渤海pla-2特稠油油藏探井特稠油热采测试技术

渤海pla-2特稠油油藏探井特稠油热采测试技术

随着油气勘探和勘探的深入，在渤海海域发现了大量的粘性油藏，但传统的测试效果并不理想。特稠油油藏油层浅,温度低,原油粘度大、流动性差,测试时原油从地层流向井筒比较困难;另外,原油在沿井筒向上流动的过程中,由于地层低温带及海水流动会携走热量,导致原油温度下降,原油粘度显著增加,逐渐失去流动性;这些均致使常规试油作业不能顺利进行,难以获取勘探井的产能、地层原油样品、地层压力温度等资料,最终影响到整个勘探区块的储量不能得到准确的评估,给后续的开发造成困难。因此,如何选择合适的技术,在满足海洋测试高时效、低成本要求的前提下通过测试评价手段获得产能,使特稠油的地质发现转变为商业性油气发现,是一个巨大的挑战。1热采测试作业PLA特稠油油田油藏埋藏浅,测试时出砂严重,50℃时原油密度为977.8kg/m3、粘度为11313mPa·s,且原油胶质沥青质含量高、流动性极差。由于油稠,原油依靠自身能量无法从地层流入井筒,因此单纯利用井筒举升技术如气举、螺杆泵抽等无法获取产能,而热采测试作业存在以下问题,一是由于受甲板空间以及平台吊车吊卸能力的限制,利用大型设备在钻井平台上进行作业难度大;二是勘探测试受制于作业时间短及成本控制的自身特点,也不适合进行延长测试性质的试生产。目前在特稠油、稠油油藏开发生产方面多采用热采技术1),但对于探井,特别是在海上探井进行热采测试尚无先例。因此针对PLA-2油藏评价进行了热采设备选择、热采设备在钻井平台上的合理摆放设计、热采测试规模(包括注采参数优化)等方面的研究,以及与热采作业配套的井下管柱的优化研究。2钻井平台热采业务应采用多元热流体热采技术目前国内陆地油田稠油热采主要利用蒸汽锅炉,普遍采用的是“亚临界小容量直流锅炉”。此类锅炉对用水有着严格的标准,Ca2+、Mg2+含量高容易造成锅炉结垢、积盐和腐蚀等危害,致使炉管传热能力降低,造成管壁过热使其强度降低,从而影响锅炉正常工作;更主要的是蒸汽锅炉体积大、重量大,远远超出了钻井平台甲板面积和平台吊车吊装的承受能力,无法满足海上作业要求。如果采用拖轮改造成热采船的作业模式,可以将所有热采设备摆放在船上,但这样作业存在准备周期长、费用高、受海况限制等缺点。若想实现低成本热采,就必须在海洋钻井平台上作业,否则难以控制作业成本和时效;但在钻井平台热采存在甲板面积有限的瓶颈问题,通常测试作业设备就会占满甲板面积(图1),更何况大体积的蒸汽锅炉,设备摆放存在困难。通过调研对比研究,认为利用多元热流体热采技术在钻井平台进行热采作业具备可行性。多元热流体热采设备包括:水处理装置、多元热流体发生器、空压机、膜分离制氮机、氮气增压机等。该套设备具备以下主要特点:①占地面积小、重量轻、移动灵活方便,基本满足平台的吊装和摆放;②注入温度可调(120～350℃),增产机理多元化,协同效应强,增产效果更为理想;③能耗小(每产生1t气体的能耗只有蒸汽锅炉的一半)、热效率高(在同等的注入温度和注入水量的情况下,多元热流体所携带的能量为常规蒸汽的1.1倍),更节能减排;④多元热流体发生器采用全封闭性燃烧系统,无明火隐患,特别适用于海上平台;⑤多元热流体发生器不同于蒸汽发生器有烟道气排放,而是将产生的水蒸气与烟道气一同注入到油层,可以减少二氧化碳及微量燃烧不充分产生物质的排放,有益于环保。根据热采技术的优势,再根据测试规模大小以能满足作业基本要求为原则选择设备,统一布局热采设备和常规测试设备,合理设计设备的摆放位置,能暂时不上平台的就不上平台,并通过对滑道空间的合理利用,做到了有限空间最大化利用,解决了钻井平台甲板设备摆放问题(图2)。3注热参数优化为了保证多元热流体热采测试作业效果,作业前采用数值模拟技术,尽量多的采用邻井和相似稠油油田油藏有关数据,对多元热流体测试注热参数进行分析、优化,最终优选了适合作业井注热规模的一组注热参数,并结合探井测试作业特点,对注入温度、注入量、焖井时间等注热参数进行了优化。数值模拟结果表明:在相同的注入速度下,随着注入温度的升高,油井初期产量逐渐增加(图3);在相同的注入温度下,油井初期产能随着注入量的增加而增加(图4);累积产油量并非随着焖井时间的增长而一直增加(图5)。因此认为,在工艺允许条件下应尽可能提高注入温度,以获得较高的初期产能;在施工能力与作业规模范围内,应最大限度提高注入量;对于挤注热流体采油,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,热流体不能充分加热油层,焖井时间太长,又会增大向顶底盖层的热损失,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(图5)。4施工管柱优化4.1井筒内的热流失热采作业注热过程中多元热流体温度高、压力高,因此要求井下管柱具有承受高温、高压以及隔热的能力。根据套管尺寸大小及对井下管柱的耐温、隔热要求,最后选择了114.3mmBCSG隔热油管。此外,为了使多元热流体在井筒中的热散失最小化,还采用了氮气隔热伴注技术,即在套管与隔热油管环空连续注入氮气,二次阻隔多元热流体在井筒中的热量散失。确定施工管柱为“114.3mmBCSG引鞋+114.3mmBCSG倒角隔热油管+双公短节+隔热油管挂”组合,管柱简单,工具少,在满足功能需要的前提下提高了热采作业的安全性。4.2地面驱动螺杆泵合理的测试管柱是关系测试成功与否的关键。在PLA-1稠油油藏既要保证管柱在井下的适应性,同时也要保证井下管柱作业的可靠性、经济性。通过优化设计,测试作业采用了防砂泵抽保温一体化管柱。在测试管柱上部下入保温管,利用保温管的隔热性能,减少原油向地层的散热,以保持原油的流动性。在保温管的下部下入螺杆泵定子,当井内流体自喷时,不需下入转子,地层流体直接通过定子空间流到地面进行测试;当井内流体不能自喷时,下入螺杆泵转子即可启动驱动装置排液,这种地面驱动螺杆泵能满足自喷、非自喷2种作业工况,增加了管柱井下功能并提高了经济性。螺杆泵定子为高性能塑胶,与其他类型的泵相比,螺杆泵具有相对强的携砂能力。但是,对于埋深较浅、地层压实差、出砂非常严重的PLA-1油藏来说,尽管螺杆泵具有一定的携砂能力,也还须加强防砂才行。为了取得更好的求产效果,对渤海探井作业中经常使用的优质筛管进行了改造,根据复合渗壁、渗流排砂、二阶滤砂等设计原理,采取了“减少筛布层数、增大过滤面积、允许部分细砂能够通过筛管进入井筒”的措施,以避免油、砂“糊死”在筛管上。改造后的优质筛管具有了更好的弹性“自洁”能力,能破坏泥砂淤塞,解决了高含泥浅层疏松砂岩稠油环境测试堵塞问题。在改造优质筛管的同时,还打破传统作业模式,对筛管位置进行优化,改变了将筛管置于射孔段之上的做法,而是把筛管对准射孔层段,使地层砂在地层与优质筛管之间形成砂桥(图6),获得了“以砂防砂”的效果,有效阻止了地层的后续出砂。这一创新思路及其实施,为简易防砂热采作业获得成功提供了保障。5未获得产能测定2000年4月Phillips石油公司在渤海合作区内PLA区块钻探了PLA-1井,发现了数十米油层,由于油稠,测试未获得产能。2009年,中国海洋石油有限公司获得该区块的勘探权益后,积极探索新工艺,钻探PLA-2井累计发现油层约160m,选择新近系A组和B组疏松砂岩油层为测试目的层进行多元热流体吞吐测试作业,其中A组测试层射孔7m,B组测试层射孔15m。5.1测试家庭作业实践PLA-2井A、B组油层均分别进行了常规测试和热采测试。(1)保温层充液管柱内防砂充放电保温首先组合复合射孔管柱下井进行射孔作业,之后下APR+PCP测试管柱进行螺杆泵泵抽作业获取地层产能,其中在测试管柱内底部下入防砂管防砂,在管柱上部下入保温管防止流体在上升过程中散失热量,最大程度保持了地层原油温度。测试管柱组合:防砂管+封隔器+安全接头+震击器+液压旁通+压力计+RD取样阀+LPR-N测试阀+JJ-1+泄压阀+OMNI阀+RD循环阀+ϕ165.1mm钻铤+伸缩接头+螺杆泵+保温管+ϕ127.0mm钻杆。(2)热采试验注氮气管线试压在114.3mm隔热油管下入预定深度后,坐油管挂,装热采采油树,预制焊接注热流体管线,连接注氮气管线,并按设计要求进行试压;然后用10%的防膨剂溶液替出井筒内完井液,关闭注热流程,导通注氮气流程,启动氮气设备,以600m3/h氮气排量将油套环空内防膨剂溶液全部挤入地层。之后再导通注热流程开始进行注热流体作业,期间环空连续以500～600m3/h的排量注入氮气。热施工参数及流程在进行多元热流体热采作业之前,综合考虑探井测试作业特点、作业规模、注热参数优选数值模拟结果等因素确定的注热施工参数见表1。在作业过程当中,利用火箭动力热力采油装备并结合钻井平台已有作业设施,通过科学布局、合理优化及配套后在PLA-2油藏实现了多元热流体热采测试。隔热措施:隔热油管+环空连续注氮。注热期间,多元热流体及水处理的加药方法严格按照工艺设计的要求进行。注热流程见图7。注入多元热流体后,焖井24h后放喷。螺杆泵抽油焖井放喷后使用APR+PCP测试管柱求产。在管柱组下到位后,坐封封隔器,安装螺杆泵泵头,下抽油杆,装螺杆泵驱动,下加热电缆,用加热海水替出井筒内海水,下加热电缆通电加热1h后,启动螺杆泵进行泵抽作业。5.2多元热流体吞吐前后稠油层产油量的变化热采作业达到了预期目的。从热采测试前后2次螺杆泵泵采产液结果对比(表2、3)可以看出,在多元热流体吞吐后A、B稠油层产液量发生了较大变化,产油量明显增加。通过产能对比,说明热采取得了较好的效果,在作业成本低、时效高的前提下,获取到了合格的地层数据资料。6热采测试结果(1)将多元热流体热采技术应用于海上稠油探井测试领域在国内外尚属首次,解决了常规探井测试无法解决的问题。(2)在海上钻井平台对多