長春嶺油田熱采技術研究及礦場試驗效果評價

【摘 要】長春嶺地區是吉林油田油藏評價和產能建設的重點目標區之一。該區的油藏類型為背斜構造背景下的低溫、低壓、淺層、巖性斷塊、弱稠油油藏，具有泥質膠結、低含硫、高膠質、高含蠟、低瀝青質、高粘度等特點。由于該區原油粘度大，冷采產量低，因此在該區進行了熱采試驗。在該區先后開展了蒸汽吞吐、混合氣吞吐、蒸汽驅、混合氣驅、熱水驅、火燒油層等不同方式的熱采試驗。本文對熱采在該區的適應性、各種熱采方式的效果進行了分析評價，為本區和其他類似區塊開發儲備技術，積累經驗。

【關鍵詞】稠油；適應性；效果；熱采

稠油是指粘度很大的原油，重油是指密度很高的原油。粘度和密度通常呈正比關系，即粘度大，密度一般就高。因此，我們講稠油，也就意味著講重油。國內外蘊藏著豐富的稠油資源，吉林油田稠油資源也非常豐富。目前吉林油田先后開發了扶余I號、Ⅱ號、伊通、套保及長春嶺等油田和區塊的稠油資源。雖然方法各異，但總體上來說，熱力采油是稠油開發的主要手段。本文對長春嶺油田熱采適應性、各種熱采方式的效果進行了分析評價，為本區和其他類似區塊開發儲備技術，積累經驗。

1.油田概況

1.1地質簡況

長春嶺地區位于吉林省松原市扶余縣境內，區域構造位置位于松遼盆地南部東南隆起區長春嶺背斜帶南端，開發目的層為泉四段扶余油層。泉四段頂面構造形態總體表現為一被斷層復雜化的北東走向的長軸背斜。斷層較發育，走向多為近南北向，形成斷塊、斷階、斷鼻等構造。泉四段儲層為三角洲前緣相砂體，以水下分流河道微相為主，砂巖相對不發育，分布不穩定，巖性變化快。該區油層埋藏淺，平均油層中部深度238.5m左右，地層壓力及溫度低，平均壓力1.89MPa，平均壓力系數0.81，平均油層溫度19.83℃，屬于低溫低壓油藏。該區原始飽和壓力只有0.71MPa，一次脫氣油氣比只有1.53m3/m3。油層膠結疏松，成巖作用差。油層物性較好。具有孔隙度高、滲透率高的特點。孔隙度一般為12.5-33.2%，平均孔隙度26.81%，滲透率一般為7.0-1666.7×10-3μm2，平均滲透率401.9×10-3μm2。地層條件下的原油粘度偏高，滲流能力較差。該區地層條件下原油年度平均為194mPa.s。主力油層砂體為三角洲前緣水下分流河道微相，屬正韻律沉積。該區原油具有低含硫、低瀝青質、高膠質、高含蠟、高粘度等特點。綜合分析初步認為該區為背斜構造背景下的低溫、低壓、淺層、巖性斷塊、弱稠油油藏。

1.2熱采試驗概況

長春嶺油田開展了蒸汽吞吐、混合氣吞吐、蒸汽驅和混合氣驅等不同方式的熱采試驗。蒸汽吞吐12口井，其中，壓裂冷采后蒸汽吞吐3口井（長109、長101、長107）；射孔后直接蒸汽吞吐7口井（長107-1-3、長107-4-3、長107-2-5、長107-6-5、長1061 、長107-2-1 、觀4）；射孔冷采后蒸汽吞吐2口井（長119 、長107-2-2）；二次吞吐2口井：（長107-1-3、長107-4-3）?；旌蠚馔掏?口井：長107-2-4。蒸汽驅1口井：長107-+2-3；混合氣驅1口井：長107-+2-3。

2.長春嶺地區熱采適應性研究

2.1國內外稠油分類標準

2.2國內外稠油熱采篩選標準

水驅稀油油藏一般原油粘度相對比較低，含蠟較高；還有一部分油藏（如長春嶺地區）屬于粘度相對較高的弱稠油油藏，且含蠟較高，冷采和常規水驅效果又較差.根據目前的技術水平，針對這類油藏原油物性特點，開展熱力開采技術可能為一種有效技術。圖1為長春嶺地區部分井的粘溫曲線圖。從圖1可以看出，長春嶺地區原油粘度對溫度有一定的敏感性，當溫度高于20℃時，原油粘度急劇下降（圖1）。

2.3熱采適應性初步認識

長春嶺地區熱采有利因素：

（1）從流體上看，原油屬于普通Ⅰ類稠油，由于膠質含量高，瀝青質含量低，含蠟高，而相對密度低，對溫度具有一定的敏感性，適合熱采。

（2）從巖芯初步分析結果看，油層吸熱、熱擴散性較強，而隔層的吸熱能力差，隔熱能力很好，有利于熱采。

綜上所述，該區適合熱采開發方式。

3.熱采效果分析評價

3.1一次吞吐效果分析評價

該區一次蒸汽吞吐后產能低。自噴期短，高峰產量過后，快速遞減，動液面下降較快，油汽比低。長春嶺地區油汽比只有0.213，遠低于全國平均水平，一次吞吐效果較差（表3）。

3.2二次吞吐效果分析評價

長春嶺地區部分井進行了二次吞吐。從吞吐效果上看，二次吞吐的效果不如一次吞吐效果（表4）。

3.3不同投產方式下吞吐效果分析評價

長春嶺地區進行了射孔后吞吐和壓裂后吞吐的對比試驗，從試驗效果上看，壓裂吞吐的效果要好于射孔吞吐（表5）。

3.4蒸汽吞吐效果與混合氣吞吐效果對比分析

在長春嶺地區進行了蒸汽吞吐和混合氣吞吐的對比試驗，從試驗效果上，蒸汽吞吐效果要好于混合氣吞吐效果（表6）。

3.5混合氣驅效果評價

2007年2月20日-25日在長107-+2-3井注入58000Nm3混合氣進行氣驅試驗，由于氣驅時間短，無法評價效果。

3.6蒸汽驅效果評價

在長107-+2-3井組（圖2）進行了蒸汽驅，初步見到了一定的效果。長107-+2-3蒸汽驅后，鄰井觀4、長107-8-3等井分別有見效反映，長107-4-3二次注汽后，燜井期間的長107-+2-3井有見效反映。

（1）在蒸汽驅期間，觀4井溫度、壓力的長期緩慢上升，說明由于長107-+2-3井注入4910.5方蒸汽后，觀4井能量得到補充，地下熱場得到進一步擴大（圖3）。

（2）長107-+2-3井注汽后長107-8-3井套壓上升并有自噴能力。

（3）107-4-3井二次注汽后，燜井期間的長107-+2-3井的油、套壓均有上升現象（圖4）。

4.結論

在長春嶺地區進行了各種方式的熱采試驗，通過對各種方式的效果綜合對比分析評價，初步可以得出一下結論：

（1）長春嶺地區的吞吐效果遠遠差于國內同類油田的吞吐效果。初步分析認為，蒸汽吞吐不宜做為該區主要的開發方式。

（2）蒸汽吞吐效果要好于混合氣吞吐效果。

（3）一次蒸汽吞吐效果要好于二次吞吐效果。

（4）壓裂吞吐效果要好于射孔吞吐效果。

（5）混合氣驅由于時間短，暫無法做出評價。

（6）蒸汽驅在該區見到了一定的效果，但需要進一步試驗。

（7）由于地層天然能量不足，降壓開采導致地層嚴重虧空，因此補充能量和熱量的開發方式應為下步的試驗方向。

【參考文獻】

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