L油田A平台稠油稠化机理及黏度预测

尹洪超，张 莹

(中海油能源发展股份有限公司 工程技术分公司，天津 300452)

我国稠油资源丰富，仅辽东湾坳陷已探明储量就达到1.3×109t[1-2]，但由于油藏类型多、油层薄、油水系统复杂、非均质性强，且反常点高、渗流启动压力大、黏度高等问题，稠油油田的高效开发一直是业内公认难题。明确稠油黏度分布规律及稠化机理，对于确定合理的开发方式及调整井网设计提高产能至关重要。L油田A平台实施一套层系、多层合采的常规注水开发方案，但生产井原油黏度较高。与探井时期相比，存在明显差异，投产后即出现产量递减，地层压力迅速下降的现象，严重影响了油田采收率。为探明稠油稠化的机理及规律，优化生产方案提高产能，本文在稠油地球化学实验分析的基础上，选定L油田A平台的原油进行了深入研究，明确了黏度分布规律，揭示了稠化机理及主控因素并建立了原油黏度预测模型，为研究区的稠油油田开发提供依据[3]。

1 稠油成因

1.1 原生稠油

原生型稠油是指有机质在热演化过程中生成的未熟-低熟油，其稠化因素来自于母源，与油气的次生变化基本无关。只有干酪根类型为腐泥型或偏腐泥型、有机质丰度高(TOC质量分数>2%)、沉积水体多为咸化-半咸化的盆地相、台地凹陷或泻湖相等封闭稳定的沉积环境、碳酸盐质量分数大于5%，同时处于成熟早期的烃源岩，才具备形成大量重质油的潜力。因此，真正的原生型稠油资源量很少，多数属于次生型稠油或原生-次生混合型的稠油[4]。

1.2 次生稠油稠化

1.2.1 生物降解稠化

生物降解稠化是指微生物选择性地消耗原油中的部分轻质组分，使原油密度变大、黏度升高。生物降解不仅受有无氧气条件限制，压力、温度、水介质等因素也对其有重要影响，终将消耗原油轻质组分，饱和烃含量降低，重烃非烃含量增加。

1.2.2 氧化稠化

氧化稠化是指自由氧将饱和烃类氧化成酸、醇、酚、酮，使饱和烃减少，非烃及沥青质增加。沉积盆地中内源氧化剂很有限，外源氧化剂主要是随大气降水下渗所携带的微量的氧气。通常可以通过地层水的矿化度、水中含氧化合物的浓度来判断储层的所处的环境类型。

1.2.3 水洗稠化

水洗稠油是指与大气连通的油藏底水或边水通过油水界面对原油性质产生影响，含烃未饱和的地层水沿油水界面运移，有选择性地吸收并带走可溶性轻烃烃，使原油被水洗而稠变，密度增大，但对原油成分的影响并不大。

本文在采用色谱、质谱等地球化学分析手段，选取具有代表意义的特征参数分析研究，揭示了L油田A平台的稠油的分布规律及稠化机理。

2 样品及实验方法

探井样品为L油田4/6井区和1/5井区的原油样品。生产井样品为L油田A平台2022年产生井4/6井区和1/5井区的原油样品；3个生产水样品。本文涉及密度、黏度水中离子组分、色谱、质谱等分析项目，均采用行标或国标。

3 稠油分布规律

3.1 探井稠油分布规律

L油田A平台原油物性见表1。

表1 原油物性数据表

油田东北部的4/6井区，探井原油黏度随深度增加而降低，浅层 1300 m 以上原油黏度大于 2000 mPa·s，1500 m 附近黏度下降至380～630 mPa·s，深度增加到 1700 m 附近，原油黏度小于 70 mPa·s。油田西南部的1/5井区，1300 m 以上原油黏度大于 5000 mPa·s。黏度与深度相关呈幂数关系，相关性R2为0.8422。

3.2 生产井油田分布规律

生产井4/6井区三个油组，浅层东二下段Ⅱ油组平均黏度 2492 mPa·s；中间层东二下段Ⅳ油组平均黏度 1136 mPa·s；深层东二下段Ⅴ油组3井区平均黏度 510.9 mPa·s，与探井原油黏度规律基本一致，原油黏度随深度增加逐渐较小。1/5井区，三个油组，东二下段Ⅴ油组黏度平均值为 2251 mPa·s；东二下段Ⅵ上油组平均黏度 2538 mPa·s；东二下段Ⅵ下油组平均黏度 2496 mPa·s；东二段各小层深度差别较小，原油黏度比较接近。受到构造发育史、断裂的活动、埋藏的深浅、地下水的活跃程度等影响，L-A16H、L-A33、L-A12等生产井黏度高于同层位其它生产井，与探井分布规律存在差异。本文就A平台各井区稠油的生成因素进行讨论研究。

4 稠油成因研究

4.1 原生稠油成因

通过生标特征参数甾烷推断原油的母质类型和成熟度是原生稠油的判定主要依据。C29甾烷ɑɑɑ20S/(20S+20R)是常用的成熟度参数，比值在0.42～0.80之间属于成熟原油。除A33井生物降解严重导致藿烷含量较高，其他生标参数基本一致，表明A井区原油属于同源。同时成熟度参数C29ɑɑɑ20S/(20S+20R)集中在0.42～0.65，属于成熟原油，不属于原生稠油。

4.2 次生成因研究

4.2.1 生物降解成因

一般采用霍烷和甾烷评价生物降解程度。降解产物25-降藿烷是评价生物降解的主要标志物。当降解等级大于7级时，重排甾烷抗降解能力特别强，可更精准评价8～9级降解程度。本文通过25-降藿烷/C30藿烷、重排甾烷/规则甾烷和三环萜烷/藿烷定量值表征生物降解程度，见表2。

表2 黏度拟合结果汇总表

由图1可见，浅层原油有不同程度降解，1500 m 以上的原油正构烷烃、Pr和Ph完全降解，1700～2000 m 降解程度略低，类异戊二烯烷烃类物质未完全降解，2500 m 左右的抽提物为正常未降解烃，此特征与原油黏度分布特征一致。

图1 L探井气相色谱图

各生产井原油样品生标特征分析，L区块整体经历了比较强烈的降解作用，部分样品甾烷类物质含量降低，大部分样品色质谱图(m/z=191)以藿烷为主峰，根据霍烷和甾烷评定标准降解等级为6～8级。A33井以降解产物25-降藿烷为主峰，降解程度最为严重。从生标参数(表2)看出，多个参数同时增高原油黏度也增高，如A33井；参数接近时，原油黏度也比较接近，如A17、A18井。

4.2.2 氧化作用

通常可以通过地层水水型、水中含氧化合物的浓度来推测稠油的稠化是否与氧化作用有密切关系。油田水矿化度范围在3926～8047 mg/L，根据苏林分型属于NaHCO3和CaCl2水型，代表地层封闭性较好的还原环境。本文认为，L油田处于偏还原的地层环境，较少受到氧化作用的影响，此因素不是原油稠化的原因。

4.2.3 水洗成因

受水洗作用影响的参数主要有二环倍半萜类、三环萜类和孕甾烷等。比较各井的上述参数发现，其含量与黏度数据具有一定的相关性。二环倍半萜类物质的检测结果如表2。在此类物质含量较高的井，受水洗作用的影响较小，如A23、A13黏度明显小于其他井。对于二环倍半萜类物质完全损失的井，如A33、A12，黏度均大于 4000 mPa·s。另外，A17、A18、A11、A5、A25水洗参数二环倍半萜烷/重排甾烷小于1，水洗作用较为明显。

以上分析表明，各层原油的物源特征基本一致，都属于成熟度较高的非原生的稠油，次生的生物降解作用和水洗作用是造成原油稠化的主要因素。

5 原油黏度预测

稠油黏度关系到油田制定开发方案和工艺设计，是油藏开发关注的焦点之一。开发初期如能预测整体油藏原油的黏度可提高稠油开发布局效率。

通过稠油成因分析表明生物降解和水洗作用是造成原油稠化的主要原因，优选并计算可以反映稠化过程的地化参数见表2。

优选参数与原油黏度进行拟合，其中相关性较好的参数为25-降藿烷/C30藿烷和二环倍半萜烷/重排甾烷。其中，25-降藿烷/C30藿烷预测黏度，相关性系数可达0.6以上。y=1393.5lnx+3266.1，R2=0.606。结合L油田原油稠化的机理，原油黏度主要由原油生物降解、水洗作用程度相关的参数表征预测。

6 结论与认识

1)从稠油的分布规律来看，浅层原油黏度明显较大，东三段或者更深层原油，黏度明显降低。深层原油从地化和原油黏度数据可以看出，属于未降解的正常原油，黏度小于 70 mPa·s。

2)原油稠化的原因，以生物降解为主，降解较严重的样品，黏度可以达到 4000 mPa·s 以上。此外，原油还受到了不同程度的水洗作用的影响。生产样品在开发生成过程中，原油更易受到水洗作用，造成黏度进一步增大。

3)原油黏度预测，对于不同成因的稠油，适用的参数略有差异。本文通过25-降藿烷/C30藿烷预测黏度，相关系数可达0.6以上。