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【摘要】本文主要论述了江88井工艺优化设计，即注汽参数优选、注汽管柱的优选、求产工艺优选、施工过程等以及地质效果分析。
【关键词】稠油 试油 注汽参数
针对江88井2个油层低渗透、易出砂、前期试油测试结果以及油层基本参数，进行了热采方案模拟和优化，通过优化采取先注下层，并对该层前期预热处理，解决由于下层吸汽弱导致注汽效果不好的问题；充分预热储层后再上提管柱进行2层合注，实现一趟管柱完成预热处理、合注和求产工艺，既缩短了施工周期，减少了2次作业热损失，又实现较好的注汽效果，取得了工艺创新。
1 江88井油藏地质简况
1.1 油藏地质数据表
1.1.1原油性质
油层温度18.0-26.0℃，地下原油粘度1028.0-4242.0mPa.s，50℃下脱气油粘度222-469mPa.s，胶质沥青质含量17.5-34.1%，原油相对密度 0.9164-0.9456 g/cm，凝固点11～34℃。
1.1.2地面原油-粘温性质
为了解原油粘-温性质，对邻井江81井测定了粘-温曲线。根据粘温关系地下原油粘度，常规开采方式难以获得工业产能。原油粘度对温度敏感性很强，随着温度的提高，原油粘度逐步降低，温度上升到100℃以上，粘度降至80mPa·s左右。
2 江88井工艺优化设计
2.1 注汽参数优选（表1，表2）
2.1.1注入量
注入量是影响开采效果的主要参数之一。一般蒸汽注入量越大，加热范围增大，产量越高，但是，
（1）注汽量越大，加热体积增加的速度减缓，产量增长的幅度减小，吞吐油气比下降；
（2）周期注汽量过大，井底压力增高降低蒸汽干度；则优选注汽强度为140t/m。
2.1.2注入压力
控制注汽压力，避免造成压裂地层，形成裂缝，导致油层中蒸汽窜流，如果注入压力过高（超过破裂压力），注入蒸汽会通过高压所诱导的地层裂缝或高渗透带窜到其他地方，而井筒附近的地层没有得到有效的加热。当开井生产时，由于井底压力的降低，裂缝重新闭合及高渗透带的重新压实，远离井筒的蒸汽凝结水被封固在原地，发挥不了应有的作用，造成井底附近地层受热有限，产油少。
根据江88井破裂压力，在注汽时减去井筒液柱压力，确定本井注汽压力在9.2MPa以内。
2.1.3注汽速度
在保证不超过注汽压力条件下，尽量提高注汽速度，减少井筒热损失，提高注汽效果。
蒸汽吞吐注汽速度和注汽压力是联系在一起的。注汽速度低，将会增加井筒的热损失，导致井底干度降低，影响吞吐效果。但注汽速度高，则需要较高的注汽压力。尤其是对于新井，油藏处于原始状态，地层压力较高，导致注入压力必须很高才能实现高注汽速度。
2.1.4焖井时间选择
根据稠油油藏开发实践和理论计算，在井底干度小于70%的情况下，焖井时间一般3d—10d。尽可能在注汽后尽快作好投产准备，利用油层较高的压力条件自喷投产，争取油井高产，借助油井自喷排除油层中存在的污染堵塞。
一般情况下，根据本井注入量确定焖井3-5d，当井口压力降低到某一压力下8h左右，开井放喷生产。2.2 注汽管柱的优选
根据现场具体井况条件设计了预处理井下工艺管柱：高真空隔热油管+井下热胀补偿器+封隔器+喇叭口+环空注氮，注汽管柱需上提2个油管，经过现场试验，成功实现了注汽和隔热双重功能。
3 江88井现场试验效果分析3.1 产能分析
蒸汽吞吐后日产油量由测试时的3.36t升至18.89t，蒸汽吞吐后产量明显升高。注汽后进行了四参数测定，喇叭口最高温度为325.0℃，井下干度为75%，达到注汽设计要求，获得了蒸汽吞吐的效果，说明通过注汽，提升了地层温度，提高了原油的流动能力，所以蒸汽吞吐后日产油量有较大幅度提高。
3.2 工艺分析
本层采用蒸汽吞吐试油工艺，从测试结果看S5号层出砂严重，先对S6号层进层注汽，共注入蒸汽309.3t，注汽干度为36%～73%，注汽温度216℃～318℃，焖井3天，从监测井温曲线进行分析，S6号层为主要进气层位，达到了施工要求，后上提管柱对S5、6号层进行合注，共注入蒸汽940t，注汽干度为60%～75%，注汽温度293℃～322℃，焖井4天，从井温曲线看S5、6号层均有不同的进气显示，达到了施工要求工艺成功。
4 结论
通过对江88井热采方案优化，进行现场试验，工艺成功，获得了可观地质效果，说明在江88井热试油施工工艺的创新，达到了预期试油目的，该方法为该类油藏开发提供技术和经验借鉴。
【关键词】稠油 试油 注汽参数
针对江88井2个油层低渗透、易出砂、前期试油测试结果以及油层基本参数，进行了热采方案模拟和优化，通过优化采取先注下层，并对该层前期预热处理，解决由于下层吸汽弱导致注汽效果不好的问题；充分预热储层后再上提管柱进行2层合注，实现一趟管柱完成预热处理、合注和求产工艺，既缩短了施工周期，减少了2次作业热损失，又实现较好的注汽效果，取得了工艺创新。
1 江88井油藏地质简况
1.1 油藏地质数据表
1.1.1原油性质
油层温度18.0-26.0℃，地下原油粘度1028.0-4242.0mPa.s，50℃下脱气油粘度222-469mPa.s，胶质沥青质含量17.5-34.1%，原油相对密度 0.9164-0.9456 g/cm，凝固点11～34℃。
1.1.2地面原油-粘温性质
为了解原油粘-温性质，对邻井江81井测定了粘-温曲线。根据粘温关系地下原油粘度，常规开采方式难以获得工业产能。原油粘度对温度敏感性很强，随着温度的提高，原油粘度逐步降低，温度上升到100℃以上，粘度降至80mPa·s左右。
2 江88井工艺优化设计
2.1 注汽参数优选（表1，表2）
2.1.1注入量
注入量是影响开采效果的主要参数之一。一般蒸汽注入量越大，加热范围增大，产量越高，但是，
（1）注汽量越大，加热体积增加的速度减缓，产量增长的幅度减小，吞吐油气比下降；
（2）周期注汽量过大，井底压力增高降低蒸汽干度；则优选注汽强度为140t/m。
2.1.2注入压力
控制注汽压力，避免造成压裂地层，形成裂缝，导致油层中蒸汽窜流，如果注入压力过高（超过破裂压力），注入蒸汽会通过高压所诱导的地层裂缝或高渗透带窜到其他地方，而井筒附近的地层没有得到有效的加热。当开井生产时，由于井底压力的降低，裂缝重新闭合及高渗透带的重新压实，远离井筒的蒸汽凝结水被封固在原地，发挥不了应有的作用，造成井底附近地层受热有限，产油少。
根据江88井破裂压力，在注汽时减去井筒液柱压力，确定本井注汽压力在9.2MPa以内。
2.1.3注汽速度
在保证不超过注汽压力条件下，尽量提高注汽速度，减少井筒热损失，提高注汽效果。
蒸汽吞吐注汽速度和注汽压力是联系在一起的。注汽速度低，将会增加井筒的热损失，导致井底干度降低，影响吞吐效果。但注汽速度高，则需要较高的注汽压力。尤其是对于新井，油藏处于原始状态，地层压力较高，导致注入压力必须很高才能实现高注汽速度。
2.1.4焖井时间选择
根据稠油油藏开发实践和理论计算，在井底干度小于70%的情况下，焖井时间一般3d—10d。尽可能在注汽后尽快作好投产准备，利用油层较高的压力条件自喷投产，争取油井高产，借助油井自喷排除油层中存在的污染堵塞。
一般情况下，根据本井注入量确定焖井3-5d，当井口压力降低到某一压力下8h左右，开井放喷生产。2.2 注汽管柱的优选
根据现场具体井况条件设计了预处理井下工艺管柱：高真空隔热油管+井下热胀补偿器+封隔器+喇叭口+环空注氮，注汽管柱需上提2个油管，经过现场试验，成功实现了注汽和隔热双重功能。
3 江88井现场试验效果分析3.1 产能分析
蒸汽吞吐后日产油量由测试时的3.36t升至18.89t，蒸汽吞吐后产量明显升高。注汽后进行了四参数测定，喇叭口最高温度为325.0℃，井下干度为75%，达到注汽设计要求，获得了蒸汽吞吐的效果，说明通过注汽，提升了地层温度，提高了原油的流动能力，所以蒸汽吞吐后日产油量有较大幅度提高。
3.2 工艺分析
本层采用蒸汽吞吐试油工艺，从测试结果看S5号层出砂严重，先对S6号层进层注汽，共注入蒸汽309.3t，注汽干度为36%～73%，注汽温度216℃～318℃，焖井3天，从监测井温曲线进行分析，S6号层为主要进气层位，达到了施工要求，后上提管柱对S5、6号层进行合注，共注入蒸汽940t，注汽干度为60%～75%，注汽温度293℃～322℃，焖井4天，从井温曲线看S5、6号层均有不同的进气显示，达到了施工要求工艺成功。
4 结论
通过对江88井热采方案优化，进行现场试验，工艺成功，获得了可观地质效果，说明在江88井热试油施工工艺的创新，达到了预期试油目的，该方法为该类油藏开发提供技术和经验借鉴。