摘要高凝油井在常規試油過程中，原油易結蠟且流動困難，無法達到試油求產目的。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井筒溫度分布的影響，優選水力泵排液的施工參數，配合地面流程加熱及保溫技術，完成了大慶油田AA區塊A1井等3井次的試油測試，施工中動力液采用溫度70℃的熱水，井口溫度及日產油量平穩，落實了儲層的液性和產能。現場應用表明，高凝油井水力泵排液參數分析及優化可減少工具起下次數，防止井筒發生析蠟凝固，降低能耗損失，為高凝油井試油及求產提供了借鑒。

　　關鍵詞高凝油;試油;水力泵排液;參數優化;井筒溫度;動力液

　　通常情況下把凝固點高于40℃、含蠟量大于20%的原油稱為高凝油[1]。高凝油藏在我國遼河沈陽油田、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區塊也發現了該類油藏。高凝油流動性差，屬黏塑性非牛頓流體，對溫度有較強的敏感性[3]。在原油開采中，對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]。

　　美國的高凝油曾利用雙油管柱投產，一套自噴出油，另一套進行熱液循環，但井口溫度必須保持在60～70℃。還試驗了水力活塞泵抽油開采高凝油，動力液用熱流體，可以對采出的油和井筒加熱[6]。陳凡云等提出在遼河油田應用水力活塞泵采油、同心管閉式熱水循環、井下電伴熱采油技術等工藝，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，達到降低凝固點6～22℃[8]。

　　史國蕊等采用化學采油技術實現高凝油從井底到井口的冷抽生產[9]。顧啟林等利用油管或連續油管將微差井溫測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用評價[11]。陳廣超提出在江蘇油田使用自控溫伴熱電纜對試油管柱進行加熱，改進配套測試工藝，在井下安裝了測溫裝置，保證高凝稠油井抽汲求產，以及井筒取樣工作[12]。

　　余東合等提出在華北油田應用電加熱螺桿泵與地層測試器聯作試油工藝，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，用化學防蠟降凝和熱洗清蠟進行常規開采[14]。試油是鉆井完井以后，對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。對于非自噴高凝油井來說，由于凝固點高、含蠟量高，易結蠟且流動困難，當溫度低于高凝油的凝固點時，高凝油就會出現凝固現象，抽汲作業的不連續性[16]，常常會造成抽汲遇阻或遇卡，導致試油作業不能正常開展。為保證施工的繼續，常采用擠入熱水來解堵，如不能解堵，則無法達到試油求產的目的。大慶油田2004年引進水力泵用于壓后排液求產[17]。

　　陳悅祥針對大慶油田水平井大規模壓裂后低回壓求產的需要，開發出適用于水平井大規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，在特低滲區塊資料求取方面取得重大突破[19]。

　　針對高凝油特性、現場施工條件的限制以及試油短、平、快的工藝特點，大慶油田優選水力噴射泵排液技術用于高凝油井試油。該技術的優勢在于:第一，排液速度較快，可快速求取地層產能，縮短試油周期;第二，操作具有較高的安全性，可規避人身事故，以及工程事故的產生[20];第三，地面流程可形成密閉循環通道，減少環境污染，滿足試油環保要求。水力泵排液技術在高凝油儲層試油過程中的應用，關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以上[21]，地層產出流體能順利流動。

　　為減少操作的盲目性，科學有效的進行試油測試，有必要分析水力泵排液參數對高凝油井的影響。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:注入流體溫度、下泵深度、泵壓及泵入量的變化對井筒溫度的影響，為水力泵求產選擇合適的施工參數提供參考。

　　1水力泵排液參數分析

　　以A1井為例，原油凝固點為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。在溫度較低時原油流動性不好。溫度升高至60℃時，原油流動性得到改善，原油黏度降低至20mPa·s左右;在65℃時，黏度曲線出現較明顯拐點;在65℃以上時，原油黏度隨溫度的變化幅度不大。常規試油過程中，由于地層散熱，產出的流體沿油管從井底流向井口時，黏度不斷上升;而采用井筒加熱，則在流向井口時，溫度不斷升高，黏度不斷下降。井筒加熱有助于增加產出油氣混合物的流動性，對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，改變其中的一個參數，繪制出水力泵排液施工參數對井筒溫度的影響圖，對其進行分析，優化水力泵施工參數，指導現場施工。

　　1.1注入流體溫度

　　繪制水力泵排液求產與常規求產井筒流體溫度對比圖，可以看出:(1)常規抽汲求產情況下，地層產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，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，故呈現的狀態是溫降不斷減慢;超過一定井筒深度后，井筒和地層產出流體反而對注入流體有加熱作用，導致注入流體溫度隨井深增加而增加。注入流體到達下泵深度循環流出時，隨著井深變淺，溫度逐漸降低。(3)水力泵求產時，與常規抽汲求產相比，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。

　　注入流體溫度越高，對地層流體的加熱作用越好，井口出液溫度越高。試油施工時，可以計算出多組這樣的曲線，通過分析不同注入溫度對井筒溫度的影響，從中優選滿足井條件的最佳注入溫度，既保證產出流體具有良好的流動性，保證高凝油不發生析蠟凝固，又能節約成本，為提高油田的開發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，井筒加熱不需要從井底開始。所需的加熱深度依據原油的物性而定，凝固點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，對地層流體的加熱作用越好，井口出液溫度越高。現場施工時，可預測水力泵在不同的深度下井筒內混合流體溫度分布及相應的油層溫度分布，優化選擇下泵深度，既能保證高凝油不發生析蠟凝固，又能減少下井油管數量，減輕工人勞動強度。

　　1.3泵壓

　　選擇合理的泵壓，可獲得地層準確的產能。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

　　井筒循環量大，對井筒溫度影響也大。如果只是為了井筒保溫而加大泵入量，會加劇泵的磨損與沖擊，縮短泵的壽命。泵入液量越大，對地層流體的加熱作用越好，井口出液溫度越高;當泵入量過高時，對地層流體的加熱作用幅度變小。試油施工時，可以計算出多組這樣的曲線，通過對不同泵入量對井筒溫度的影響進行分析，從中優選滿足井條件的最佳泵入量，保證產出流體具有良好的流動性，延長泵的使用壽命。

　　2現場優化應用

　　目前，該技術共指導完成3口高凝油井的現場施工，均順利地完成了試油求產，錄取到了地層資料。A1井位于黑龍江省AA市，構造上位于AA坳陷。預測地層溫度93.6℃/2310.00m。因地層溫度較高，原設計試油方案是下入MFE管柱常開井抽汲求產，由于原油在油管上部凝固，溫度12℃，抽汲遇阻無法求產。

　　采用不動管柱三層壓裂工藝壓裂，打入熱壓裂液1200.00m3，放噴結束后井口溫度32℃，起出壓裂管柱。為快速求取地層產能情況，采用水力泵排液求產，水力泵下深2189.53m，入口流程采用鍋爐對動力液加熱至70℃，動力液采用清水，地層返出液出口連接碎屑捕捉器，過濾返出液中的雜質，保證注入液的清潔，防止水力泵發生堵塞。使用密閉加熱計量罐解決計量問題，地面流程連接成循環通道，管線使用保溫帶纏繞，減少熱量損耗。采用水力泵求產，動力液采用溫度70℃的熱水，水力泵深度1607.21m，泵壓采用14MPa、16MPa，折算日產油26.848t。

　　水力泵排液求產后期流壓比較穩定，平均流壓5.40MPa/1644.16m。從圖10可看出，隨著泵壓提高，流壓降低，井下產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，或者可能已達到最大產能，因此日產油量變化不大。后期無水產出，經化驗，水性與鄰井不相符，判斷地層不出水。

　　3結論

　　(1)水力泵排液技術可實現對高凝油井安全、可靠、快速排液求產，縮短試油周期，降低施工成本。地面流程可形成密閉循環通道，減少環境污染及熱量損耗，滿足試油環保要求。

　　(2)A1井是大慶油田第一口采用水力泵排液技術求產的高凝油井，通過分析注入流體溫度、下泵深度、泵壓及泵入量的變化對井筒溫度的影響等的水力泵排液技術參數，優選水力泵的施工參數，指導現場施工，順利求取了目的層產能等參數，為油田勘探開發工作提供了第一手資料，對于指導高凝油井施工和開發生產具有重要實際意義。

　　(3)目前施工中下泵深度盡可能靠近層位深度，降低流壓對產能的影響。下一步可根據地層能量充足與否，優化下泵深度，兼顧產液量和經濟效益。

　　參考文獻

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　　相關刊物推薦：《復雜油氣藏》是由中國石化集團公司主管，中國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，創刊于1990年，本刊前身《江蘇油氣》。