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

【關(guān)鍵詞】稠油；適應(yīng)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(guān)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(nèi)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(fā)了扶余I號、Ⅱ號、伊通、套保及長春嶺等油田和區(qū)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(fā)的主要手段。本文對長春嶺油田熱采適應(yīng)性、各種熱采方式的效果進行了分析評價，為本區(qū)和其他類似區(qū)塊開發(fā)儲備技術(shù)，積累經(jīng)驗。

1.油田概況

1.1地質(zhì)簡況

長春嶺地區(qū)位于吉林省松原市扶余縣境內(nèi)，區(qū)域構(gòu)造位置位于松遼盆地南部東南隆起區(qū)長春嶺背斜帶南端，開發(fā)目的層為泉四段扶余油層。泉四段頂面構(gòu)造形態(tài)總體表現(xiàn)為一被斷層復(fù)雜化的北東走向的長軸背斜。斷層較發(fā)育，走向多為近南北向，形成斷塊、斷階、斷鼻等構(gòu)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(fā)育，分布不穩(wěn)定，巖性變化快。該區(qū)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(shù)0.81，平均油層溫度19.83℃，屬于低溫低壓油藏。該區(qū)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(jié)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?？紫抖纫话銥?2.5-33.2%，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(qū)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(qū)原油具有低含硫、低瀝青質(zhì)、高膠質(zhì)、高含蠟、高粘度等特點。綜合分析初步認為該區(qū)為背斜構(gòu)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(qū)和混合氣驅(qū)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(qū)1口井：長107-+2-3；混合氣驅(qū)1口井：長107-+2-3。

2.長春嶺地區(qū)熱采適應(yīng)性研究

2.1國內(nèi)外稠油分類標準

2.2國內(nèi)外稠油熱采篩選標準

水驅(qū)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(qū)）屬于粘度相對較高的弱稠油油藏，且含蠟較高，冷采和常規(guī)水驅(qū)效果又較差.根據(jù)目前的技術(shù)水平，針對這類油藏原油物性特點，開展熱力開采技術(shù)可能為一種有效技術(shù)。圖1為長春嶺地區(qū)部分井的粘溫曲線圖。從圖1可以看出，長春嶺地區(qū)原油粘度對溫度有一定的敏感性，當(dāng)溫度高于20℃時，原油粘度急劇下降（圖1）。

2.3熱采適應(yīng)性初步認識

長春嶺地區(qū)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(zhì)含量高，瀝青質(zhì)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(jié)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(qū)適合熱采開發(fā)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(qū)一次蒸汽吞吐后產(chǎn)能低。自噴期短，高峰產(chǎn)量過后，快速遞減，動液面下降較快，油汽比低。長春嶺地區(qū)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(qū)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(chǎn)方式下吞吐效果分析評價

長春嶺地區(qū)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(qū)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(qū)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(qū)試驗，由于氣驅(qū)時間短，無法評價效果。

3.6蒸汽驅(qū)效果評價

在長107-+2-3井組（圖2）進行了蒸汽驅(qū)，初步見到了一定的效果。長107-+2-3蒸汽驅(qū)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(qū)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(xiàn)象（圖4）。

4.結(jié)論

在長春嶺地區(qū)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(jié)論：

（1）長春嶺地區(qū)的吞吐效果遠遠差于國內(nèi)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(qū)主要的開發(fā)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(qū)由于時間短，暫無法做出評價。

（6）蒸汽驅(qū)在該區(qū)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(dǎo)致地層嚴重虧空，因此補充能量和熱量的開發(fā)方式應(yīng)為下步的試驗方向。

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