稠油开采工艺在塔北油田的应用及展望

陈君莉　陈珊　赵峰

（西北石油局规划设计研究院 乌鲁木齐 830011）

摘要　对我局的几口稠油机抽生产井进行分析和评价，认为油井所采取的稠油降粘措施较得力，已基本解决了油稠给机抽生产带来的困难，并将此经验推广应用于塔北油田其它稠油油井，以创造更高的经济效益。

关键词　粘度　稠油　降粘　粘滞性　防凝　乳化

1　稠油给生产管理带来的困难

在开采稠油油藏时，由于油水粘度比大，使得水的推进很不均匀，驱油波及体积小，驱油效果差，在高渗透率区容易形成油井过早见水，而使地下留下“死油”区，无水采油期缩短，阶段采收率低，最终采收率也随之降低。

当开采粘度超过120mPa.s(50℃）的稠油时，油井不但不能自喷，连机抽采油都困难。

稠油出井后，要采取降粘防凝措施后，方可输出。由此可见，稠油从开采到集输管理过程中，均会遇到不少困难。

2　油稠的原因

原油粘稠度高是由于流体在流动过程中内部的摩擦阻力大造成的，而使流体在流动过程中内部的摩擦阻力变大的原因可以分以下几类：

2.1　原油组分对原油粘度的影响

稠油的粘度高，主要是由于原油中胶质和沥青质含量高所致。从化学组成来看，原油中胶质和沥青质含量多，增大了液层分子内的摩擦力，从而使原油的粘度增大，甚至具有非牛顿溶液的粘滞性。由实验所得胶质和沥青质含量与粘度的关系见图1。由图中可以看出，两个参数成正比关系，即胶质和沥青质含量越高，其原油粘度越高。这一规律在国内几个大油田也有印证（表1）。

2.2　温度与原油粘度的关系

原油粘度受温度的影响也很大。由于温度增加，液体分子运动速度也增加，液体分子引力减小，因而粘度降低。由实验所得的温度与原油粘度的关系见图2。由图中可以看出，随着温度的升高，原油粘度迅速降低。

图1　胶质＋沥青质含量与原油粘度关系曲线　Fig.1　The relationship between the contents of asphalt and colloid and oil viscosity

表1　大庆油田、胜利油田脱气原油粘度与沥青、胶质含量对比关系　Table1　The contrary relationship between oil viscosity degassed and the contents of asphalt and colloid in Daqing and Shengli oil field

2.3　原油乳化与粘度的关系

原油的乳化分两种：水包油型和油包水型，水包油型是油珠的表面被水包围，水为外相，油为内相，其界面能低，流体粘度与水的差不多，比较小；油包水型油为外相，水为内相，是水珠被油包围，其界面能高，分子之间的引力大，因此此类乳化原油的粘度较大。

2.4　压力对粘度的影响

当压力低于饱和压力时，气体自原油中析出，使油的温度下降，相应使原油粘度变大。

2.5　溶解气与粘度的关系

溶解气是原油中的轻质组份，其含量高。轻质组份多，原油粘度就小，反之，原油粘度就大。

3　开采稠油的方法

从以上分析的几种稠油形成的原因可知，要解决油稠的问题，必须先找出油稠的原因，然后再用相应的方法解决。目前开采稠油的方法有以下几种：

图2　温度与原油粘度的关系曲线　Fig.2　The relationship between temperature and oil viscosity

(1）稀释法

此法是针对原油组分中胶质和沥青质含量高的原油。在稠油中加入一定量粘度小的稀油，使稠油中的胶质和沥青质含量相对降低，从而降低原油的粘度，这种方法成本较高，一般不用。

（2）加温法

实验表明，温度对液体的粘度影响很大，这可在一些油田的实际开采过程中得到证明。有些油田甚至原油温度每升高10℃，粘度可以约降低一半。应用这一方法，国内外不少油田已经见到较好的效果。具体方法有：热油或热水循环加热、蒸气吞吐、注蒸气、电阻加热等。

（3）裂解法

将稠油的温度提高到裂解的程度，从而使轻质成分增加，胶质和沥青质含量减少，稠油粘度大大下降。火烧油层法就是使稠油在地层中裂解以达到降粘目的。目前世界上已有一些油田正在进行这项工业性试验。

（4）乳化润湿法

乳化润湿法是我国目前开采稠油的重要方法。它是将含有表面活性剂的水溶液混入稠油中，使油以极小的颗粒分散在活性水中，形成一种水包油的乳液。由于活性剂分子有两极性，即亲油性和亲水性，其亲油端的分子被吸附在油珠四周，形成一层亲水端向水，亲油端向油的水膜保护层，使油珠与油珠之间不得轻易碰撞，以防止油珠重新聚合变大，变油流摩阻为水流摩阻，故粘度大大降低。同时在乳化条件不理想时，活性水润湿作用就是主要因素。这时稠油以小块分散在活性水中，而在油管壁和抽油杆表面上形成亲水的润湿表面，使油流的摩擦阻力大大降低，使稠油能正常开采。

4　我局目前几口稠油井生产情况分析及评价

我局在开发塔里木油气田的过程中，遇到了几口影响机抽效果的稠油井，由于油井生产层位埋藏较深，多在4000m以上，考虑到许多稠油开采方法如：热油或热水循环加热、蒸气吞吐、注蒸气、火烧油层等法使用的局限性，我局采用了电热管井下伴热方法采油，并取得了一定的效果。具体实施情况如下：

（1)S14井

该井目前生产层位为奥陶系。由于钻井及完井过程中所做的测试解释参数差异较大，给分析带来了一定的困难。为了重新评价及利用该井奥陶系油藏，对该井裸眼段实施了酸洗，但地层出液能力并未改善。目前该井仍供液不足，处于间歇机抽工作状态。

从该井几次原油化验分析数据看（表2），各参数的波动变化可能与取样时间、地点有关，但总的来说，该井原油密度、粘度都为常规值，但原油含蜡量较高，凝固点也很高，几乎在常温下（20℃）为固体，该井原油初馏点较高，总馏量较低，说明原油中重质组分含量较多。

表2　S31井原油化验分析　Table2　The chemical analysis of oil for S31 well

针对该井原油性质，我局于1998年9月开始对该井进行电热管伴热采油，这有效地防止了蜡在泵中析出以及原油在井筒内凝固。通过此项措施的实施，使原本不产油的井现在日均产油26t/d，到1999年11月底，该井累计增油638.26t，效果显著。

（2)S31井

该井目前生产层位为三叠系，1996年转机抽，但未能正常生产。1998年6月，为了恢复该井产能，对该井实施井下HD-P型工频加热器对井下原油进行加热，以降低原油粘度，但由于发电机负荷重，故障频繁，停机后启动困难，故生产时断时续。

1999年5月8日至5月14日检泵后投产，由于热采系统未恢复，6月抽油机负荷重，皮带磨损严重，下半月已无法机抽，表现为管线堵，光杆下行滞后，经热油洗井仍无效。7月再次停机。直至目前仍未能正常生产。

该井于1996年及1998年共做了4个原油样品全分析，具体数据见表3。由表中可以看出，该井原油粘度几次测值相差较大，受含水率影响较明显，原油含蜡量不高，属低含蜡，原油凝固点较低，原油初馏点较低，总馏量较高，原油中重质组分含量较少，因此该井原油属中质原油。单就该井原油粘度值看，不会影响正常生产。

表3　S31井原油化验分析　Table3　The chemical analysis of oil for S31 well

该井于1998年8月做了一个原油粘度与温度关系实验，由数据可知（表4），所测的30℃时粘度与前面几次所测得的数值差别很大，说明原油乳化严重，实验中的数据没有反映原油的真实情况。但由以上数据可知，造成该井原油粘稠的原因是原油乳化严重。

表4　S28井与AK2井原油性质对比　Table4　The compare of oil quality for S28 well and AK2 well

依据前面理论，解决原油乳化造成油稠的开采方法是乳化润湿法，而加温法在这里不能解决原油乳化问题，因此建议该井使用井下加药破乳法以解决原油粘稠问题。另外，该井1998年、1999年所测的几次液面均显示地层供液充足，只要能解决机抽问题，一定能取得好的增油效果。

（3)S28和AK2井

S28井1995年9月4日至11月25日钻井施工，完钻井深为4700m，完钻层位三叠系，人工井底4649.84m。1996年1月28日至6月22日5mm油嘴生产下油组，因含水高达84％而停喷。1996年7月5日转上面3个夹层4574～4577.5m、4561～4565m和4527～4531.5m生产，出现高气油比，沥青块等现象，并于7月24日停喷。1998年5月4日上修，挤封3个夹层，实施下油组堵水方案，于9月4日试抽，但多次出现光杆下行缓慢，难以到达下死点的现象，检泵后发现抽油杆及柱塞结满沥青质。与S28井在同一区块、同样生产三叠系下油组的AK2井于1999年3月17～28日提前转抽，转抽后也因油稠影响机抽效果，由2口井的原油性质对比表可知（表5），它们的性质相似，均属高粘度中质原油。

这2口井转抽的初期均未下热采管柱，但相应的也都遇到了因油稠影响机抽的情况，均采用过热油循环洗泵，但这一措施只能暂时解决抽油杆无法运动的问题，待油再一次降温后，稠油问题依然存在。经研究决定S28、AK2井均采取电热管伴热采油，机抽生产也随之正常。

表5　S28井与AK2井原油性质对比　Table5　The compare of oil quality for S28 well and AK2 well

综上所述，原油粘度高、含蜡量高、凝固点高的机抽井在应用加温法降粘后取得了很好的效果，而因乳化造成的原油粘稠用此法是不恰当的，实际生产也验证了这一点。

5　稠油开采工艺在塔北油气田其它稠油井的应用及展望

由于油藏埋藏较深的局限，许多热法稠油开采工艺在塔北油气田都无法实施，单井电加热和单井井筒加药法是在塔北油田仅能使用的方法。

表6　塔河4、6号区块原油化验分析　Table6　The oli chemical analysis of block 4、6 in Tahe region

塔河油气田4号、6号区块的原油属重质高粘、高硫、高蜡原油（表6），目前这两个区块的地层能量充足，油井均自喷生产，因此，高粘重质的特性对自喷井影响不是很大，但当油井失去自喷能力转机抽生产后，如此高的粘度、密度的原油机抽是很困难的，那么此时在井筒内进行降粘处理是势在必行的，而且塔河油区的供电网络已经形成并使用，这可以使得热采方法降低成本，同时增加经济效益。

参考文献

[1]张泰琇，陈一．采油工程．北京：石油工业出版社，1987.158～159

[2]罗蛰潭．油层物理．北京：地质出版社，1985.113

[3]胜利石油管理局培训处 ．稠油热采工艺 ．北京：石油工业出版社，1992

The application and expectation of producting techniques for viscous crude oil in Northern Tarim region

Chen Junli　Chen Shan　Zhao Feng

(Academy of planning and designing,Northwest Bureau of Petroleum Geology，Ürumqi 830011)

Abstract:Combining with the analyses and evaluations of several viscous crude oil wells pumped by pumping machine,we think that the measures taken to reducing viscosity is much better and solved problems on the whole.

Key words:viscosity viscous crude oil reduce viscosity viscosity control condensation emulsion