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【摘要】泾河9井是彬长地区泾河油田的一口预探井，由于原油粘度高，流动性差，导致地层出水而不出油，该井45℃时脱水脱气原油粘度为5130mPa·s，密度0.9237g/cm3（20℃），按国内分类标准属普通稠油，且目前该井采出程度极低，剩余油量大，采用多元热流体技术单井吞吐提高采收率技术将会收到较好的效果。
【关键词】泾河9井 粘度高 多元流体 采收率
稠油是指在油层温度下脱气原油粘度大于100mpa.s，相对密度大于0.92的原油，由于其粘度高、流动性能差，甚至在油层条件下不能流动，采用常规方法很难开采，原油的粘度对温度非常敏感，随着温度升高而大幅降低，而且粘度越高，下降的幅度越大，所以说蒸汽吞吐技术应该说是稠油油藏开采的有效办法，
1 蒸汽热采吞吐机理
蒸汽吞吐是将一定量的高温高压饱和蒸汽注入地层，将油井周围区域加热，以降低原油粘度，并通过高温清除粘土及沥青质沉淀物来提高近井地带的油层渗透率，焖井散热后开井采油，以提高原油产量的一种稠油增产措施。蒸汽吞吐技术对稠油层的作用机理主要表现在以下三个方面：
1.1 降粘作用
通过对原油加热来降低地下原油粘度，即地下原油被加热升温后粘度大幅度下降，尤其是稠油对温度的敏感性极强，在通常的油藏加热温度范围内，温度每升高10℃，稠油粘度会下降50%，地下原油流动性变好。
1.2 解堵作用
加热产生热能能有效消除微小固体、沥青沉淀物以及石蜡等引起的井底附近的各种堵塞和污染，因此可进一步提高油井产量。消除堵塞和污染所产生的阻力，有时会大大超过依靠降低原油粘度所增加的产量。
1.3 热膨胀作用
油层被加热后，油层中的岩石骨架及流体受热膨胀而产生的弹性驱油能量，依靠地层的弹性回缩排油。
2 泾河9井的实际应用
2.1 前期施工情况
该井2010年10月28日射孔后转抽汲排液，当抽汲排液累计总产液量为18.46m3，累计总产油量为7.83m3时，在10月30日17：00至10月31日8：00因油粘度高抽子无法在井内下放，停止抽汲，敞口放喷排液，放喷产液27.25m3，累计产油13.07m3，泾河9井原油现场取样、实验室分析，结果表明该井45℃时脱水脱气原油粘度为5130mPa s，密度0.9237g/cm3（20℃），属普通稠油。
2.2 热注情况
2.2.1设计注入参数
根据泾河9井多元热流体试验方案论证结果，其注入参数设计如表1所示。
2.2.2热注实施过程
（1）设备安装、井下施工
10月20日开始安装设备，规划井场，10月22日开始泾河9井井下作业；起管柱、油管，下注热管柱，安装井口并按要求试压合格；
（2）注多元热流体
①1 1月7日注浓度为1 0%的缓蚀剂10m3；11月10日开机试注。油压：1-9.9MPa，套压：1-6MPa，温度：253℃（配合0.3%缓蚀剂伴注），空气流量：350kg/h，累计入井4570kg，水流量：1t/h，累计入井：11t，伴注缓蚀剂流量30kg/h，累计入井：240kg。
②11月16日0：00套管与双公短节连接处周围有刺漏，接通知停止热住，关井。
③注多元热流体按空气排量350kg/h，空气累积34686Kg，压力13.8MPa，温度274℃。符合设计要求。
（3）关井、焖井、放喷
2012年11月17日到18日焖井2天，井压（油压）从停机时14MPa降至12.3Mpa；套压从14.9Mpa降至12.5Mpa。2012年11月19日开始放喷，至11月21日放喷结束，放喷期间累积产液102.08m 3。
2012年11月19日开始放喷，11月21日用3mm油嘴及畅放方式对套管进行泄压，油压：0MPa，套压：从8.4降至0MPa，累计排液96.24m3，返排率72%。
（4）下泵生产
11月22日开始生产前的井下作业，23日开始下泵机抽产液，截止12月7日断液，修井热洗，12月10日换大泵，日产液28.4吨，含油微量。
从2012年11月22日生产开始，截止到2012年12月11日累积产液299.6吨，含油微量。较施工前日产液量平均增加26.99%（施工前14.58吨/日、无油）。
2.3 热采效果评价
（1）注气热采试验过程除因套管刺漏不能按照设计总气量注入到预计的上限外，施工基本符合试验要求；
（2）经注热后产液量有增加约26.99%，和注热施工前比含油量几乎没有增加，注热施工前无油，施工后微量；由此判断可能情况如下：
①油层连通地下水通道；
②油井直接进入水层；
③注气总量仍然没有到位，热载体未能达到油层位（到近井水层）。
3 结论
（1）该井注热前含水高，热注后排液阶段一直出水，有油花，综合地质构造图认为该井有地下水通道，导致热采效果不好。
（2）该井注气油层有好的吸收效果；
（3）方案措施得力，满足热采完井，套管、固井等满足热采要求；缩短施工周期；
（4）有完善配套热采工具：封隔器、补偿器、套管短接、法兰、防喷器等；
（5）注热按照工艺方案，除因套管短接处泄露（完井）影响注入总量刚满足工艺下限要求，注入温度、压力、流量均按方案注入；
（6）配套防腐注入效果好，注热期间注热管线均安全可靠，起出注热管接头均未出现明显腐蚀，完善并验证了防腐工艺。
作者简介
荣虹，2003年毕业于华东石油大学，采气工程师，长期致力于采气工艺、井下作业工艺技术研究。
【关键词】泾河9井 粘度高 多元流体 采收率
稠油是指在油层温度下脱气原油粘度大于100mpa.s，相对密度大于0.92的原油，由于其粘度高、流动性能差，甚至在油层条件下不能流动，采用常规方法很难开采，原油的粘度对温度非常敏感，随着温度升高而大幅降低，而且粘度越高，下降的幅度越大，所以说蒸汽吞吐技术应该说是稠油油藏开采的有效办法，
1 蒸汽热采吞吐机理
蒸汽吞吐是将一定量的高温高压饱和蒸汽注入地层，将油井周围区域加热，以降低原油粘度，并通过高温清除粘土及沥青质沉淀物来提高近井地带的油层渗透率，焖井散热后开井采油，以提高原油产量的一种稠油增产措施。蒸汽吞吐技术对稠油层的作用机理主要表现在以下三个方面：
1.1 降粘作用
通过对原油加热来降低地下原油粘度，即地下原油被加热升温后粘度大幅度下降，尤其是稠油对温度的敏感性极强，在通常的油藏加热温度范围内，温度每升高10℃，稠油粘度会下降50%，地下原油流动性变好。
1.2 解堵作用
加热产生热能能有效消除微小固体、沥青沉淀物以及石蜡等引起的井底附近的各种堵塞和污染，因此可进一步提高油井产量。消除堵塞和污染所产生的阻力，有时会大大超过依靠降低原油粘度所增加的产量。
1.3 热膨胀作用
油层被加热后，油层中的岩石骨架及流体受热膨胀而产生的弹性驱油能量，依靠地层的弹性回缩排油。
2 泾河9井的实际应用
2.1 前期施工情况
该井2010年10月28日射孔后转抽汲排液，当抽汲排液累计总产液量为18.46m3，累计总产油量为7.83m3时，在10月30日17：00至10月31日8：00因油粘度高抽子无法在井内下放，停止抽汲，敞口放喷排液，放喷产液27.25m3，累计产油13.07m3，泾河9井原油现场取样、实验室分析，结果表明该井45℃时脱水脱气原油粘度为5130mPa s，密度0.9237g/cm3（20℃），属普通稠油。
2.2 热注情况
2.2.1设计注入参数
根据泾河9井多元热流体试验方案论证结果，其注入参数设计如表1所示。
2.2.2热注实施过程
（1）设备安装、井下施工
10月20日开始安装设备，规划井场，10月22日开始泾河9井井下作业；起管柱、油管，下注热管柱，安装井口并按要求试压合格；
（2）注多元热流体
①1 1月7日注浓度为1 0%的缓蚀剂10m3；11月10日开机试注。油压：1-9.9MPa，套压：1-6MPa，温度：253℃（配合0.3%缓蚀剂伴注），空气流量：350kg/h，累计入井4570kg，水流量：1t/h，累计入井：11t，伴注缓蚀剂流量30kg/h，累计入井：240kg。
②11月16日0：00套管与双公短节连接处周围有刺漏，接通知停止热住，关井。
③注多元热流体按空气排量350kg/h，空气累积34686Kg，压力13.8MPa，温度274℃。符合设计要求。
（3）关井、焖井、放喷
2012年11月17日到18日焖井2天，井压（油压）从停机时14MPa降至12.3Mpa；套压从14.9Mpa降至12.5Mpa。2012年11月19日开始放喷，至11月21日放喷结束，放喷期间累积产液102.08m 3。
2012年11月19日开始放喷，11月21日用3mm油嘴及畅放方式对套管进行泄压，油压：0MPa，套压：从8.4降至0MPa，累计排液96.24m3，返排率72%。
（4）下泵生产
11月22日开始生产前的井下作业，23日开始下泵机抽产液，截止12月7日断液，修井热洗，12月10日换大泵，日产液28.4吨，含油微量。
从2012年11月22日生产开始，截止到2012年12月11日累积产液299.6吨，含油微量。较施工前日产液量平均增加26.99%（施工前14.58吨/日、无油）。
2.3 热采效果评价
（1）注气热采试验过程除因套管刺漏不能按照设计总气量注入到预计的上限外，施工基本符合试验要求；
（2）经注热后产液量有增加约26.99%，和注热施工前比含油量几乎没有增加，注热施工前无油，施工后微量；由此判断可能情况如下：
①油层连通地下水通道；
②油井直接进入水层；
③注气总量仍然没有到位，热载体未能达到油层位（到近井水层）。
3 结论
（1）该井注热前含水高，热注后排液阶段一直出水，有油花，综合地质构造图认为该井有地下水通道，导致热采效果不好。
（2）该井注气油层有好的吸收效果；
（3）方案措施得力，满足热采完井，套管、固井等满足热采要求；缩短施工周期；
（4）有完善配套热采工具：封隔器、补偿器、套管短接、法兰、防喷器等；
（5）注热按照工艺方案，除因套管短接处泄露（完井）影响注入总量刚满足工艺下限要求，注入温度、压力、流量均按方案注入；
（6）配套防腐注入效果好，注热期间注热管线均安全可靠，起出注热管接头均未出现明显腐蚀，完善并验证了防腐工艺。
作者简介
荣虹，2003年毕业于华东石油大学，采气工程师，长期致力于采气工艺、井下作业工艺技术研究。