扶余油田不同开发方式原油性质的变化

2018-03-20石乔木李韬董晓玲

石油知识 2018年1期

石乔木李韬董晓玲

（1.长江大学地球物理与石油资源学院湖北武汉 430100；2.中油吉林油田分公司勘探开发研究院吉林松原 138000）

前言

扶余油田油藏类型为在大型穹隆构造背景控制下受一定岩性因素影响的构造油藏，油藏埋深280～500m，平均孔隙度为24.2%，渗透率为180×10-3μm2，原始含油饱和度为73%。属中孔、中渗储层。经历了近50年的开发，五个开发阶段，即溶解气驱开发上产阶段、注水初期稳产降产阶段、一次调整稳产降产阶段、二次调整稳产降产阶段和三次调整稳产降产阶段。目前不同区块开发效果差异较大，基本处于特高含水开发时期，油田面临着如何进一步改善开发效果，转变开发方式提高采收率的瓶颈问题。扶余油田各区块原油性质差异大，不同的开发方式也会导致原油粘度发生变化。为了进一步认清扶余油田流体性质的变化，为开发决策提供科学依据，本论文分溶解气驱开发、注水开发、蒸汽吞吐开发阶段对原油性质进行研究。

1 原油基本性质

1.1 原油基本性质

收集到30口井高压物性分析资料，扶余油田原始油气比17.4m3/t，地下粘度23.3～104.9mPa.s，体积系数为1.046，脱气原油密度0.868g/cm3，凝固点19.2℃，含蜡量17.1%，胶质+沥青17.04%。数据显示扶余油田从中区、西区到东区，原油粘度明显升高，油藏条件下原油粘度由22.1 mPa.s上升到50.9mPa.s，原油组份中的含蜡量、沥青质和胶质含量也有逐渐升高的趋势。

1.2 原油性质平面分布特征

扶余油田全区原油密度、原油粘度平面分布有一定规律性，扶余油田原油粘度的高低与构造的高低有一定的关系，即构造变低原油粘度、密度逐渐变大，整体看扶余油田东区原油粘度最高、中区原油粘度最低。原油粘度高值区主要分布在扶余油田东区及构造北部、西部扩边区。

1.3 原油性质纵向分布特征

从扶余油田扶余油层、杨大城子油层原油粘温数据看，不同开发层位原油粘度有一定差别，即扶余油层的原油粘度明显高于杨大城子油层的原油粘度。

1.4 原油粘温特性

扶余油田原油粘温曲线分析结果表明，原油粘度对温度敏感，温度每升高10 ℃，原油粘度下降50%左右。从直角坐标系绘制的粘温曲线图中可看出扶余油田探91块粘度随温度变化拐点为40℃和80℃。在温度低于40℃时，温度变化对粘度影响大，温度每升高10℃，粘度大幅度降低，约为50%；大于40℃后粘度随温度变化趁势变得平缓。

2 原油性质的确定方法

根据中国稠油分类标准，油层条件下原油粘度大于50mPa.s，或者油层温度下脱气原油粘度大于100mPa.s的原油属于普通稠油。主要从以下三个方面进行确定。

2.1 高压物性

油层条件下原油粘度主要是利用高压物性分析资料进行确定，但是高压物性资料涉及区域有限，难以对扶余全区的稠油区及非稠油区进行划定。

2.2 粘温实验数据

油层温度下脱气原油粘度主要是利用粘度与温度实验数据可进行确定，但粘度与温度实验数据资料少，不能对全区的原油粘度进行确定，因此利用粘温数据资料确定50℃下脱气原油粘度与30℃下脱气原油粘度的倍数关系，进而确定油藏条件下的脱气原油粘度。

2.3 ASTM标准粘温坐标法

根据粘温曲线具有互相平行的特性，利用粘温曲线及扶余油田现有的50℃脱气原油粘度数据可推算30℃脱气原油粘度。

70年代以来，国际上推广采用ASTM标准粘温坐标图，其主要原理是沃尔特方程，在此坐标图上，粘温曲线是斜直线，由此很容易外推出所需温度下的粘度。

沃尔特方方程(Walther):

LgLg（μμ+1.05）=A-B*Lg（1.8T+492）

μ ——原原油粘度，mPa.s；

T ——温温度，℃；

A、B———常数，分别为曲线的截距和斜率。

利用上述述原理编制了扶余油田ASTM粘温曲线图版软件，对不同井不同时期粘温数据绘制粘温曲线，扶余油田不同区块原油粘温曲线为一组平行线，利用50℃脱气原油粘度预测30℃脱气原油粘度，这样能够研究出扶余油田全区的油层温度下脱气原油粘度分布，进而确定类稠油区分布。

3 不同开发阶段原油性质变化规律

3.1 溶解气驱开发阶段

（1）利用高压物性分析资料得出随着油田开发，地层压力下降，地层出现脱气现象，油层中的原油粘度逐渐增大。扶余东区东16-2区块开发过程中，饱和压力及气油比逐渐降低、原油粘度逐渐增大。由于地层脱气造成的原油粘度增大，是油田开发中存在的普遍现象。

（2）利用经验公式对油层条件下原油粘度的计算，进一步认识扶余油田原始条件下原油粘度分布及不同含气条件下原油粘度分布，进而确定稠油区块的分布。

油层条件下，原油中溶解一定量的天然气，溶解的天然气越多，即溶解气油比越大，原油粘度越低，但随着地层压力的下降、溶解气油比逐渐减小，原油粘度逐渐增大。

国内外利用经验公式计算油层条件下的原油粘度

μ ——含气原油粘度，mPa.s；

μo——脱气原油粘度，mPa.s；

R ——溶解气油比，m3/t。

油层条件下原油粘度与脱气原油粘度,气油比有关。公式中相关参数确定如下：

① 30℃脱气原油粘度μo的确定

利用粘温数据变化规律，得出30℃脱气原油粘度是50℃时脱气原油粘度的3.4倍,因此可利用现有的扶余油田50℃下脱气原油粘度数据计算扶余油田30℃下的脱气原油粘度。

② 不同开发阶段气油比R的确定

开发初期:由高压物性扶余油田原始饱和压力为3.6MPa，原始气油比17.4m3/t。扶余油田原始地层压力4.4 MPa，开发历程中最低地层压力2.3 MPa。

利用高压物性资料及多次脱气资料回归地层压力与地层饱和压力的关系式为：

扶余油田开发多年地层压力降低，地层饱和压力也随着减小。

利用高压物性多次脱气实验数据回归出溶解气油比与地层饱和压力的关系式为：

利用不同区块不同井高压物性实验数据散点图回归出溶解气油比与地层饱和压力的关系式为：

由上述回归出的公式，根据扶余油田目前开发阶段测压资料的地层压力可计算得出溶解气油比约为10m3/t -12m3/t。

③ 含气条件下原油粘度μ的计算

利用经验公式及上述确定的脱气原油粘度及气油比进行计算，不同脱气程度下的原油粘度，油层脱气原油粘度随着气油比降低原油粘度具有变大的趋势,气油比为10m3/t -12 m3/t时的原油粘度是原始条件下原油粘度的1.3倍，原油粘度上升 15 mPa.s。

当地层全部脱气后原油粘度为原始条件下原油粘度的2.86倍，可见降压开采阶段气油比对原油粘度影响较大。

典型区块：

西7-4块原始油层条件下，气油比为17.4m3/t时，原油粘度为20mPa.s-25mPa.s；目前地层条件下，气油比为12m3/t 时原油粘度为35mPa.s-40mPa.s，粘度上升15mPa.s左右。

探25区块原始油层条件下，气油比为17.4m3/t时，原油粘度为30mPa.s-35mPa.s；目前地层条件下，气油比为12m3/t时原油粘度为45mPa.s，粘度上升15mPa.s左右。

西2-15区块原始油层条件下，气油比为17.4m3/t时，原油粘度为30mPa.s-100mPa.s；目前地层条件下，气油比为12m3/t时原油粘度为50mPa.s-130mPa.s，粘度上升20mPa.s左右。

④ 不同脱气条件下稠油区分布

通过绘制扶余油田不同含气条件下原油粘度平面分布图，进而确定扶余油田的类稠油区资源量，保持地层压力，防止油层脱气是确保开发效果的关键。

3.2 注水开发阶段原油性质变化

扶余油田经过多年注水开发，长期水洗及水中氧对原油氧化等复杂作用，原油性质发生变化。

（1）原油粘度逐年上升,上升幅度不大，约为 5 mPa.s。

西区和中区的原油粘度有明显上升趋势；扶余东区原油粘度有变化但不明显，主要是由于东区位于油水过度带，成藏过程中水洗严重，后期注水开发对原油粘度的影响并不明显。

典型区块：西7-4区块原油粘度和胶质含量有逐渐上升的趋势。西4-00井原油粘度和胶质含量有逐渐上升的趋势。与初期相比，原油粘度上升5mPa.s左右。

（2）扶余油田析腊温度变化不明显，平均析腊温度为29℃；扶余油田长期注水开发，由于水冷伤害，导致蜡晶的析出，造成原油流动性变差。

3.3 蒸汽吞吐过程中原油粘度变化规律

据资料介绍，稠油油藏蒸汽吞吐时，蒸汽吞吐初期采出油原油粘度低，随着开采时逐渐变高，其原因是高温蒸汽的注入，使原油发生了一定程度的裂解，这样原油中的轻馏分增多，表现为采出原油的馏分随回采时间的增加而逐渐变重。

扶余探91区块蒸汽吞吐时，由于蒸馏作用及加热降粘作用，蒸汽吞吐初期采出原油粘度变大；随着开采时间的延长，原油粘度又逐渐降低，但已经高于热采前的粘度。探91区块蒸汽吞吐后原油粘度有变高的特点。对探91块蒸汽吞吐井进行原油取样47井次,进行了原油粘度化验分析,统计数据表明，探91块新井热采前常规开采取样分析50℃下脱气原油粘度为33.2 mPa.s，蒸汽吞吐初期采出油原油粘度明显升高，最高可达160 mPa.s，随着吞吐时间增长具有变低的趋势，大约生产80天左右时，原油粘度下降至热采前常规生产的水平。