稠油井高溫長效測試技術(shù)的應(yīng)用

張玉平　王鵬

摘 要：本文針對稠油測試過程中油稠、高溫、井斜、水平井等困擾油田動態(tài)監(jiān)測資料錄取的多項(xiàng)監(jiān)測難題，對高溫長效測試技術(shù)進(jìn)行研究，通過對流壓、靜壓及不穩(wěn)定試井等項(xiàng)目的測試，實(shí)現(xiàn)了對稠油吞吐井采油過程中的中長期連續(xù)動態(tài)監(jiān)測，通過獲取稠油油藏地層信息和生產(chǎn)信息，進(jìn)一步分析井下溫度和壓力與產(chǎn)液量的對應(yīng)變化規(guī)律，為稠油井動態(tài)分析及確定合理開發(fā)方案提供依據(jù)。

關(guān)鍵詞：稠油油藏；長效測試；規(guī)律研究

1 現(xiàn)狀

在油氣田勘探開發(fā)過程中，通過測試可以取得地層產(chǎn)量及壓力等資料，為油氣田的后續(xù)開發(fā)提供可靠依據(jù)。目前，在冷采井測試工具工藝配套技術(shù)研究及應(yīng)用中，現(xiàn)有的工藝技術(shù)基本上能夠滿足油氣田開發(fā)需要。而稠油注蒸汽吞吐開采井由于受溫、井下管柱結(jié)構(gòu)、地層原油性質(zhì)等多種因素的影響，測試儀器靠自重?zé)o法下入井內(nèi)，油層的溫度、壓力等資料無法錄取，造成注蒸汽吞吐井轉(zhuǎn)抽生產(chǎn)后整個開采過程中油井動態(tài)生產(chǎn)資料嚴(yán)重缺乏，無法對稠油井進(jìn)行科學(xué)分析、生產(chǎn)設(shè)計(jì)。

2 高溫長效測試技術(shù)

高溫長效測試技術(shù)是指在高溫高壓復(fù)雜介質(zhì)條件下進(jìn)行的井下流溫、流壓及壓降和恢復(fù)等不穩(wěn)定試井測試，主要針對稠油注蒸汽吞吐井轉(zhuǎn)抽生產(chǎn)采油階段。用高溫長效壓力溫度測試儀接抽油泵底部，在油井生產(chǎn)期間對壓力溫度進(jìn)行長期連續(xù)實(shí)時監(jiān)測，獲取稠油油藏大量的地層信息和生產(chǎn)信息。如流壓、流溫、靜壓、靜溫、滲透率等等。通過對測試資料的結(jié)果解釋、分析、研究，掌握井下溫度、壓力與產(chǎn)液量一一對應(yīng)的變化規(guī)律，指導(dǎo)確立合理的生產(chǎn)時間和制定合理開發(fā)方案，提高稠油的開發(fā)效果。

2.1 高溫長效測試儀器結(jié)構(gòu)

高溫長效測試儀器主要由減震部分、密封部分、絕緣部分、采集存儲系統(tǒng)、尾堵五部分組成。

2.2 對采油階段油藏溫度場的認(rèn)識

稠油注蒸汽吞吐后，在采油生產(chǎn)階段，油藏溫度場處于變溫場的過程。初期溫度高達(dá)230℃，隨時間遞增溫度逐漸下降，最后呈低溫平緩趨勢，常規(guī)壓力計(jì)無法滿足耐溫要求，測試儀器需滿足耐高溫條件。

2.3 儀器的關(guān)鍵技術(shù)

①壓力溫度測試儀采用雙層真空隔熱和吸熱體設(shè)計(jì)，因壓力傳感器及數(shù)據(jù)采集電路不能長期處于高溫環(huán)境，在測試過程中須置于雙層隔熱瓶內(nèi)，并與吸熱體相結(jié)合的隔熱方式，免受高溫?fù)p壞。經(jīng)實(shí)驗(yàn)在240℃環(huán)境下，隔熱瓶96小時溫升小于150℃，能夠滿足高溫環(huán)境需要。②壓力溫度測試儀采用大容量數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)設(shè)計(jì)，因?yàn)殚L效測試周期長，數(shù)據(jù)存儲量大，將數(shù)據(jù)存儲容由常規(guī)的低容量存儲改為可擴(kuò)展存儲，采樣間隔可調(diào)整，可保證連續(xù)長時間存儲數(shù)據(jù)。③儀器電池采用大容量低功耗設(shè)計(jì)，精選大容量低功耗高溫鋰電池。儀器采樣時功耗在5mA以下，休眠時在5uA以下，一節(jié)電池可滿足上百萬組數(shù)據(jù)采集和一年以上井下采集需要。即使電池耗盡，也會在最低電壓下保存數(shù)據(jù)再進(jìn)入低電壓保護(hù)模式，確保數(shù)據(jù)不丟失。④自主研制高溫長效壓力溫度測試托管裝置，測試托管裝置用來存放攜帶壓力溫度測試儀，設(shè)計(jì)進(jìn)壓濾砂孔、上下減震器、托筒導(dǎo)錐、筒內(nèi)灌注耐腐蝕油，有效解決了壓力溫度測試儀的固定、減震、存放等難題。

2.4 高溫長效測試工藝

根據(jù)測試方案預(yù)先設(shè)置好采樣時間，在油井注汽、燜井、防噴結(jié)束后下入采油管柱時，將高溫壓力溫度測試裝置一同入井中，一個采油周期結(jié)束后取出儀器，進(jìn)行流壓、流溫、靜壓、靜溫等數(shù)據(jù)回放、資料解釋分析。

3 實(shí)例分析與應(yīng)用

陳371-斜1井，2016年2月，進(jìn)入第一周期熱采注汽階段，累計(jì)注汽1602m3，注汽后增油效果明顯，日油40t，但生產(chǎn)時間較短。4月進(jìn)行重新防砂，作業(yè)時下入測試儀器，12月轉(zhuǎn)周時起出儀器，記錄3089h。

3.1 分析儲層壓力溫度場變化規(guī)律，確定合理的生產(chǎn)周期

通過周期內(nèi)儲層溫度變化分析：初期溫度下降快，溫度下降3.8℃/d，時間為63天。之后溫度下降0.2℃/d，溫度從105℃下降到78℃，時間為174天，溫度下降較慢，且儲層厚度越大，溫度越低。初步認(rèn)識：周期末儲層溫度降到78℃時需237d，即合理的生產(chǎn)周期為237d。

3.2 分析儲層壓力溫度干擾波，判斷井間熱連通現(xiàn)象

該井與鄰井陳373-x4相距290米，陳373-x4井5月20日開始注汽，5月23日陳373-x1井流壓由5.0MPa上升到6.0MP。一周后流壓下降，推算兩井之間連通，蒸汽推進(jìn)速度是75m/d，但是流溫沒有明顯變化。經(jīng)判斷本階段的注汽熱干攏現(xiàn)象只是能量上的連通，未發(fā)生熱量上的連通。

3.3 解釋分析壓降和恢復(fù)曲線，求取相關(guān)的底層系數(shù)

依據(jù)陳373-x1井壓降段進(jìn)行試井分析，結(jié)果顯示：邊界反映半徑為39.4米，認(rèn)為注汽加熱波及半徑在39.4米左右；污染系數(shù)-0.03，表明周期內(nèi)初期生產(chǎn)時井底較完善；滲透率為2210mD。

3.4 分析儲層壓力溫度變化，獲取開關(guān)井管理信息

從壓力溫度變化分析：本周起生產(chǎn)階段開關(guān)井次數(shù)應(yīng)在10次左右，而以往在采油日報(bào)表中較難反映開關(guān)井情況，易出現(xiàn)計(jì)量輸差差異。

3.5 分析周期內(nèi)生產(chǎn)壓差變化與產(chǎn)液量之間的關(guān)系

陳373-x1井日產(chǎn)液量與流壓、生產(chǎn)壓差一一對應(yīng)關(guān)系結(jié)果分析：周期內(nèi)油層流壓不斷降低，生產(chǎn)壓差逐漸增大。第一周期末探砂面1310.2m，出砂影響了油層供液。周期末生產(chǎn)壓差7.26MPa，液量7.7t/d。利用初期的高熱能，放大壓差，可延長產(chǎn)量的高峰期。

4 結(jié)論與認(rèn)識

①儲層冷傷害嚴(yán)重，井底溫度恢復(fù)時間長。②生產(chǎn)中由于出砂造成周期內(nèi)油層流壓不斷降低，生產(chǎn)壓差逐漸增大。③依據(jù)壓降段試井分析，得出探測半徑等于注汽時的熱傳導(dǎo)波及半徑。