孤东稠油区块注汽高压单一影响因素研究-辽宁化工2022年01期

摘      要： 在注蒸汽热力采油过程中，对于一些超稠油和超高凝油地层以及因储层物性较差和近井地带的沥青质、胶质、无机结垢、各种机械杂质等堵塞的地层，存在注汽压力高、注汽困难的现象，从而导致稠油井采出程度低、开发潜力未得到充分发挥的问题。通过分析孤东稠油区原油、重质堵塞物及沥青质特征，结合实际注汽生产情况，研究了孤东稠油区块注汽高压单一影响因素，为该区块的提液增产提供助力。

关  键  词：热力采油;重质物堵塞;沥青质;稠油

中图分类号：TE345     文献标识码： A     文章编号： 1004-0935（2022）01-0096-04

注蒸汽热力采油是我国稠油油田开发的最主要措施，但对于一些超稠油和超高凝油地层以及因储层物性较差和近井地带的沥青质、胶质、无机结垢、各种机械杂质等堵塞的地层，注汽压力高、注汽困难，从而呈现稠油井采出程度低、开发潜力未得到充分发挥的问题^[1]。

孤东采油厂2020年1—11月吞吐注汽160余井次，注汽高压井43井次，注汽高压导致注汽质量差、干度低，平均注汽干度59%，造成周期产油量低，周期产油648.1 t，油汽比0.42，远低于注汽正常井的772.4 t。当前针对高压注汽井所采取的降压增注措施较多，包含各类复合酸化、有机溶剂解堵以及物理-化学复合解堵等多种技术，但其措施效果却欠稳定，单井措施效果差别大。这主要由于产生单井注汽高压的因素较多，但对单井堵塞主控因素及影响规律研究又相对欠缺，导致在选择解堵技术及施工工艺时存在较大盲目性，从而致使措施效果偶然性强，整体效益低。

基于此，本文重点开展稠油油藏注蒸汽高压原因的研究与认识，通过分析孤东稠油区原油、重质堵塞物及沥青质特征，结合实际注汽生产情况，研究了孤东稠油区块注汽高压单一影响因素，为该区块的提液增产提供助力。

1  孤东稠油区块注汽高压单一影响因素研究

通过对2020年孤东采油厂全厂43井次注汽高压井的地质、生产、注汽等资料的初步分析，将影响正常注汽的43个井次的注汽高压的单一影响因素划分为有机物堵塞物、无机物堵塞、复合堵塞物和地层发育等问题，主要对影响孤东稠油区块正常注汽的主要单一因素进行分析。

1.1  孤东稠油黏度分析

取一定量的孤东稠油，放入恒温水浴锅中，分别在50、60、70、80、90 ℃时恒温0.5 h，利用DV-III型可编程控制式黏度计（美国Brookfield公司）测定原油的黏度 ^[2]，结果如图1所示。

由图1可以看出，温度低于65 ℃时，原油黏度先随温度升高急剧降低，当温度高于65 ℃时。原油的黏度随温度升高，降低趋势变缓。X1井稠油在50 ℃的黏度值为7 764 mPa·s，X2井稠油在50 ℃时的黏度值为8 492 mPa·s，X3井稠油在50 ℃时的黏度值为9 887 mPa·s。

1.2  孤东稠油族组成分析

根据《中华人民共和国石油天然气行业标准》（SY/Y6338—1997）分析方法得到的孤东采油厂典型稠油的原油四组分（SARA）分析结果如表1所  示^[3]。

从表1可以看出，孤东典型稠油原油四组分差异较大，但都具有胶质沥青质含量较高的特点。

1.3  孤东稠油胶体不稳定指数计算

沥青质是原油中易溶于芳香类化合物而不溶于低分子烷烃的一类组分，因此原油的组成和芳香度影响沥青质的沉积^[4]，可以用下式计算胶体不稳定指数CI ^[5]：

根据X3井原油族组成分析结果，计算X3井原油胶体不稳定指数CI如下：

同理可以得到X1和X2井的胶体不稳定指数CI分别为0.837 8、1.023 7。结果表明，X3井原油的胶体不稳定指数大于0.9，说明相比其他两种原油X3井原油更容易发生沥青质沉积。

1.4  孤东稠油胶质沥青质结构分析

稠油中的沥青质、胶质是影响稠油黏度的主要因素^[6]。稠油中沥青质具有较强的极性，且含有较多的稠环化合物及极性集团，使得这些重质组分更容易与储层岩石中的硅氧键等集团相结合而吸附于地层当中^[7]。为此对孤东采油厂典型稠油的沥青质、胶质组分进行了红外和紫外光谱测定。X1井、X2井和X3井红外光谱结果见图2所示，紫外光谱结果见图3所示。

典型稠油沥青质红外光谱中的特征峰分析结果如表2所示。

红外光谱图结果表明，沥青质的大致框架结构是相似的，它们的基本结构是由缩合的芳香烃和不饱和烃组成的大分子化合物。稠油中沥青质具有较强的极性，其中包含酰胺类、硫醇、酚类等极性官能团;胶质、沥青质中的芳香单片环数大多数为3～4个环，部分强极性的化合物易通过与杂原子键合的氢原子与地层中的有机质或黏土矿物上的负电性氧原子构成氢键，从而造成较强的吸附而损害地层。

1.5  多轮次吞吐后孤东典型稠油组分变化

孤东采油厂稠油油藏开展蒸汽吞吐多年，目前存在吞吐周期高、周期产油量下降、产水量增加、吞吐效果差、开采成本升高等特点，开发效果逐渐变差。稠油多轮次热采过程中，由于饱和烃、芳烃等轻质组分具有较强的流动性，所以每轮次生产过程中可动原油中的原油组分也可能存在着较大的差异，所以对多轮次吞吐过程中孤东典型稠油的组分变化情况的实验研究及进一步分析原油组分情况对注汽开发的影响具有一定的现实意义^[8]。实验中选取X3井稠油开展5个轮次的吞吐实验，模拟地层温度60 ℃，收集5个轮次的油样，利用棒薄层色谱仪测定多轮次热采前后的油样四组分（SARA）变化，结果如图4所示。

通过棒薄层色谱仪对X3井原油模拟吞吐前后的原油四组分进行了分析，并根据原始数据进行四组分的归一化处理，结果如表3所示。

由表3可以看出，第五轮之后X3井原油中各组分变化较为明显，其中沥青质质量分数增加5.56%，饱和烃、芳烃质量分数分别由原始的32.51%和28.08%下降为28.84%和26.31%，说明随着吞吐轮次的增加采出原油组分有重质化的趋势，留在近井甚至储层中的重质组分质量分数逐渐升高。

1.6  孤东稠油沥青质絮凝初始点的测定

沥青质沉积前，首先发生絮凝，然后逐渐形成絮凝体，即粒径约为0.1～5 μ青的微粒。因此，准确测定原油沥青质的絮凝初始点，是研究沥青质沉积条件、沉积机理、影响因素和建立预测模型的前提，在开发生产中有着重要的实际意义^[9]。

本研究采用黏度法对常压下X3井原油沥青质的絮凝初始点进行测定^[10]，结果如图5所示。由图5可以看出，25 ℃下当正己烷体积分率为22.28%（对应的正己烷与原油体积比为0.28）时，黏度曲线上出现一个转折点，即絮凝初始点。

1.7  沥青质沉淀量测定

本研究采用IP-143标准方法测定并利用电子显微镜观察沥青质在原油中的絮凝情况^[10]，结果如图6所示。过滤后原油的沥青质质量分数随剂油比增加而明显减小，饱和烃、芳烃质量分数随剂油比增加而增大。

2  结 论

1）孤东典型稠油原油四组分差异较大，但都具有胶质沥青质质量分数较高的特点，其中沥青质质量分数平均在12%以上，胶质沥青质质量分数在26%以上。

2）X1和X2井的胶体不稳定指数CI分别为0.837 8、1.023 7，X3井原油的胶体不稳定指数大于0.9，相比于其他两种原油，X3井原油更容易发生沥青质沉积。

3）孤东稠油中沥青质具有较强的极性，其中包含酰胺类、硫醇、酚类等极性官能团;胶质、沥青质中的芳香单片环数大多数在3～4个环，部分强极性的化合物容易通过与杂原子键合的氢原子与地层中的有机质或黏土矿物上的负电性氧原子构成氢键，从而造成较强的吸附而损害地层。

4）随着吞吐轮次的增加，采出原油组分有重质化的趋势，留在近井甚至储层中的重质组分质量分数逐渐升高。

参考文献：

[1]宫臣兴，李继红，史毅.稠油开采技术及展望[J].辽宁化工，2018，47（4）：327-329.

[2]李超. 有限量供油面接触流体润滑实验与理论研究[D].青岛：青岛理工大学，2018.

[3]柴汝宽，刘月田，何宇廷.水驱过程中原油组分变化规律及机理[J].石油科学通报，2021，6（1）：114-126.

[4]何延龙，佘跃惠，蒲春生，等.伊朗北阿扎德干油田沥青质沉积特征[J].西安石油大学学报（自然科学版），2014，29（2）：1-8.

[5]李鸿英，冯凯，马晨波，等.重油掺混石脑油的稳定性实验研究[J].西安石油大学学报（自然科学版），2017，32（4）：101-108.

[6]赵瑞玉，展学成，张超，等.特超稠油黏度的影响因素研究[J].油田化学，2016，33（2）：319-324.

[7]王威，董明，蔡新恒，等.渣油加氢转化前后沥青质的分子组成变化[J].中国科学：化学，2018，48（4）：442-450.

[8]吴正彬. 稠油油藏空气辅助蒸汽增产机理研究及应用[D].北京：中国石油大学（北京），2018.

[9]吴艳.四组分组成及性质对煤焦油沥青质初始絮凝点的影响[J].石油化工高等学校学报，2018，31（2）：8-13.

[10]赵凤兰，鄢捷年.原油沥青质絮凝初始点的测定——以渤海绥中36-1油田稠油为例[J].中国海上油气.地质，2003（3）：38-43.

[11]雷云，于鹏飞，柳扬，等.原油沥青质特性及其对含蜡油结晶胶凝的影响[J].常州大学学报（自然科学版），2021，33（4）：72-82.

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

NIU Wei-zhe， GUO Bin， WANG Wei-hao， LI Tian-yue

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

Abstract： 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.

Key words：  Thermal oil; Heavy blockage; Asphaltene; Heavy oil