沈陽(yáng)油田不同類型高凝油油藏精細(xì)開發(fā)技術(shù)研究

蔣格格

摘 要：沈陽(yáng)油田高凝油油藏因其具有凝固點(diǎn)高、含蠟量高等獨(dú)特的物理特性，因此開發(fā)過程中容易造成地層傷害問題。特別是由于油田高凝油油藏類型多樣，采取何種合理的開發(fā)技術(shù)對(duì)于提高原油收率至關(guān)重要?；诖?，本文通過對(duì)影響高凝油油藏驅(qū)油效率的影響因素進(jìn)行分析，由此在明確了高凝油滲流規(guī)律基礎(chǔ)上針對(duì)油田不同類型高凝油油藏給出了合理有效的開發(fā)技術(shù)對(duì)策。

關(guān)鍵詞：沈陽(yáng)油田;高凝油油藏;開發(fā)對(duì)策

1.影響高凝油驅(qū)油效率的因素分析

1.1原油粘度

利用油田部分區(qū)塊高凝油油藏的原油和巖心開展水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，結(jié)果表明，高凝油驅(qū)油效率受溫度影響大。隨著原油粘度的降低，驅(qū)替效率有所提高，但是提高幅度不盡相同。原油粘度每降低1mPa·s，驅(qū)油效率提高幅度為0.95%一4.98%。因此，降低原油粘度雖然能夠提高 驅(qū)油效率，但提高程度不大。

1.2溫度

在同一段巖心中取4塊平行樣品，分別開展55℃、60℃、66℃、76℃水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，其無水采收率和最終驅(qū)油效率均隨溫度的升高而升高。實(shí)驗(yàn)中還觀察到低于析蠟溫度時(shí)驅(qū)油效率急劇下降的現(xiàn)象。由于高凝油的熔蠟溫度比析蠟溫度高10。C左右，因此一旦有蠟析出，將對(duì)開發(fā)帶來難以消除的影響。

1.3油層物性

主要與儲(chǔ)層孔喉比、孔喉半徑、孔喉配位數(shù)、分選性、中值半徑以及泥質(zhì)含量等儲(chǔ)層參數(shù)有關(guān)。根據(jù)相關(guān)油田光刻仿真微觀模型實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知，隨著孔喉比增加、孔喉半徑增大和孔喉配位數(shù)的減小，驅(qū)油效率有所提高，但是還沒有得到定量的關(guān)系。由沈陽(yáng)油田某塊天然巖心水驅(qū)實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知，分選差、中值半徑小、泥質(zhì)含量高的巖心水驅(qū)油效率均較低，而分選好、中值半徑高、泥質(zhì)含量低的粗礫砂巖，水驅(qū)油效率最高可達(dá)68.8%。

1.4注入壓差

國(guó)內(nèi)相關(guān)油田開展了中高孔中滲非均質(zhì)砂巖高凝油柱塞樣水驅(qū)油模型實(shí)驗(yàn)。由實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知，提高注水壓力梯度有增油的效果，但起始?jí)毫μ荻雀?，增油幅度小。?qū)替壓力梯度提高0.04～0.12MPa/cm，驅(qū)油效率僅提高2.17%。

2.不同類型高凝油油藏開發(fā)對(duì)策

由于高凝油滲流規(guī)律與其他油品的油藏不同，如何保持油藏壓力和溫度，避免因析蠟和石蠟在儲(chǔ)層中的沉積導(dǎo)致的儲(chǔ)層傷害是該類油藏開發(fā)首先需要認(rèn)識(shí)、解決的問題。根據(jù)析蠟溫度和地層溫度差別的大小，可以將高凝油油藏分為易受冷傷害和不易受冷傷 害影響兩類。前者，析蠟溫度與油藏溫度之差小于20℃，主要是埋藏淺的砂巖油藏;后者，溫差大于20%，石蠟不易在油藏結(jié)晶、析出，主要是埋藏深的裂縫性油藏。油藏類型不同，開發(fā)對(duì)策也要有所調(diào)整。

2.1淺一中淺層砂巖油藏

沈陽(yáng)油田如靜35塊是一個(gè)埋藏淺（1000—1400m）、含蠟量高（24%一33%）、凝固點(diǎn)高 （37-49.5℃）、析蠟溫度高（42—52℃）且接近地層溫度（46—54℃）、油質(zhì)稠（500。C地面脫氣原油粘度為106.32mPa·s）的高凝油油藏。儲(chǔ)層巖性以硬砂質(zhì)長(zhǎng)石砂巖和混合砂巖為主，物性較好，平均孔隙度為19.6%，平均滲透率為644.1×10-3μm2。1995年全面投入開發(fā)，開發(fā)特點(diǎn)體現(xiàn)在：油井見效即水淹，4口見到注水效果的井2口直接水淹，2口井小幅度增油（258-377t），不到1a含水分別達(dá)到70%和90%。究其原因主要是析蠟溫度與地層溫度接近， 地飽壓差小，一旦開采，地層壓力下降，溶解氣脫出，就會(huì)有蠟析出，造成注水蹩壓和水竄，而常溫注水同樣會(huì)形成冷傷害。盡管先后進(jìn)行了壓裂、酸化、堵水、蒸汽吞吐、溶劑解堵、電磁加熱、超聲波、微生物吞吐、人工地震采油9項(xiàng)措施，增油效果不佳。該類型高凝油油藏的開發(fā)要以“保溫保壓”為主要原則，采用注熱水和溶劑驅(qū)，同時(shí)應(yīng)用隔熱管和井筒電磁加熱等井筒伴熱減少管線和井筒熱量損失，保證井底水溫在75～ 80℃左右，加上溶劑的降粘溶蠟作用，可以一定程度地改善開發(fā)效果。

2.2中-中深層砂巖油藏

中-中深層砂巖高凝油油藏是儲(chǔ)量、范圍都較大的一類高凝油油藏，遼河油田的沈84安12塊、沈95塊等都屬于這類油藏。油藏埋深1500～3000m，儲(chǔ)層物性以中高滲居多，但也有低滲透的如牛心坨油田。該類油田的開發(fā)主要以人工注水為主，表現(xiàn)在：①受原油滲流特征和儲(chǔ)層非均質(zhì)性的影響，在天然能量開采階段，壓力和產(chǎn)量下降快;②注水后油井能夠見效，保持一段時(shí)間的穩(wěn)產(chǎn)，但是平面和層問矛盾明顯，注入水的突進(jìn)比較嚴(yán)重，受效油井見水早，含水上升快。如沈84塊注水井組中的油井靜65-27井，1989年1月見水，9月含水升高至63.4%，產(chǎn)油量 由56.6t/d下降至15.9t/d;③高含水階段表現(xiàn)出油層動(dòng)用程度差，主體部位水淹嚴(yán)重。根據(jù)沈84塊歷年吸水剖面統(tǒng)計(jì)結(jié)果，吸水厚度僅占總厚度17.2%的吸水層，吸水量卻占 69.9%。另外，注采井網(wǎng)不完善，該塊10個(gè)注水井組，油井單向受效占82.7%;④水驅(qū)動(dòng) 用儲(chǔ)量程度低。2005年，根據(jù)吸水剖面計(jì)算該塊垂向動(dòng)用程度為45.2%;⑤存在冷傷害。從常溫注水后地層溫度的變化看，1992～1994年2000m處地層溫度分別下降了5.3℃、13.2℃、15.32℃。污水回注的注水井底溫度與原始相比降低18℃，接近區(qū)塊析蠟溫度。區(qū)塊采收率有所降低，說明冷傷害的確存在。

2.3 中深一深層潛山油藏

此類油藏以遼河油區(qū)低潛山高凝油油藏（沈625—229塊、沈257塊）為代表，與以上中淺層砂巖高凝油油藏不同，儲(chǔ)層非均質(zhì)分布（尤其是裂縫發(fā)育規(guī)律）成為開發(fā)過程中的主要影響因素。通過開發(fā)、應(yīng)用地震屬性和相干體分析技術(shù)、測(cè)井解釋包括神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)輔助解釋、巖心觀 察與描述、有限元分析和構(gòu)造應(yīng)力分析技術(shù)，有效地預(yù)測(cè)了裂縫性質(zhì)、規(guī)模、程度和范圍，在成功實(shí)現(xiàn)水平井一直井聯(lián)合開發(fā)的基礎(chǔ)上。將直井注水、水平井采油結(jié)合起來，取得較好 的效果。全區(qū)共確定油井52口，注水井18口，注采井?dāng)?shù)比l：2.88。目前，正在進(jìn)行注水井的積極轉(zhuǎn)注，最終將按注采比l：l控制注水。注水后，油井產(chǎn)量上升，動(dòng)液面上升，累計(jì)增油4406t。試注較早的沈625—18—28井組于2005年5月開始注水，初期日注水80m3/d，目前日注水150m3/d，累計(jì)注水1.6 x 104m3，井組日產(chǎn)油由注水前的32t/d上升至目前的37.2t/d，不含水。

3.結(jié)束語(yǔ)

高凝油的粘溫曲線具有拐點(diǎn)，析蠟溫度、驅(qū)油效率和相滲曲線受到諸多因素影響，具有 可變性，決定了高凝油油藏的開發(fā)需要在儲(chǔ)層表征基礎(chǔ)上，適應(yīng)其滲流特征進(jìn)行合理開發(fā)。 對(duì)于析蠟溫度與油藏溫度接近的淺層高凝油油藏宜采用保溫保壓開采;中深層高凝油油藏要 合理補(bǔ)充地層能量，開展以細(xì)分開發(fā)層系、重組注水單元為主要內(nèi)容的深度開發(fā);埋深大、 油藏溫度高的潛山高凝油油藏有著與中淺層砂巖高凝油油藏不同的生產(chǎn)規(guī)律和開發(fā)特點(diǎn)，常 溫注水、化學(xué)冷采同樣可以取得好效果。

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