吉林油田高含蜡稠油油藏有效开发方式研究

程静波

（中国石油吉林油田分公司勘探开发研究院）

吉林油田高含蜡稠油油藏有效开发方式研究

程静波

（中国石油吉林油田分公司勘探开发研究院）

C油田为吉林油田新发现的浅层稠油油田，由于埋藏浅而引起油层低温、低压，油层条件下原油流动性差，开采过程中储层易受析蜡冷伤害，造成常规开采产能低，甚至无产能，严重影响了油田的正常生产，制约了该区储量的有效动用。针对这一现状，对该油田重点开展了原油析蜡实验、热采物理模拟实验、热采数值模拟研究，从理论上明确了提高地层温度、保持地层压力、预防原油析蜡是实现C油田有效开发的关键。结合现场蒸汽吞吐、蒸汽驱、火烧油层等多种热采试验的开发效果，明确了主体资源可采用热水驱开发，局部低温、高含蜡区可采用火烧油层的开发方式。

原油析蜡；稠油油藏；有效开发；热水驱；火烧油层

0 引言

C油田位于松辽盆地南部东南隆起区长春岭背斜带［1］，目的层为泉四段的扶余油层。油层埋深为210～350 m，油层有效厚度为0.6～10.0m，平均孔隙度为27%，平均渗透率为271 mD，油层温度为20℃左右，油层压力为2 MPa左右；地面原油平均密度为0.883 g/cm3，原油黏度为21.6～73.0 mPa·s（50℃），油层条件下原油黏度较高，大于 100 mPa·s，平均凝固点为14.25℃，含蜡量为16.7%。原油析蜡温度接近油层温度，热敏感性受胶质及含蜡量的双重影响，开采时原油中的石蜡易被析出［2］并沉积在岩石表面，造成孔隙度、渗透率降低和油藏岩石润湿性改变等一系列储层伤害，制约了油田的有效开发。为有效动用该储量，笔者调研了大量类似油田的开发经验［3-6］，针对C油田开展了一系列室内研究，并结合该油田的矿场试验效果，进行了有效开发方式的研究。

1 原油析蜡室内研究

1.1 实验准备与方案

为了保证实验结果既有区域代表性，又有局部针对性，选取C油田不同区块10口井的原油样品及3口井的岩心样品进行实验。实验设计了原油析蜡点和熔蜡点测量、原油渗流特征测试、析蜡伤害程度测试等几种实验方案。

1.2 实验结果

使用氦氖激光综合试验仪对10口井的原油样品进行原油析蜡温度、熔蜡温度测量。结果（表1）显示，地面条件下原油析蜡起始温度为25～30℃，熔蜡高峰温度为32～40℃，表明原油一旦析蜡将很难熔解。

表1 原油析蜡、熔蜡温度测量结果Table 1 The temperature of wax precipitation and dewaxing of crude oil

利用同一组岩心在不同温度条件下进行渗流实验，通过对比分析，研究温度对高含蜡原油驱油效果的影响。从实验结果看出（图1），油层温度决定了原油的渗流特性，在相同渗透率条件下，当温度升高时，油藏渗流能力得到明显改善，原油流动性变好，驱油效果也明显变好。

图1 岩样H8在不同温度下的压差与流速关系图Fig.1 The relationship between pressure difference and flow velocity of rock samples H8 at different temperatures

原油在多孔介质表面析蜡会直接导致储层孔隙度的减小，从而引起渗透率的降低。根据油藏工程理论，结合温度变化与原油析蜡量的实验结果，定量分析了原油析蜡对渗透率的影响。从图2可以看出，C2井由于原油析蜡，储层渗透率由析蜡前的98.7 mD下降到析蜡后的12.98 mD，下降87%；C3井由于原油含蜡量高，析蜡量大，渗透率下降97%。由此可见，油井析蜡对油藏渗透率的伤害非常严重。

图2 不同温度下原油析蜡对渗透率的影响Fig.2 The influence of wax precipitation on permeability at different temperatures

1.3 析蜡机理及主控因素分析

通过文献调研［7-8］，结合析蜡实验与矿场实践，明确了C油田原油析蜡机理及主控因素。

1.3.1 析蜡机理

由于温度、压力、原油组分等因素发生变化，改变了原油体系的相平衡条件。当温度低于析蜡点时，蜡组分的溶解度降低，蜡便在孔隙介质表面等位置结晶沉积。

1.3.2 析蜡主控因素

（1）组分：原油中轻质馏分越多，溶蜡能力越强；含蜡量越高，越易析蜡。

（2）温度：当油层温度降至析蜡温度以下时，蜡开始结晶析出，温度越低，蜡析出量越多。

（3）压力和溶解气：当油层压力低于饱和压力时，原油脱气，蜡初始结晶温度升高，压力越低，结晶温度增加得越高，蜡析出量越多。

2 热采物理模拟实验

针对C油田独特的油藏条件和流体性质，为探寻有效的开发方式，笔者以物理模拟技术为研究手段，加强对热采储层流体渗流规律的认识，以便为现场热采方案实施的动态管理提供理论依据。

2.1 物理模拟实验方法

将C油田的岩心洗油后填充到单管模型中，首先使岩心饱和水并测定其孔隙体积；然后使之饱和原油并建立束缚水，以此来模拟原始油藏条件；再按照模拟条件要求，以非稳态恒速法分别进行蒸汽、热水驱油，直到出口端不出油为止。记录模型出口端产水、产油量，计算不同驱替条件下的驱油效率，并绘制驱油效率曲线［9］。

2.2 物理模拟实验结果

热采物理模拟结果显示（图3、图4）：随着温度升高，油层渗流能力得到改善，岩石亲水性增强，利于洗油，驱油效率增加，同时表明热水驱增油效果明显。当注水温度由18℃增加到100℃时，驱油效率增加27%；蒸汽驱随注汽温度、干度的增加，驱油效率增大，但增加幅度较小，当注汽温度由200℃增加到240℃时，驱油效率仅增加4%。当注水温度由18℃升高到60℃时，驱油效率提高了20.9%，当注水温度由60℃升高到100℃时，驱油效率仅提高了6.7%，这说明60℃是该区油藏的敏感驱油效率温度。

图3 不同注水温度下的驱油效率曲线Fig.3 Displacement efficiency curves at different water temperatures

图4 不同注汽温度下的驱油效率曲线Fig.4 Displacement efficiency curves at different steam temperatures

热采物理模拟实验也显示，热采过程中的储层伤害不可避免。当注水温度低于90℃时，热作用前后储层渗透率基本不变；注入200℃，220℃，240℃蒸汽以后，储层的渗透率分别降低了21.8%，28.6%，35.2%，而且随着温度的升高和热作用时间的延长，渗透率下降幅度增大。根据实验结果分析认为，该区储层岩石主要成分是石英、钾长石、斜长石、方解石、白云石、黏土矿物，热采条件下，矿物发生了不同程度的变化，方解石明显处于溶解状态。该区岩石中黏土矿物总量平均为15.5%，高岭石相对含量大于80%，热采条件下，高岭石的含量减少，伊/蒙混层的含量增加。实验表明，方解石溶解、高岭石向蒙脱石转化是造成储层伤害的重要因素之一。

3 热采试验开发效果评价

室内物理模拟研究的同时，现场选取了几个井组，分别开展了蒸汽吞吐、蒸汽驱、火烧油层等热采试验，通过实践来探索该区块的有效开发方式。

3.1 蒸汽吞吐

采用100 m井距正方形井网，进行14口井蒸汽吞吐试验，根据阶段周期生产时间、油汽比、回采水率等指标（表2）来评价蒸汽吞吐的开发效果。结果表明：随吞吐周期变化，吞吐效果逐轮变差，油汽比低于经济极限油汽比0.25，蒸汽吞吐作为降压开采方式，不适合该区开发。

表2 蒸汽吞吐生产数据表Table 2 The production data about steam stimulation

3.2 蒸汽驱

采用70 m井距反九点井网，对5个注汽井组的21口油井进行蒸汽驱试验。实际注入蒸汽温度为270℃左右，井口蒸汽干度为70%，注汽速度为50～80 t/d，采注比为 0.288。

从蒸汽驱实施效果［10］看（图 5）：蒸汽驱后见到一定增油效果，但油层非均质性决定见效方向性，见效后即“汽窜”；油汽比低于极限油汽比0.1，经济效益差，不宜作为该区主体开发方式。

3.3 火烧油层

图5 蒸汽驱生产动态曲线图Fig.5 The production curves for steam flood

火烧油层是一种以热效应为主，蒸汽驱、混相驱和气驱等多种方式联合作用的驱油过程，具有综合驱油的特点［11］。现场选取2个井组，采用水平井加直井、蒸汽驱转火烧油层的方式进行开发试验。依据生产井尾气监测资料、油井产量变化、监测井温度和压力变化等主要指标评价火烧油层的生产效果：首先，C油田的浅层低温、低压油藏能够实现成功点火，且持续燃烧，以C1井为例（图6），注气井注气3个月，距注气井50 m的C1井产出气体中CO2含量大于12%，视H/C原子比为1～3，O2利用率大于85%，认为处于高温氧化燃烧状态；其次，受火烧油层影响，油井日产油上升，含水下降，沿油层方向和构造高部位方向增油效果明显，调整工作制度可控制火线均匀推进。

图6 C1井尾气监测曲线Fig.6 The monitor curves for exhaust of C1 well

4 热采数值模拟研究

为了对蒸汽驱井组进行有效的跟踪调整及原始条件下开发方式的优选，笔者对5个蒸汽驱井组进行了热采数值模拟。

4.1 地质模型的建立及历史拟合

根据实际静态资料、实测黏温曲线、相渗曲线、高压物性参数，建立符合实际的地质模型［12］。模型中考虑蜡的析出和熔解，建立三维固、水、油、气四相及水、溶解气、油、液态蜡、悬浮蜡、固态蜡六组分数值模拟模型。根据实际动态参数，建立动态模型，形成历史拟合条件。通过拟合计算，蒸汽驱井组历史拟合精度较高，均在允许误差范围之内，在历史拟合基础上所进行的参数优选和生产指标预测趋势是可以信赖的。

4.2 开发方式及油藏工程参数优选

以原油析蜡实验、物理模拟研究成果、矿场热采试验开发效果为基础，应用已建立的蒸汽驱井组模型，进行原始油藏条件下开发方式的优选（表3）。结果表明：原始条件下60～80℃热水驱的经济效益最好。热水驱操作参数优选结果显示：80 m×200 m菱形反九点井网，水井单井日注量平均为13.5 m3，注水温度为60℃。为保持地层压力，初期可采用较高注采比1.3，待压力稳定后，采用注采比降至1.0的同步注水开发方式。

表3 原始条件下不同开发方式效果对比表Table 3 The contrast of different development approaches under primary condition

5 应用效果

基于上述研究，综合考虑现场实际，选取了28个井组的热水驱开发试验［13］，注入水井口温度为70～80℃，试验采用80 m×200 m菱形反九点面积注水井网，一套层系开发。

热水驱开发效果体现为以下几点：

（1）总体开发效果较好。试验区平均日注水19 m3，注入压力4 MPa，并保持平稳；平均单井稳定日产液2.4 t，日产油1.6 t，含水33.3%。

（2）从监测井温度、压力的监测结果看：油层中部温度为23.49℃，高于原始地层温度，油层平均压力达到1.95 MPa，接近原始油藏压力，表明注水取得一定效果。

（3）热水驱开发实践表明：在油藏温度高于原油析蜡温度的区域，采用常规注水方式开发，可以取得较好的开发效果。

6 结论

（1）原油析蜡实验表明：地层温度保持在析蜡温度以上或地层压力保持在饱和压力以上，可预防析蜡，是实现C油田有效开发的前提。

（2）物理模拟及数值模拟研究结果表明：原始油藏条件下适合进行60℃的热水驱开发。

（3）矿场试验表明：蒸汽吞吐作为一种降压开采方式不适合该区开发；蒸汽驱见到一定的开发效果，但油层本身的岩性、物性条件决定了见效的方向性，开发效果不理想；火烧油层开发预期优势明显，可作为局部低温、高含蜡区有效开发的首选方式。

（4）热水驱开发达到了经济有效开发的目的，实现了注采平衡，可作为该区的主体开发方式。

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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

程静波，1976年生，女，工程师，主要从事油气田地质与开发研究工作。地址：（138000）吉林省松原市宁江区锦江大街29号吉林油田勘探开发研究院油藏评价所。E-mail：chengjingbo761001@163.com

1673-8926（2011）04-0119-05

涂晓燕）