程靜波

（中國(guó)石油吉林油田分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院）

吉林油田高含蠟稠油油藏有效開(kāi)發(fā)方式研究

程靜波

（中國(guó)石油吉林油田分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院）

C油田為吉林油田新發(fā)現(xiàn)的淺層稠油油田，由于埋藏淺而引起油層低溫、低壓，油層條件下原油流動(dòng)性差，開(kāi)采過(guò)程中儲(chǔ)層易受析蠟冷傷害，造成常規(guī)開(kāi)采產(chǎn)能低，甚至無(wú)產(chǎn)能，嚴(yán)重影響了油田的正常生產(chǎn)，制約了該區(qū)儲(chǔ)量的有效動(dòng)用。針對(duì)這一現(xiàn)狀，對(duì)該油田重點(diǎn)開(kāi)展了原油析蠟實(shí)驗(yàn)、熱采物理模擬實(shí)驗(yàn)、熱采數(shù)值模擬研究，從理論上明確了提高地層溫度、保持地層壓力、預(yù)防原油析蠟是實(shí)現(xiàn)C油田有效開(kāi)發(fā)的關(guān)鍵。結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)、火燒油層等多種熱采試驗(yàn)的開(kāi)發(fā)效果，明確了主體資源可采用熱水驅(qū)開(kāi)發(fā)，局部低溫、高含蠟區(qū)可采用火燒油層的開(kāi)發(fā)方式。

原油析蠟；稠油油藏；有效開(kāi)發(fā)；熱水驅(qū)；火燒油層

0 引言

C油田位于松遼盆地南部東南隆起區(qū)長(zhǎng)春嶺背斜帶［1］，目的層為泉四段的扶余油層。油層埋深為210～350 m，油層有效厚度為0.6～10.0m，平均孔隙度為27%，平均滲透率為271 mD，油層溫度為20℃左右，油層壓力為2 MPa左右；地面原油平均密度為0.883 g/cm3，原油黏度為21.6～73.0 mPa·s（50℃），油層條件下原油黏度較高，大于 100 mPa·s，平均凝固點(diǎn)為14.25℃，含蠟量為16.7%。原油析蠟溫度接近油層溫度，熱敏感性受膠質(zhì)及含蠟量的雙重影響，開(kāi)采時(shí)原油中的石蠟易被析出［2］并沉積在巖石表面，造成孔隙度、滲透率降低和油藏巖石潤(rùn)濕性改變等一系列儲(chǔ)層傷害，制約了油田的有效開(kāi)發(fā)。為有效動(dòng)用該儲(chǔ)量，筆者調(diào)研了大量類(lèi)似油田的開(kāi)發(fā)經(jīng)驗(yàn)［3-6］，針對(duì)C油田開(kāi)展了一系列室內(nèi)研究，并結(jié)合該油田的礦場(chǎng)試驗(yàn)效果，進(jìn)行了有效開(kāi)發(fā)方式的研究。

1 原油析蠟室內(nèi)研究

1.1 實(shí)驗(yàn)準(zhǔn)備與方案

為了保證實(shí)驗(yàn)結(jié)果既有區(qū)域代表性，又有局部針對(duì)性，選取C油田不同區(qū)塊10口井的原油樣品及3口井的巖心樣品進(jìn)行實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)了原油析蠟點(diǎn)和熔蠟點(diǎn)測(cè)量、原油滲流特征測(cè)試、析蠟傷害程度測(cè)試等幾種實(shí)驗(yàn)方案。

1.2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果

使用氦氖激光綜合試驗(yàn)儀對(duì)10口井的原油樣品進(jìn)行原油析蠟溫度、熔蠟溫度測(cè)量。結(jié)果（表1）顯示，地面條件下原油析蠟起始溫度為25～30℃，熔蠟高峰溫度為32～40℃，表明原油一旦析蠟將很難熔解。

表1 原油析蠟、熔蠟溫度測(cè)量結(jié)果Table 1 The temperature of wax precipitation and dewaxing of crude oil

利用同一組巖心在不同溫度條件下進(jìn)行滲流實(shí)驗(yàn)，通過(guò)對(duì)比分析，研究溫度對(duì)高含蠟原油驅(qū)油效果的影響。從實(shí)驗(yàn)結(jié)果看出（圖1），油層溫度決定了原油的滲流特性，在相同滲透率條件下，當(dāng)溫度升高時(shí)，油藏滲流能力得到明顯改善，原油流動(dòng)性變好，驅(qū)油效果也明顯變好。

圖1 巖樣H8在不同溫度下的壓差與流速關(guān)系圖Fig.1 The relationship between pressure difference and flow velocity of rock samples H8 at different temperatures

原油在多孔介質(zhì)表面析蠟會(huì)直接導(dǎo)致儲(chǔ)層孔隙度的減小，從而引起滲透率的降低。根據(jù)油藏工程理論，結(jié)合溫度變化與原油析蠟量的實(shí)驗(yàn)結(jié)果，定量分析了原油析蠟對(duì)滲透率的影響。從圖2可以看出，C2井由于原油析蠟，儲(chǔ)層滲透率由析蠟前的98.7 mD下降到析蠟后的12.98 mD，下降87%；C3井由于原油含蠟量高，析蠟量大，滲透率下降97%。由此可見(jiàn)，油井析蠟對(duì)油藏滲透率的傷害非常嚴(yán)重。

圖2 不同溫度下原油析蠟對(duì)滲透率的影響Fig.2 The influence of wax precipitation on permeability at different temperatures

1.3 析蠟機(jī)理及主控因素分析

通過(guò)文獻(xiàn)調(diào)研［7-8］，結(jié)合析蠟實(shí)驗(yàn)與礦場(chǎng)實(shí)踐，明確了C油田原油析蠟機(jī)理及主控因素。

1.3.1 析蠟機(jī)理

由于溫度、壓力、原油組分等因素發(fā)生變化，改變了原油體系的相平衡條件。當(dāng)溫度低于析蠟點(diǎn)時(shí)，蠟組分的溶解度降低，蠟便在孔隙介質(zhì)表面等位置結(jié)晶沉積。

1.3.2 析蠟主控因素

（1）組分：原油中輕質(zhì)餾分越多，溶蠟?zāi)芰υ綇?qiáng)；含蠟量越高，越易析蠟。

（2）溫度：當(dāng)油層溫度降至析蠟溫度以下時(shí)，蠟開(kāi)始結(jié)晶析出，溫度越低，蠟析出量越多。

（3）壓力和溶解氣：當(dāng)油層壓力低于飽和壓力時(shí)，原油脫氣，蠟初始結(jié)晶溫度升高，壓力越低，結(jié)晶溫度增加得越高，蠟析出量越多。

2 熱采物理模擬實(shí)驗(yàn)

針對(duì)C油田獨(dú)特的油藏條件和流體性質(zhì)，為探尋有效的開(kāi)發(fā)方式，筆者以物理模擬技術(shù)為研究手段，加強(qiáng)對(duì)熱采儲(chǔ)層流體滲流規(guī)律的認(rèn)識(shí)，以便為現(xiàn)場(chǎng)熱采方案實(shí)施的動(dòng)態(tài)管理提供理論依據(jù)。

2.1 物理模擬實(shí)驗(yàn)方法

將C油田的巖心洗油后填充到單管模型中，首先使巖心飽和水并測(cè)定其孔隙體積；然后使之飽和原油并建立束縛水，以此來(lái)模擬原始油藏條件；再按照模擬條件要求，以非穩(wěn)態(tài)恒速法分別進(jìn)行蒸汽、熱水驅(qū)油，直到出口端不出油為止。記錄模型出口端產(chǎn)水、產(chǎn)油量，計(jì)算不同驅(qū)替條件下的驅(qū)油效率，并繪制驅(qū)油效率曲線(xiàn)［9］。

2.2 物理模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果

熱采物理模擬結(jié)果顯示（圖3、圖4）：隨著溫度升高，油層滲流能力得到改善，巖石親水性增強(qiáng)，利于洗油，驅(qū)油效率增加，同時(shí)表明熱水驅(qū)增油效果明顯。當(dāng)注水溫度由18℃增加到100℃時(shí)，驅(qū)油效率增加27%；蒸汽驅(qū)隨注汽溫度、干度的增加，驅(qū)油效率增大，但增加幅度較小，當(dāng)注汽溫度由200℃增加到240℃時(shí)，驅(qū)油效率僅增加4%。當(dāng)注水溫度由18℃升高到60℃時(shí)，驅(qū)油效率提高了20.9%，當(dāng)注水溫度由60℃升高到100℃時(shí)，驅(qū)油效率僅提高了6.7%，這說(shuō)明60℃是該區(qū)油藏的敏感驅(qū)油效率溫度。

圖3 不同注水溫度下的驅(qū)油效率曲線(xiàn)Fig.3 Displacement efficiency curves at different water temperatures

圖4 不同注汽溫度下的驅(qū)油效率曲線(xiàn)Fig.4 Displacement efficiency curves at different steam temperatures

熱采物理模擬實(shí)驗(yàn)也顯示，熱采過(guò)程中的儲(chǔ)層傷害不可避免。當(dāng)注水溫度低于90℃時(shí)，熱作用前后儲(chǔ)層滲透率基本不變；注入200℃，220℃，240℃蒸汽以后，儲(chǔ)層的滲透率分別降低了21.8%，28.6%，35.2%，而且隨著溫度的升高和熱作用時(shí)間的延長(zhǎng)，滲透率下降幅度增大。根據(jù)實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析認(rèn)為，該區(qū)儲(chǔ)層巖石主要成分是石英、鉀長(zhǎng)石、斜長(zhǎng)石、方解石、白云石、黏土礦物，熱采條件下，礦物發(fā)生了不同程度的變化，方解石明顯處于溶解狀態(tài)。該區(qū)巖石中黏土礦物總量平均為15.5%，高嶺石相對(duì)含量大于80%，熱采條件下，高嶺石的含量減少，伊/蒙混層的含量增加。實(shí)驗(yàn)表明，方解石溶解、高嶺石向蒙脫石轉(zhuǎn)化是造成儲(chǔ)層傷害的重要因素之一。

3 熱采試驗(yàn)開(kāi)發(fā)效果評(píng)價(jià)

室內(nèi)物理模擬研究的同時(shí)，現(xiàn)場(chǎng)選取了幾個(gè)井組，分別開(kāi)展了蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)、火燒油層等熱采試驗(yàn)，通過(guò)實(shí)踐來(lái)探索該區(qū)塊的有效開(kāi)發(fā)方式。

3.1 蒸汽吞吐

采用100 m井距正方形井網(wǎng)，進(jìn)行14口井蒸汽吞吐試驗(yàn)，根據(jù)階段周期生產(chǎn)時(shí)間、油汽比、回采水率等指標(biāo)（表2）來(lái)評(píng)價(jià)蒸汽吞吐的開(kāi)發(fā)效果。結(jié)果表明：隨吞吐周期變化，吞吐效果逐輪變差，油汽比低于經(jīng)濟(jì)極限油汽比0.25，蒸汽吞吐作為降壓開(kāi)采方式，不適合該區(qū)開(kāi)發(fā)。

表2 蒸汽吞吐生產(chǎn)數(shù)據(jù)表Table 2 The production data about steam stimulation

3.2 蒸汽驅(qū)

采用70 m井距反九點(diǎn)井網(wǎng)，對(duì)5個(gè)注汽井組的21口油井進(jìn)行蒸汽驅(qū)試驗(yàn)。實(shí)際注入蒸汽溫度為270℃左右，井口蒸汽干度為70%，注汽速度為50～80 t/d，采注比為 0.288。

從蒸汽驅(qū)實(shí)施效果［10］看（圖 5）：蒸汽驅(qū)后見(jiàn)到一定增油效果，但油層非均質(zhì)性決定見(jiàn)效方向性，見(jiàn)效后即“汽竄”；油汽比低于極限油汽比0.1，經(jīng)濟(jì)效益差，不宜作為該區(qū)主體開(kāi)發(fā)方式。

3.3 火燒油層

圖5 蒸汽驅(qū)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線(xiàn)圖Fig.5 The production curves for steam flood

火燒油層是一種以熱效應(yīng)為主，蒸汽驅(qū)、混相驅(qū)和氣驅(qū)等多種方式聯(lián)合作用的驅(qū)油過(guò)程，具有綜合驅(qū)油的特點(diǎn)［11］。現(xiàn)場(chǎng)選取2個(gè)井組，采用水平井加直井、蒸汽驅(qū)轉(zhuǎn)火燒油層的方式進(jìn)行開(kāi)發(fā)試驗(yàn)。依據(jù)生產(chǎn)井尾氣監(jiān)測(cè)資料、油井產(chǎn)量變化、監(jiān)測(cè)井溫度和壓力變化等主要指標(biāo)評(píng)價(jià)火燒油層的生產(chǎn)效果：首先，C油田的淺層低溫、低壓油藏能夠?qū)崿F(xiàn)成功點(diǎn)火，且持續(xù)燃燒，以C1井為例（圖6），注氣井注氣3個(gè)月，距注氣井50 m的C1井產(chǎn)出氣體中CO2含量大于12%，視H/C原子比為1～3，O2利用率大于85%，認(rèn)為處于高溫氧化燃燒狀態(tài)；其次，受火燒油層影響，油井日產(chǎn)油上升，含水下降，沿油層方向和構(gòu)造高部位方向增油效果明顯，調(diào)整工作制度可控制火線(xiàn)均勻推進(jìn)。

圖6 C1井尾氣監(jiān)測(cè)曲線(xiàn)Fig.6 The monitor curves for exhaust of C1 well

4 熱采數(shù)值模擬研究

為了對(duì)蒸汽驅(qū)井組進(jìn)行有效的跟蹤調(diào)整及原始條件下開(kāi)發(fā)方式的優(yōu)選，筆者對(duì)5個(gè)蒸汽驅(qū)井組進(jìn)行了熱采數(shù)值模擬。

4.1 地質(zhì)模型的建立及歷史擬合

根據(jù)實(shí)際靜態(tài)資料、實(shí)測(cè)黏溫曲線(xiàn)、相滲曲線(xiàn)、高壓物性參數(shù)，建立符合實(shí)際的地質(zhì)模型［12］。模型中考慮蠟的析出和熔解，建立三維固、水、油、氣四相及水、溶解氣、油、液態(tài)蠟、懸浮蠟、固態(tài)蠟六組分?jǐn)?shù)值模擬模型。根據(jù)實(shí)際動(dòng)態(tài)參數(shù)，建立動(dòng)態(tài)模型，形成歷史擬合條件。通過(guò)擬合計(jì)算，蒸汽驅(qū)井組歷史擬合精度較高，均在允許誤差范圍之內(nèi)，在歷史擬合基礎(chǔ)上所進(jìn)行的參數(shù)優(yōu)選和生產(chǎn)指標(biāo)預(yù)測(cè)趨勢(shì)是可以信賴(lài)的。

4.2 開(kāi)發(fā)方式及油藏工程參數(shù)優(yōu)選

以原油析蠟實(shí)驗(yàn)、物理模擬研究成果、礦場(chǎng)熱采試驗(yàn)開(kāi)發(fā)效果為基礎(chǔ)，應(yīng)用已建立的蒸汽驅(qū)井組模型，進(jìn)行原始油藏條件下開(kāi)發(fā)方式的優(yōu)選（表3）。結(jié)果表明：原始條件下60～80℃熱水驅(qū)的經(jīng)濟(jì)效益最好。熱水驅(qū)操作參數(shù)優(yōu)選結(jié)果顯示：80 m×200 m菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)，水井單井日注量平均為13.5 m3，注水溫度為60℃。為保持地層壓力，初期可采用較高注采比1.3，待壓力穩(wěn)定后，采用注采比降至1.0的同步注水開(kāi)發(fā)方式。

表3 原始條件下不同開(kāi)發(fā)方式效果對(duì)比表Table 3 The contrast of different development approaches under primary condition

5 應(yīng)用效果

基于上述研究，綜合考慮現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際，選取了28個(gè)井組的熱水驅(qū)開(kāi)發(fā)試驗(yàn)［13］，注入水井口溫度為70～80℃，試驗(yàn)采用80 m×200 m菱形反九點(diǎn)面積注水井網(wǎng)，一套層系開(kāi)發(fā)。

熱水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果體現(xiàn)為以下幾點(diǎn)：

（1）總體開(kāi)發(fā)效果較好。試驗(yàn)區(qū)平均日注水19 m3，注入壓力4 MPa，并保持平穩(wěn)；平均單井穩(wěn)定日產(chǎn)液2.4 t，日產(chǎn)油1.6 t，含水33.3%。

（2）從監(jiān)測(cè)井溫度、壓力的監(jiān)測(cè)結(jié)果看：油層中部溫度為23.49℃，高于原始地層溫度，油層平均壓力達(dá)到1.95 MPa，接近原始油藏壓力，表明注水取得一定效果。

（3）熱水驅(qū)開(kāi)發(fā)實(shí)踐表明：在油藏溫度高于原油析蠟溫度的區(qū)域，采用常規(guī)注水方式開(kāi)發(fā)，可以取得較好的開(kāi)發(fā)效果。

6 結(jié)論

（1）原油析蠟實(shí)驗(yàn)表明：地層溫度保持在析蠟溫度以上或地層壓力保持在飽和壓力以上，可預(yù)防析蠟，是實(shí)現(xiàn)C油田有效開(kāi)發(fā)的前提。

（2）物理模擬及數(shù)值模擬研究結(jié)果表明：原始油藏條件下適合進(jìn)行60℃的熱水驅(qū)開(kāi)發(fā)。

（3）礦場(chǎng)試驗(yàn)表明：蒸汽吞吐作為一種降壓開(kāi)采方式不適合該區(qū)開(kāi)發(fā)；蒸汽驅(qū)見(jiàn)到一定的開(kāi)發(fā)效果，但油層本身的巖性、物性條件決定了見(jiàn)效的方向性，開(kāi)發(fā)效果不理想；火燒油層開(kāi)發(fā)預(yù)期優(yōu)勢(shì)明顯，可作為局部低溫、高含蠟區(qū)有效開(kāi)發(fā)的首選方式。

（4）熱水驅(qū)開(kāi)發(fā)達(dá)到了經(jīng)濟(jì)有效開(kāi)發(fā)的目的，實(shí)現(xiàn)了注采平衡，可作為該區(qū)的主體開(kāi)發(fā)方式。

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Study on effective method for development of heavy oil reservoir with high wax content in Jilin Oilfield

CHENG Jing-bo
（ Research Institute of Exploration and Development， Jilin Oilfield Company， PetroChina， Songyuan 138000， China）

Coil field is shallowheavyoil reservoir discovered recentlyin Jilin Oilfield.Due tothe shallowburial depth,the reservoir temperature and pressure are low,the crude oil fluidity is poor,and the reservoir suffers easily wax precipitation code damage during the production process,which makes the low deliverability,even no deliverability.That seriouslyaffects the normal production ofoilfield and restricts the effective development ofreserves in the area.In viewofthis situation,crude oil waxprecipitation experiment,physical simulation experiment and numerical simulation of thermal recovery are carried out.It is defined that the key for effective development is to increase the formation temperature,tomaintain reservoir pressure and toprevent crude oil waxprecipitation.Combined with the development effectiveness of the steam stimulation,steam flood and fire flood,it is defined that hot water drive can be used to most resources and fire flood can be used in local district with lowtemperature and high waxcontent.

crude oil waxprecipitation； heavyoil reservoir； effective development； hot water drive； fire flood

TE345

A

2011-02-15；

2011-03-20

程靜波，1976年生，女，工程師，主要從事油氣田地質(zhì)與開(kāi)發(fā)研究工作。地址：（138000）吉林省松原市寧江區(qū)錦江大街29號(hào)吉林油田勘探開(kāi)發(fā)研究院油藏評(píng)價(jià)所。E-mail：chengjingbo761001@163.com

1673-8926（2011）04-0119-05

涂曉燕）