牛偉哲，郭斌，王偉豪，李天月

油氣田開發(fā)

孤東稠油區(qū)塊注汽高壓單一影響因素研究

牛偉哲，郭斌，王偉豪，李天月

（西安石油大學，陜西 西安 710065）

在注蒸汽熱力采油過程中，對于一些超稠油和超高凝油地層以及因儲層物性較差和近井地帶的瀝青質、膠質、無機結垢、各種機械雜質等堵塞的地層，存在注汽壓力高、注汽困難的現(xiàn)象，從而導致稠油井采出程度低、開發(fā)潛力未得到充分發(fā)揮的問題。通過分析孤東稠油區(qū)原油、重質堵塞物及瀝青質特征，結合實際注汽生產情況，研究了孤東稠油區(qū)塊注汽高壓單一影響因素，為該區(qū)塊的提液增產提供助力。

熱力采油；重質物堵塞；瀝青質；稠油

注蒸汽熱力采油是我國稠油油田開發(fā)的最主要措施，但對于一些超稠油和超高凝油地層以及因儲層物性較差和近井地帶的瀝青質、膠質、無機結垢、各種機械雜質等堵塞的地層，注汽壓力高、注汽困難，從而呈現(xiàn)稠油井采出程度低、開發(fā)潛力未得到充分發(fā)揮的問題[1]。

孤東采油廠2020年1—11月吞吐注汽160余井次，注汽高壓井43井次，注汽高壓導致注汽質量差、干度低，平均注汽干度59%，造成周期產油量低，周期產油648.1 t，油汽比0.42，遠低于注汽正常井的772.4 t。當前針對高壓注汽井所采取的降壓增注措施較多，包含各類復合酸化、有機溶劑解堵以及物理-化學復合解堵等多種技術，但其措施效果卻欠穩(wěn)定，單井措施效果差別大。這主要由于產生單井注汽高壓的因素較多，但對單井堵塞主控因素及影響規(guī)律研究又相對欠缺，導致在選擇解堵技術及施工工藝時存在較大盲目性，從而致使措施效果偶然性強，整體效益低。

基于此，本文重點開展稠油油藏注蒸汽高壓原因的研究與認識，通過分析孤東稠油區(qū)原油、重質堵塞物及瀝青質特征，結合實際注汽生產情況，研究了孤東稠油區(qū)塊注汽高壓單一影響因素，為該區(qū)塊的提液增產提供助力。

1 孤東稠油區(qū)塊注汽高壓單一影響因素研究

通過對2020年孤東采油廠全廠43井次注汽高壓井的地質、生產、注汽等資料的初步分析，將影響正常注汽的43個井次的注汽高壓的單一影響因素劃分為有機物堵塞物、無機物堵塞、復合堵塞物和地層發(fā)育等問題，主要對影響孤東稠油區(qū)塊正常注汽的主要單一因素進行分析。

1.1 孤東稠油黏度分析

取一定量的孤東稠油，放入恒溫水浴鍋中，分別在50、60、70、80、90 ℃時恒溫0.5 h，利用DV-III型可編程控制式黏度計（美國Brookfield公司）測定原油的黏度[2]，結果如圖1所示。

圖1 孤東采油廠典型稠油黏溫曲線

由圖1可以看出，溫度低于65 ℃時，原油黏度先隨溫度升高急劇降低，當溫度高于65 ℃時。原油的黏度隨溫度升高，降低趨勢變緩。X1井稠油在50 ℃的黏度值為7 764 mPa·s，X2井稠油在50 ℃時的黏度值為8 492 mPa·s，X3井稠油在50 ℃時的黏度值為9 887 mPa·s。

1.2 孤東稠油族組成分析

根據(jù)《中華人民共和國石油天然氣行業(yè)標準》（SY/Y6338—1997）分析方法得到的孤東采油廠典型稠油的原油四組分（SARA）分析結果如表1所 示[3]。

表1 孤東采油廠典型稠油的原油四組分分析結果

從表1可以看出，孤東典型稠油原油四組分差異較大，但都具有膠質瀝青質含量較高的特點。

1.3 孤東稠油膠體不穩(wěn)定指數(shù)計算

瀝青質是原油中易溶于芳香類化合物而不溶于低分子烷烴的一類組分，因此原油的組成和芳香度影響瀝青質的沉積[4]，可以用下式計算膠體不穩(wěn)定指數(shù)[5]：

式中：—各組分在原油中的質量分數(shù)。

根據(jù)X3井原油族組成分析結果，計算X3井原油膠體不穩(wěn)定指數(shù)如下：

同理可以得到X1和X2井的膠體不穩(wěn)定指數(shù)分別為0.837 8、1.023 7。結果表明，X3井原油的膠體不穩(wěn)定指數(shù)大于0.9，說明相比其他兩種原油X3井原油更容易發(fā)生瀝青質沉積。

1.4 孤東稠油膠質瀝青質結構分析

稠油中的瀝青質、膠質是影響稠油黏度的主要因素[6]。稠油中瀝青質具有較強的極性，且含有較多的稠環(huán)化合物及極性集團，使得這些重質組分更容易與儲層巖石中的硅氧鍵等集團相結合而吸附于地層當中[7]。為此對孤東采油廠典型稠油的瀝青質、膠質組分進行了紅外和紫外光譜測定。X1井、X2井和X3井紅外光譜結果見圖2所示，紫外光譜結果見圖3所示。

典型稠油瀝青質紅外光譜中的特征峰分析結果如表2所示。

表2 孤東采油廠典型稠油的原油四組分分析結果

圖3 紫外光譜圖

紅外光譜圖結果表明，瀝青質的大致框架結構是相似的，它們的基本結構是由縮合的芳香烴和不飽和烴組成的大分子化合物。稠油中瀝青質具有較強的極性，其中包含酰胺類、硫醇、酚類等極性官能團；膠質、瀝青質中的芳香單片環(huán)數(shù)大多數(shù)為3～4個環(huán)，部分強極性的化合物易通過與雜原子鍵合的氫原子與地層中的有機質或黏土礦物上的負電性氧原子構成氫鍵，從而造成較強的吸附而損害地層。

1.5 多輪次吞吐后孤東典型稠油組分變化

孤東采油廠稠油油藏開展蒸汽吞吐多年，目前存在吞吐周期高、周期產油量下降、產水量增加、吞吐效果差、開采成本升高等特點，開發(fā)效果逐漸變差。稠油多輪次熱采過程中，由于飽和烴、芳烴等輕質組分具有較強的流動性，所以每輪次生產過程中可動原油中的原油組分也可能存在著較大的差異，所以對多輪次吞吐過程中孤東典型稠油的組分變化情況的實驗研究及進一步分析原油組分情況對注汽開發(fā)的影響具有一定的現(xiàn)實意義[8]。實驗中選取X3井稠油開展5個輪次的吞吐實驗，模擬地層溫度60 ℃，收集5個輪次的油樣，利用棒薄層色譜儀測定多輪次熱采前后的油樣四組分（SARA）變化，結果如圖4所示。

圖4 X3棒薄層色譜儀組分分析結果

通過棒薄層色譜儀對X3井原油模擬吞吐前后的原油四組分進行了分析，并根據(jù)原始數(shù)據(jù)進行四組分的歸一化處理，結果如表3所示。

由表3可以看出，第五輪之后X3井原油中各組分變化較為明顯，其中瀝青質質量分數(shù)增加5.56%，飽和烴、芳烴質量分數(shù)分別由原始的32.51%和28.08%下降為28.84%和26.31%，說明隨著吞吐輪次的增加采出原油組分有重質化的趨勢，留在近井甚至儲層中的重質組分質量分數(shù)逐漸升高。

表3 模擬吞吐前后原油四組分變化情況

1.6 孤東稠油瀝青質絮凝初始點的測定

瀝青質沉積前，首先發(fā)生絮凝，然后逐漸形成絮凝體，即粒徑約為0.1～5 μ青的微粒。因此，準確測定原油瀝青質的絮凝初始點，是研究瀝青質沉積條件、沉積機理、影響因素和建立預測模型的前提，在開發(fā)生產中有著重要的實際意義[9]。

本研究采用黏度法對常壓下X3井原油瀝青質的絮凝初始點進行測定[10]，結果如圖5所示。由圖5可以看出，25 ℃下當正己烷體積分率為22.28%（對應的正己烷與原油體積比為0.28）時，黏度曲線上出現(xiàn)一個轉折點，即絮凝初始點。

圖5 25 ℃下原油黏度隨正己烷體積分率的變化曲線

1.7 瀝青質沉淀量測定

本研究采用IP-143標準方法測定并利用電子顯微鏡觀察瀝青質在原油中的絮凝情況[10]，結果如圖6所示。過濾后原油的瀝青質質量分數(shù)隨劑油比增加而明顯減小，飽和烴、芳烴質量分數(shù)隨劑油比增加而增大。

圖6 不同劑油比下的X3井原油濾液族組成分析結果

2 結 論

1）孤東典型稠油原油四組分差異較大，但都具有膠質瀝青質質量分數(shù)較高的特點，其中瀝青質質量分數(shù)平均在12%以上，膠質瀝青質質量分數(shù)在26%以上。

2）X1和X2井的膠體不穩(wěn)定指數(shù)分別為0.837 8、1.023 7，X3井原油的膠體不穩(wěn)定指數(shù)大于0.9，相比于其他兩種原油，X3井原油更容易發(fā)生瀝青質沉積。

3）孤東稠油中瀝青質具有較強的極性，其中包含酰胺類、硫醇、酚類等極性官能團；膠質、瀝青質中的芳香單片環(huán)數(shù)大多數(shù)在3～4個環(huán)，部分強極性的化合物容易通過與雜原子鍵合的氫原子與地層中的有機質或黏土礦物上的負電性氧原子構成氫鍵，從而造成較強的吸附而損害地層。

4）隨著吞吐輪次的增加，采出原油組分有重質化的趨勢，留在近井甚至儲層中的重質組分質量分數(shù)逐漸升高。

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Study on Single Influencing Factor of High Pressure in Steam Injection of Gudong Heavy Oil Block

（Xi'an Shiyou University, Xi'an Shaanxi 710065, China）

In the process of steam injection thermal oil recovery, for some ultra-heavy oil and ultra-high pour-point oil formations and blocked formations due to poor physical properties of the reservoir and the asphaltene, colloid, inorganic fouling, various mechanical impurities in the near-well zone, there are problems of high steam injection pressure and difficulty in steam injection, resulting in low recovery of heavy oil wells and insufficient potential development. By analyzing the characteristics of crude oil, heavy plugging material and asphaltene in Gudong heavy oil area, combined with the actual steam injection production situation, the single influencing factor of high pressure in the steam injection of Gudong heavy oil area was studied, so as to provide assistance for liquid extraction and production increase in this area.

Thermal oil; Heavy blockage; Asphaltene; Heavy oil

陜西省自然科學基礎研究計劃（項目編號：2018JQ5208）。

2021-07-20

牛偉哲（1997-），男，陜西省寶雞市人，碩士研究生在讀，研究方向：油氣田開發(fā)。

TE345

A

1004-0935（2022）01-0096-04