥+LPR-N測試閥+JJ-1+泄壓閥+OMNI閥+RD循環(huán)閥+?165.1mm鉆鋌+伸縮接頭+螺桿泵+保溫管+?127.0mm鉆桿。(2)熱采試驗注氮氣管線試壓在114.3mm隔熱油管下入預(yù)定深度后,坐油管掛,裝熱采采油樹,預(yù)制焊接注熱流體管線,連接注氮氣管線,并按設(shè)計要求進行試壓;然后用10%的防膨劑溶液替出井筒內(nèi)完井液,關(guān)閉注熱流程,導(dǎo)通注氮氣流程,啟動氮氣設(shè)備,以600m3/h氮氣排量將油套環(huán)空內(nèi)防膨劑溶液全部擠入地層。之后再導(dǎo)通注熱流程開始進行注熱流體作業(yè),期間環(huán)空連續(xù)以500～600m3/h的排量注入氮氣。熱施工參數(shù)及流程在進行多元熱流體熱采作業(yè)之前,綜合考慮探井測試作業(yè)特點、作業(yè)規(guī)模、注熱參數(shù)優(yōu)選數(shù)值模擬結(jié)果等因素確定的注熱施工參數(shù)見表1。在作業(yè)過程當(dāng)中,利用火箭動力熱力采油裝備并結(jié)合鉆井平臺已有作業(yè)設(shè)施,通過科學(xué)布局、合理優(yōu)化及配套后在PLA-2油藏實現(xiàn)了多元熱流體熱采測試。隔熱措施:隔熱油管+環(huán)空連續(xù)注氮。注熱期間,多元熱流體及水處理的加藥方法嚴(yán)格按照工藝設(shè)計的要求進行。注熱流程見圖7。注入多元熱流體后,燜井24h后放噴。螺桿泵抽油燜井放噴后使用APR+PCP測試管柱求產(chǎn)。在管柱組下到位后,坐封封隔器,安裝螺桿泵泵頭,下抽油桿,裝螺桿泵驅(qū)動,下加熱電纜,用加熱海水替出井筒內(nèi)海水,下加熱電纜通電加熱1h后,啟動螺桿泵進行泵抽作業(yè)。5.2多元熱流體吞吐前后稠油層產(chǎn)油量的變化熱采作業(yè)達到了預(yù)期目的。從熱采測試前后2次螺桿泵泵采產(chǎn)液結(jié)果對比(表2、3)可以看出,在多元熱流體吞吐后A、B稠油層產(chǎn)液量發(fā)生了較大變化,產(chǎn)油量明顯增加。通過產(chǎn)能對比,說明熱采取得了較好的效果,在作業(yè)成本低、時效高的前提下,獲取到了合格的地層數(shù)據(jù)資料。6熱采測試結(jié)果(1)將多元熱流體熱采技術(shù)應(yīng)用于海上稠油探井測試領(lǐng)域在國內(nèi)外尚屬首次,解決了常規(guī)探井測試無法解決的問題。(2)在海上鉆井平臺對多