孤東稠油區(qū)塊注汽高壓?jiǎn)我挥绊懸蛩匮芯?/h1>
2022-02-10 12:33:58牛偉哲郭斌王偉豪李天月
遼寧化工 2022年1期
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?jiǎn)我挥绊懸蛩匮芯?/p>
牛偉哲，郭斌，王偉豪，李天月
（西安石油大學(xué)，陜西 西安 710065）
在注蒸汽熱力采油過程中，對(duì)于一些超稠油和超高凝油地層以及因儲(chǔ)層物性較差和近井地帶的瀝青質(zhì)、膠質(zhì)、無機(jī)結(jié)垢、各種機(jī)械雜質(zhì)等堵塞的地層，存在注汽壓力高、注汽困難的現(xiàn)象，從而導(dǎo)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(zhì)堵塞物及瀝青質(zhì)特征，結(jié)合實(shí)際注汽生產(chǎn)情況，研究了孤東稠油區(qū)塊注汽高壓?jiǎn)我挥绊懸蛩兀瑸樵搮^(qū)塊的提液增產(chǎn)提供助力。
熱力采油；重質(zhì)物堵塞；瀝青質(zhì)；稠油
注蒸汽熱力采油是我國(guó)稠油油田開發(fā)的最主要措施，但對(duì)于一些超稠油和超高凝油地層以及因儲(chǔ)層物性較差和近井地帶的瀝青質(zhì)、膠質(zhì)、無機(jī)結(jié)垢、各種機(jī)械雜質(zhì)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(dǎo)致注汽質(zhì)量差、干度低，平均注汽干度59%，造成周期產(chǎn)油量低，周期產(chǎn)油648.1 t，油汽比0.42，遠(yuǎn)低于注汽正常井的772.4 t。當(dāng)前針對(duì)高壓注汽井所采取的降壓增注措施較多，包含各類復(fù)合酸化、有機(jī)溶劑解堵以及物理-化學(xué)復(fù)合解堵等多種技術(shù)，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(chǎn)生單井注汽高壓的因素較多，但對(duì)單井堵塞主控因素及影響規(guī)律研究又相對(duì)欠缺，導(dǎo)致在選擇解堵技術(shù)及施工工藝時(shí)存在較大盲目性，從而致使措施效果偶然性強(qiáng)，整體效益低。
基于此，本文重點(diǎn)開展稠油油藏注蒸汽高壓原因的研究與認(rèn)識(shí)，通過分析孤東稠油區(qū)原油、重質(zhì)堵塞物及瀝青質(zhì)特征，結(jié)合實(shí)際注汽生產(chǎn)情況，研究了孤東稠油區(qū)塊注汽高壓?jiǎn)我挥绊懸蛩兀瑸樵搮^(qū)塊的提液增產(chǎn)提供助力。
1 孤東稠油區(qū)塊注汽高壓?jiǎn)我挥绊懸蛩匮芯?/h2>
通過對(duì)2020年孤東采油廠全廠43井次注汽高壓井的地質(zhì)、生產(chǎn)、注汽等資料的初步分析，將影響正常注汽的43個(gè)井次的注汽高壓的單一影響因素劃分為有機(jī)物堵塞物、無機(jī)物堵塞、復(fù)合堵塞物和地層發(fā)育等問題，主要對(duì)影響孤東稠油區(qū)塊正常注汽的主要單一因素進(jìn)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(shí)恒溫0.5 h，利用DV-III型可編程控制式黏度計(jì)（美國(guó)Brookfield公司）測(cè)定原油的黏度[2]，結(jié)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(shí)，原油黏度先隨溫度升高急劇降低，當(dāng)溫度高于65 ℃時(shí)。原油的黏度隨溫度升高，降低趨勢(shì)變緩。X1井稠油在50 ℃的黏度值為7 764 mPa·s，X2井稠油在50 ℃時(shí)的黏度值為8 492 mPa·s，X3井稠油在50 ℃時(shí)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(guó)石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)》（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(jié)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(jié)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(zhì)瀝青質(zhì)含量較高的特點(diǎn)。
1.3 孤東稠油膠體不穩(wěn)定指數(shù)計(jì)算
瀝青質(zhì)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(zhì)的沉積[4]，可以用下式計(jì)算膠體不穩(wěn)定指數(shù)[5]：
式中：—各組分在原油中的質(zhì)量分?jǐn)?shù)。
根據(jù)X3井原油族組成分析結(jié)果，計(jì)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(jié)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(zhì)沉積。
1.4 孤東稠油膠質(zhì)瀝青質(zhì)結(jié)構(gòu)分析
稠油中的瀝青質(zhì)、膠質(zhì)是影響稠油黏度的主要因素[6]。稠油中瀝青質(zhì)具有較強(qiáng)的極性，且含有較多的稠環(huán)化合物及極性集團(tuán)，使得這些重質(zhì)組分更容易與儲(chǔ)層巖石中的硅氧鍵等集團(tuán)相結(jié)合而吸附于地層當(dāng)中[7]。為此對(duì)孤東采油廠典型稠油的瀝青質(zhì)、膠質(zhì)組分進(jìn)行了紅外和紫外光譜測(cè)定。X1井、X2井和X3井紅外光譜結(jié)果見圖2所示，紫外光譜結(jié)果見圖3所示。
典型稠油瀝青質(zhì)紅外光譜中的特征峰分析結(jié)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(jié)果
圖3 紫外光譜圖
紅外光譜圖結(jié)果表明，瀝青質(zhì)的大致框架結(jié)構(gòu)是相似的，它們的基本結(jié)構(gòu)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(zhì)具有較強(qiáng)的極性，其中包含酰胺類、硫醇、酚類等極性官能團(tuán)；膠質(zhì)、瀝青質(zhì)中的芳香單片環(huán)數(shù)大多數(shù)為3～4個(gè)環(huán)，部分強(qiáng)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(jī)質(zhì)或黏土礦物上的負(fù)電性氧原子構(gòu)成氫鍵，從而造成較強(qiáng)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(chǎn)油量下降、產(chǎn)水量增加、吞吐效果差、開采成本升高等特點(diǎn)，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(zhì)組分具有較強(qiáng)的流動(dòng)性，所以每輪次生產(chǎn)過程中可動(dòng)原油中的原油組分也可能存在著較大的差異，所以對(duì)多輪次吞吐過程中孤東典型稠油的組分變化情況的實(shí)驗(yàn)研究及進(jìn)一步分析原油組分情況對(duì)注汽開發(fā)的影響具有一定的現(xiàn)實(shí)意義[8]。實(shí)驗(yàn)中選取X3井稠油開展5個(gè)輪次的吞吐實(shí)驗(yàn)，模擬地層溫度60 ℃，收集5個(gè)輪次的油樣，利用棒薄層色譜儀測(cè)定多輪次熱采前后的油樣四組分（SARA）變化，結(jié)果如圖4所示。
圖4 X3棒薄層色譜儀組分分析結(jié)果
通過棒薄層色譜儀對(duì)X3井原油模擬吞吐前后的原油四組分進(jìn)行了分析，并根據(jù)原始數(shù)據(jù)進(jìn)行四組分的歸一化處理，結(jié)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(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)增加5.56%，飽和烴、芳烴質(zhì)量分?jǐn)?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(zhì)化的趨勢(shì)，留在近井甚至儲(chǔ)層中的重質(zhì)組分質(zhì)量分?jǐn)?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(zhì)絮凝初始點(diǎn)的測(cè)定
瀝青質(zhì)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(zhǔn)確測(cè)定原油瀝青質(zhì)的絮凝初始點(diǎn)，是研究瀝青質(zhì)沉積條件、沉積機(jī)理、影響因素和建立預(yù)測(cè)模型的前提，在開發(fā)生產(chǎn)中有著重要的實(shí)際意義[9]。
本研究采用黏度法對(duì)常壓下X3井原油瀝青質(zhì)的絮凝初始點(diǎn)進(jìn)行測(cè)定[10]，結(jié)果如圖5所示。由圖5可以看出，25 ℃下當(dāng)正己烷體積分率為22.28%（對(duì)應(yīng)的正己烷與原油體積比為0.28）時(shí)，黏度曲線上出現(xiàn)一個(gè)轉(zhuǎn)折點(diǎn)，即絮凝初始點(diǎn)。
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(zhì)沉淀量測(cè)定
本研究采用IP-143標(biāo)準(zhǔn)方法測(cè)定并利用電子顯微鏡觀察瀝青質(zhì)在原油中的絮凝情況[10]，結(jié)果如圖6所示。過濾后原油的瀝青質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)隨劑油比增加而明顯減小，飽和烴、芳烴質(zhì)量分?jǐn)?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(jié)果
2 結(jié) 論
1）孤東典型稠油原油四組分差異較大，但都具有膠質(zhì)瀝青質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)較高的特點(diǎn)，其中瀝青質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)平均在12%以上，膠質(zhì)瀝青質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?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(zhì)沉積。
3）孤東稠油中瀝青質(zhì)具有較強(qiáng)的極性，其中包含酰胺類、硫醇、酚類等極性官能團(tuán)；膠質(zhì)、瀝青質(zhì)中的芳香單片環(huán)數(shù)大多數(shù)在3～4個(gè)環(huán)，部分強(qiáng)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(jī)質(zhì)或黏土礦物上的負(fù)電性氧原子構(gòu)成氫鍵，從而造成較強(qiáng)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(zhì)化的趨勢(shì)，留在近井甚至儲(chǔ)層中的重質(zhì)組分質(zhì)量分?jǐn)?shù)逐漸升高。
［1］宮臣興，李繼紅，史毅.稠油開采技術(shù)及展望[J].遼寧化工，2018，47（4）：327-329.
［2］李超. 有限量供油面接觸流體潤(rùn)滑實(shí)驗(yàn)與理論研究[D].青島：青島理工大學(xué)，2018.
［3］柴汝寬，劉月田，何宇廷.水驅(qū)過程中原油組分變化規(guī)律及機(jī)理[J].石油科學(xué)通報(bào)，2021，6（1）：114-126.
［4］何延龍，佘躍惠，蒲春生，等.伊朗北阿扎德干油田瀝青質(zhì)沉積特征[J].西安石油大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版），2014，29（2）：1-8.
［5］李鴻英，馮凱，馬晨波，等.重油摻混石腦油的穩(wěn)定性實(shí)驗(yàn)研究[J].西安石油大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版），2017，32（4）：101-108.
［6］趙瑞玉，展學(xué)成，張超，等.特超稠油黏度的影響因素研究[J].油田化學(xué)，2016，33（2）：319-324.
［7］王威，董明，蔡新恒，等.渣油加氫轉(zhuǎn)化前后瀝青質(zhì)的分子組成變化[J].中國(guó)科學(xué)：化學(xué)，2018，48（4）：442-450.
［8］吳正彬. 稠油油藏空氣輔助蒸汽增產(chǎn)機(jī)理研究及應(yīng)用[D].北京：中國(guó)石油大學(xué)（北京），2018.
［9］吳艷.四組分組成及性質(zhì)對(duì)煤焦油瀝青質(zhì)初始絮凝點(diǎn)的影響[J].石油化工高等學(xué)校學(xué)報(bào)，2018，31（2）：8-13.
［10］趙鳳蘭，鄢捷年.原油瀝青質(zhì)絮凝初始點(diǎn)的測(cè)定——以渤海綏中36-1油田稠油為例[J].中國(guó)海上油氣.地質(zhì)，2003（3）：38-43.
［11］雷云，于鵬飛，柳揚(yáng)，等.原油瀝青質(zhì)特性及其對(duì)含蠟油結(jié)晶膠凝的影響[J].常州大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版），2021，33（4）：72-82.
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(xué)基礎(chǔ)研究計(jì)劃（項(xiàng)目編號(hào)：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
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?jiǎn)我挥绊懸蛩匮芯?/p>
牛偉哲，郭斌，王偉豪，李天月
（西安石油大學(xué)，陜西 西安 710065）
在注蒸汽熱力采油過程中，對(duì)于一些超稠油和超高凝油地層以及因儲(chǔ)層物性較差和近井地帶的瀝青質(zhì)、膠質(zhì)、無機(jī)結(jié)垢、各種機(jī)械雜質(zhì)等堵塞的地層，存在注汽壓力高、注汽困難的現(xiàn)象，從而導(dǎo)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(zhì)堵塞物及瀝青質(zhì)特征，結(jié)合實(shí)際注汽生產(chǎn)情況，研究了孤東稠油區(qū)塊注汽高壓?jiǎn)我挥绊懸蛩兀瑸樵搮^(qū)塊的提液增產(chǎn)提供助力。
熱力采油；重質(zhì)物堵塞；瀝青質(zhì)；稠油
注蒸汽熱力采油是我國(guó)稠油油田開發(fā)的最主要措施，但對(duì)于一些超稠油和超高凝油地層以及因儲(chǔ)層物性較差和近井地帶的瀝青質(zhì)、膠質(zhì)、無機(jī)結(jié)垢、各種機(jī)械雜質(zhì)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(dǎo)致注汽質(zhì)量差、干度低，平均注汽干度59%，造成周期產(chǎn)油量低，周期產(chǎn)油648.1 t，油汽比0.42，遠(yuǎn)低于注汽正常井的772.4 t。當(dāng)前針對(duì)高壓注汽井所采取的降壓增注措施較多，包含各類復(fù)合酸化、有機(jī)溶劑解堵以及物理-化學(xué)復(fù)合解堵等多種技術(shù)，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(chǎn)生單井注汽高壓的因素較多，但對(duì)單井堵塞主控因素及影響規(guī)律研究又相對(duì)欠缺，導(dǎo)致在選擇解堵技術(shù)及施工工藝時(shí)存在較大盲目性，從而致使措施效果偶然性強(qiáng)，整體效益低。
基于此，本文重點(diǎn)開展稠油油藏注蒸汽高壓原因的研究與認(rèn)識(shí)，通過分析孤東稠油區(qū)原油、重質(zhì)堵塞物及瀝青質(zhì)特征，結(jié)合實(shí)際注汽生產(chǎn)情況，研究了孤東稠油區(qū)塊注汽高壓?jiǎn)我挥绊懸蛩兀瑸樵搮^(qū)塊的提液增產(chǎn)提供助力。
1 孤東稠油區(qū)塊注汽高壓?jiǎn)我挥绊懸蛩匮芯?/h2>
通過對(duì)2020年孤東采油廠全廠43井次注汽高壓井的地質(zhì)、生產(chǎn)、注汽等資料的初步分析，將影響正常注汽的43個(gè)井次的注汽高壓的單一影響因素劃分為有機(jī)物堵塞物、無機(jī)物堵塞、復(fù)合堵塞物和地層發(fā)育等問題，主要對(duì)影響孤東稠油區(qū)塊正常注汽的主要單一因素進(jìn)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(shí)恒溫0.5 h，利用DV-III型可編程控制式黏度計(jì)（美國(guó)Brookfield公司）測(cè)定原油的黏度[2]，結(jié)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(shí)，原油黏度先隨溫度升高急劇降低，當(dāng)溫度高于65 ℃時(shí)。原油的黏度隨溫度升高，降低趨勢(shì)變緩。X1井稠油在50 ℃的黏度值為7 764 mPa·s，X2井稠油在50 ℃時(shí)的黏度值為8 492 mPa·s，X3井稠油在50 ℃時(shí)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(guó)石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)》（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(jié)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(jié)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(zhì)瀝青質(zhì)含量較高的特點(diǎn)。
1.3 孤東稠油膠體不穩(wěn)定指數(shù)計(jì)算
瀝青質(zhì)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(zhì)的沉積[4]，可以用下式計(jì)算膠體不穩(wěn)定指數(shù)[5]：
式中：—各組分在原油中的質(zhì)量分?jǐn)?shù)。
根據(jù)X3井原油族組成分析結(jié)果，計(jì)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(jié)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(zhì)沉積。
1.4 孤東稠油膠質(zhì)瀝青質(zhì)結(jié)構(gòu)分析
稠油中的瀝青質(zhì)、膠質(zhì)是影響稠油黏度的主要因素[6]。稠油中瀝青質(zhì)具有較強(qiáng)的極性，且含有較多的稠環(huán)化合物及極性集團(tuán)，使得這些重質(zhì)組分更容易與儲(chǔ)層巖石中的硅氧鍵等集團(tuán)相結(jié)合而吸附于地層當(dāng)中[7]。為此對(duì)孤東采油廠典型稠油的瀝青質(zhì)、膠質(zhì)組分進(jìn)行了紅外和紫外光譜測(cè)定。X1井、X2井和X3井紅外光譜結(jié)果見圖2所示，紫外光譜結(jié)果見圖3所示。
典型稠油瀝青質(zhì)紅外光譜中的特征峰分析結(jié)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(jié)果
圖3 紫外光譜圖
紅外光譜圖結(jié)果表明，瀝青質(zhì)的大致框架結(jié)構(gòu)是相似的，它們的基本結(jié)構(gòu)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(zhì)具有較強(qiáng)的極性，其中包含酰胺類、硫醇、酚類等極性官能團(tuán)；膠質(zhì)、瀝青質(zhì)中的芳香單片環(huán)數(shù)大多數(shù)為3～4個(gè)環(huán)，部分強(qiáng)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(jī)質(zhì)或黏土礦物上的負(fù)電性氧原子構(gòu)成氫鍵，從而造成較強(qiáng)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(chǎn)油量下降、產(chǎn)水量增加、吞吐效果差、開采成本升高等特點(diǎn)，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(zhì)組分具有較強(qiáng)的流動(dòng)性，所以每輪次生產(chǎn)過程中可動(dòng)原油中的原油組分也可能存在著較大的差異，所以對(duì)多輪次吞吐過程中孤東典型稠油的組分變化情況的實(shí)驗(yàn)研究及進(jìn)一步分析原油組分情況對(duì)注汽開發(fā)的影響具有一定的現(xiàn)實(shí)意義[8]。實(shí)驗(yàn)中選取X3井稠油開展5個(gè)輪次的吞吐實(shí)驗(yàn)，模擬地層溫度60 ℃，收集5個(gè)輪次的油樣，利用棒薄層色譜儀測(cè)定多輪次熱采前后的油樣四組分（SARA）變化，結(jié)果如圖4所示。
圖4 X3棒薄層色譜儀組分分析結(jié)果
通過棒薄層色譜儀對(duì)X3井原油模擬吞吐前后的原油四組分進(jìn)行了分析，并根據(jù)原始數(shù)據(jù)進(jìn)行四組分的歸一化處理，結(jié)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(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)增加5.56%，飽和烴、芳烴質(zhì)量分?jǐn)?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(zhì)化的趨勢(shì)，留在近井甚至儲(chǔ)層中的重質(zhì)組分質(zhì)量分?jǐn)?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(zhì)絮凝初始點(diǎn)的測(cè)定
瀝青質(zhì)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(zhǔn)確測(cè)定原油瀝青質(zhì)的絮凝初始點(diǎn)，是研究瀝青質(zhì)沉積條件、沉積機(jī)理、影響因素和建立預(yù)測(cè)模型的前提，在開發(fā)生產(chǎn)中有著重要的實(shí)際意義[9]。
本研究采用黏度法對(duì)常壓下X3井原油瀝青質(zhì)的絮凝初始點(diǎn)進(jìn)行測(cè)定[10]，結(jié)果如圖5所示。由圖5可以看出，25 ℃下當(dāng)正己烷體積分率為22.28%（對(duì)應(yīng)的正己烷與原油體積比為0.28）時(shí)，黏度曲線上出現(xiàn)一個(gè)轉(zhuǎn)折點(diǎn)，即絮凝初始點(diǎn)。
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(zhì)沉淀量測(cè)定
本研究采用IP-143標(biāo)準(zhǔn)方法測(cè)定并利用電子顯微鏡觀察瀝青質(zhì)在原油中的絮凝情況[10]，結(jié)果如圖6所示。過濾后原油的瀝青質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)隨劑油比增加而明顯減小，飽和烴、芳烴質(zhì)量分?jǐn)?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(jié)果
2 結(jié) 論
1）孤東典型稠油原油四組分差異較大，但都具有膠質(zhì)瀝青質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)較高的特點(diǎn)，其中瀝青質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)平均在12%以上，膠質(zhì)瀝青質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?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(zhì)沉積。
3）孤東稠油中瀝青質(zhì)具有較強(qiáng)的極性，其中包含酰胺類、硫醇、酚類等極性官能團(tuán)；膠質(zhì)、瀝青質(zhì)中的芳香單片環(huán)數(shù)大多數(shù)在3～4個(gè)環(huán)，部分強(qiáng)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(jī)質(zhì)或黏土礦物上的負(fù)電性氧原子構(gòu)成氫鍵，從而造成較強(qiáng)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(zhì)化的趨勢(shì)，留在近井甚至儲(chǔ)層中的重質(zhì)組分質(zhì)量分?jǐn)?shù)逐漸升高。
［1］宮臣興，李繼紅，史毅.稠油開采技術(shù)及展望[J].遼寧化工，2018，47（4）：327-329.
［2］李超. 有限量供油面接觸流體潤(rùn)滑實(shí)驗(yàn)與理論研究[D].青島：青島理工大學(xué)，2018.
［3］柴汝寬，劉月田，何宇廷.水驅(qū)過程中原油組分變化規(guī)律及機(jī)理[J].石油科學(xué)通報(bào)，2021，6（1）：114-126.
［4］何延龍，佘躍惠，蒲春生，等.伊朗北阿扎德干油田瀝青質(zhì)沉積特征[J].西安石油大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版），2014，29（2）：1-8.
［5］李鴻英，馮凱，馬晨波，等.重油摻混石腦油的穩(wěn)定性實(shí)驗(yàn)研究[J].西安石油大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版），2017，32（4）：101-108.
［6］趙瑞玉，展學(xué)成，張超，等.特超稠油黏度的影響因素研究[J].油田化學(xué)，2016，33（2）：319-324.
［7］王威，董明，蔡新恒，等.渣油加氫轉(zhuǎn)化前后瀝青質(zhì)的分子組成變化[J].中國(guó)科學(xué)：化學(xué)，2018，48（4）：442-450.
［8］吳正彬. 稠油油藏空氣輔助蒸汽增產(chǎn)機(jī)理研究及應(yīng)用[D].北京：中國(guó)石油大學(xué)（北京），2018.
［9］吳艷.四組分組成及性質(zhì)對(duì)煤焦油瀝青質(zhì)初始絮凝點(diǎn)的影響[J].石油化工高等學(xué)校學(xué)報(bào)，2018，31（2）：8-13.
［10］趙鳳蘭，鄢捷年.原油瀝青質(zhì)絮凝初始點(diǎn)的測(cè)定——以渤海綏中36-1油田稠油為例[J].中國(guó)海上油氣.地質(zhì)，2003（3）：38-43.
［11］雷云，于鵬飛，柳揚(yáng)，等.原油瀝青質(zhì)特性及其對(duì)含蠟油結(jié)晶膠凝的影響[J].常州大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版），2021，33（4）：72-82.
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(xué)基礎(chǔ)研究計(jì)劃（項(xiàng)目編號(hào)：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
