扶余油田不同開發(fā)方式原油性質的變化

石喬木 李韜 董曉玲

（1.長江大學地球物理與石油資源學院 湖北武漢 430100；2.中油吉林油田分公司勘探開發(fā)研究院 吉林松原 138000）

前言

扶余油田油藏類型為在大型穹隆構造背景控制下受一定巖性因素影響的構造油藏，油藏埋深280～500m，平均孔隙度為24.2%，滲透率為180×10-3μm2，原始含油飽和度為73%。屬中孔、中滲儲層。經(jīng)歷了近50年的開發(fā)，五個開發(fā)階段，即溶解氣驅開發(fā)上產(chǎn)階段、注水初期穩(wěn)產(chǎn)降產(chǎn)階段、一次調(diào)整穩(wěn)產(chǎn)降產(chǎn)階段、二次調(diào)整穩(wěn)產(chǎn)降產(chǎn)階段和三次調(diào)整穩(wěn)產(chǎn)降產(chǎn)階段。目前不同區(qū)塊開發(fā)效果差異較大，基本處于特高含水開發(fā)時期，油田面臨著如何進一步改善開發(fā)效果，轉變開發(fā)方式提高采收率的瓶頸問題。扶余油田各區(qū)塊原油性質差異大，不同的開發(fā)方式也會導致原油粘度發(fā)生變化。為了進一步認清扶余油田流體性質的變化，為開發(fā)決策提供科學依據(jù)，本論文分溶解氣驅開發(fā)、注水開發(fā)、蒸汽吞吐開發(fā)階段對原油性質進行研究。

1 原油基本性質

1.1 原油基本性質

收集到30口井高壓物性分析資料，扶余油田原始油氣比17.4m3/t，地下粘度23.3～104.9mPa.s，體積系數(shù)為1.046，脫氣原油密度0.868g/cm3，凝固點19.2℃，含蠟量17.1%，膠質+瀝青17.04%。數(shù)據(jù)顯示扶余油田從中區(qū)、西區(qū)到東區(qū)，原油粘度明顯升高，油藏條件下原油粘度由22.1 mPa.s上升到50.9mPa.s，原油組份中的含蠟量、瀝青質和膠質含量也有逐漸升高的趨勢。

1.2 原油性質平面分布特征

扶余油田全區(qū)原油密度、原油粘度平面分布有一定規(guī)律性，扶余油田原油粘度的高低與構造的高低有一定的關系，即構造變低原油粘度、密度逐漸變大，整體看扶余油田東區(qū)原油粘度最高、中區(qū)原油粘度最低。原油粘度高值區(qū)主要分布在扶余油田東區(qū)及構造北部、西部擴邊區(qū)。

1.3 原油性質縱向分布特征

從扶余油田扶余油層、楊大城子油層原油粘溫數(shù)據(jù)看，不同開發(fā)層位原油粘度有一定差別，即扶余油層的原油粘度明顯高于楊大城子油層的原油粘度。

1.4 原油粘溫特性

扶余油田原油粘溫曲線分析結果表明，原油粘度對溫度敏感，溫度每升高10 ℃，原油粘度下降50%左右。從直角坐標系繪制的粘溫曲線圖中可看出扶余油田探91塊粘度隨溫度變化拐點為40℃和80℃。在溫度低于40℃時，溫度變化對粘度影響大，溫度每升高10℃，粘度大幅度降低，約為50%；大于40℃后粘度隨溫度變化趁勢變得平緩。

2 原油性質的確定方法

根據(jù)中國稠油分類標準，油層條件下原油粘度大于50mPa.s，或者油層溫度下脫氣原油粘度大于100mPa.s的原油屬于普通稠油。主要從以下三個方面進行確定。

2.1 高壓物性

油層條件下原油粘度主要是利用高壓物性分析資料進行確定，但是高壓物性資料涉及區(qū)域有限，難以對扶余全區(qū)的稠油區(qū)及非稠油區(qū)進行劃定。

2.2 粘溫實驗數(shù)據(jù)

油層溫度下脫氣原油粘度主要是利用粘度與溫度實驗數(shù)據(jù)可進行確定，但粘度與溫度實驗數(shù)據(jù)資料少，不能對全區(qū)的原油粘度進行確定，因此利用粘溫數(shù)據(jù)資料確定50℃下脫氣原油粘度與30℃下脫氣原油粘度的倍數(shù)關系，進而確定油藏條件下的脫氣原油粘度。

2.3 ASTM標準粘溫坐標法

根據(jù)粘溫曲線具有互相平行的特性，利用粘溫曲線及扶余油田現(xiàn)有的50℃脫氣原油粘度數(shù)據(jù)可推算30℃脫氣原油粘度。

70年代以來，國際上推廣采用ASTM標準粘溫坐標圖，其主要原理是沃爾特方程，在此坐標圖上，粘溫曲線是斜直線，由此很容易外推出所需溫度下的粘度。

沃爾特方方程(Walther):

LgLg（μμ+1.05）=A-B*Lg（1.8T+492）

μ ——原原油粘度，mPa.s；

T ——溫溫度，℃；

A、B———常數(shù)，分別為曲線的截距和斜率。

利用上述述原理編制了扶余油田ASTM粘溫曲線圖版軟件，對不同井不同時期粘溫數(shù)據(jù)繪制粘溫曲線，扶余油田不同區(qū)塊原油粘溫曲線為一組平行線，利用50℃脫氣原油粘度預測30℃脫氣原油粘度，這樣能夠研究出扶余油田全區(qū)的油層溫度下脫氣原油粘度分布，進而確定類稠油區(qū)分布。

3 不同開發(fā)階段原油性質變化規(guī)律

3.1 溶解氣驅開發(fā)階段

（1）利用高壓物性分析資料得出隨著油田開發(fā)，地層壓力下降，地層出現(xiàn)脫氣現(xiàn)象，油層中的原油粘度逐漸增大。扶余東區(qū)東16-2區(qū)塊開發(fā)過程中，飽和壓力及氣油比逐漸降低、原油粘度逐漸增大。由于地層脫氣造成的原油粘度增大，是油田開發(fā)中存在的普遍現(xiàn)象。

（2）利用經(jīng)驗公式對油層條件下原油粘度的計算，進一步認識扶余油田原始條件下原油粘度分布及不同含氣條件下原油粘度分布，進而確定稠油區(qū)塊的分布。

油層條件下，原油中溶解一定量的天然氣，溶解的天然氣越多，即溶解氣油比越大，原油粘度越低，但隨著地層壓力的下降、溶解氣油比逐漸減小，原油粘度逐漸增大。

國內(nèi)外利用經(jīng)驗公式計算油層條件下的原油粘度

μ ——含氣原油粘度，mPa.s；

μo——脫氣原油粘度，mPa.s；

R ——溶解氣油比，m3/t。

油層條件下原油粘度與脫氣原油粘度,氣油比有關。公式中相關參數(shù)確定如下：

① 30℃脫氣原油粘度μo的確定

利用粘溫數(shù)據(jù)變化規(guī)律，得出30℃脫氣原油粘度是50℃時脫氣原油粘度的3.4倍,因此可利用現(xiàn)有的扶余油田50℃下脫氣原油粘度數(shù)據(jù)計算扶余油田30℃下的脫氣原油粘度。

② 不同開發(fā)階段氣油比R的確定

開發(fā)初期:由高壓物性扶余油田原始飽和壓力為3.6MPa，原始氣油比17.4m3/t。扶余油田原始地層壓力4.4 MPa，開發(fā)歷程中最低地層壓力2.3 MPa。

利用高壓物性資料及多次脫氣資料回歸地層壓力與地層飽和壓力的關系式為：

扶余油田開發(fā)多年地層壓力降低，地層飽和壓力也隨著減小。

利用高壓物性多次脫氣實驗數(shù)據(jù)回歸出溶解氣油比與地層飽和壓力的關系式為：

利用不同區(qū)塊不同井高壓物性實驗數(shù)據(jù)散點圖回歸出溶解氣油比與地層飽和壓力的關系式為：

由上述回歸出的公式，根據(jù)扶余油田目前開發(fā)階段測壓資料的地層壓力可計算得出溶解氣油比約為10m3/t -12m3/t。

③ 含氣條件下原油粘度μ的計算

利用經(jīng)驗公式及上述確定的脫氣原油粘度及氣油比進行計算，不同脫氣程度下的原油粘度，油層脫氣原油粘度隨著氣油比降低原油粘度具有變大的趨勢,氣油比為10m3/t -12 m3/t時的原油粘度是原始條件下原油粘度的1.3倍，原油粘度上升 15 mPa.s。

當?shù)貙尤棵摎夂笤驼扯葹樵紬l件下原油粘度的2.86倍，可見降壓開采階段氣油比對原油粘度影響較大。

典型區(qū)塊：

西7-4塊原始油層條件下，氣油比為17.4m3/t時，原油粘度為20mPa.s-25mPa.s；目前地層條件下，氣油比為12m3/t 時原油粘度為35mPa.s-40mPa.s，粘度上升15mPa.s左右。

探25區(qū)塊原始油層條件下，氣油比為17.4m3/t時，原油粘度為30mPa.s-35mPa.s；目前地層條件下，氣油比為12m3/t時原油粘度為45mPa.s，粘度上升15mPa.s左右。

西2-15區(qū)塊原始油層條件下，氣油比為17.4m3/t時，原油粘度為30mPa.s-100mPa.s；目前地層條件下，氣油比為12m3/t時原油粘度為50mPa.s-130mPa.s，粘度上升20mPa.s左右。

④ 不同脫氣條件下稠油區(qū)分布

通過繪制扶余油田不同含氣條件下原油粘度平面分布圖，進而確定扶余油田的類稠油區(qū)資源量，保持地層壓力，防止油層脫氣是確保開發(fā)效果的關鍵。

3.2 注水開發(fā)階段原油性質變化

扶余油田經(jīng)過多年注水開發(fā)，長期水洗及水中氧對原油氧化等復雜作用，原油性質發(fā)生變化。

（1）原油粘度逐年上升,上升幅度不大，約為 5 mPa.s。

西區(qū)和中區(qū)的原油粘度有明顯上升趨勢；扶余東區(qū)原油粘度有變化但不明顯，主要是由于東區(qū)位于油水過度帶，成藏過程中水洗嚴重，后期注水開發(fā)對原油粘度的影響并不明顯。

典型區(qū)塊：西7-4區(qū)塊原油粘度和膠質含量有逐漸上升的趨勢。西4-00井原油粘度和膠質含量有逐漸上升的趨勢。與初期相比，原油粘度上升5mPa.s左右。

（2）扶余油田析臘溫度變化不明顯，平均析臘溫度為29℃；扶余油田長期注水開發(fā)，由于水冷傷害，導致蠟晶的析出，造成原油流動性變差。

3.3 蒸汽吞吐過程中原油粘度變化規(guī)律

據(jù)資料介紹，稠油油藏蒸汽吞吐時，蒸汽吞吐初期采出油原油粘度低，隨著開采時逐漸變高，其原因是高溫蒸汽的注入，使原油發(fā)生了一定程度的裂解，這樣原油中的輕餾分增多，表現(xiàn)為采出原油的餾分隨回采時間的增加而逐漸變重。

扶余探91區(qū)塊蒸汽吞吐時，由于蒸餾作用及加熱降粘作用，蒸汽吞吐初期采出原油粘度變大；隨著開采時間的延長，原油粘度又逐漸降低，但已經(jīng)高于熱采前的粘度。探91區(qū)塊蒸汽吞吐后原油粘度有變高的特點。對探91塊蒸汽吞吐井進行原油取樣47井次,進行了原油粘度化驗分析,統(tǒng)計數(shù)據(jù)表明，探91塊新井熱采前常規(guī)開采取樣分析50℃下脫氣原油粘度為33.2 mPa.s，蒸汽吞吐初期采出油原油粘度明顯升高，最高可達160 mPa.s，隨著吞吐時間增長具有變低的趨勢，大約生產(chǎn)80天左右時，原油粘度下降至熱采前常規(guī)生產(chǎn)的水平。

4 結論

（1）扶余油田原油性質與構造位置有關，構造位置低，原油粘度變大；不同層位原油性質不同，扶余油層的原油粘度明顯高于楊大城子油層。

（2）隨著地層壓力下降，地層脫氣，原油粘度具有明顯升高趨勢；氣油比對原油粘度影響大。

（3）注水開發(fā)水洗氧化等作用，地層原油粘度逐漸升高,但升高幅度不大。

（4）原油粘度對溫度較敏感，溫度升高，原油粘度大幅度下降。由于蒸餾作用及降粘作用，吞吐初期原油粘度升高，隨開采時間的延長，原油粘度有恢復到熱采前的趨勢。

（5）文中原油粘度計算方法經(jīng)濟、便捷、可靠，類似油田相關研究可借鑒使用。

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