稠油油藏论文参考文献

张锁兵 赵梦云 苏长明 张大年

（中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083）

摘 要 稠油热采防窜一直是油田开发的难点之一，常用封窜剂难以解决热采井深部的封窜问题。本文研究了自制热敏凝胶体系的封堵性能，考察了其黏温性能、黏浓性质及浓度对凝胶性质的影响。实验结果明：热敏体系在特定温度下，从溶液转变为高强度冻胶，降温后体系自动恢复流动性，整个过程是可逆的；热敏凝胶体系具有注入性、耐温性、稳定性好和封堵率高等优点，特别适合于稠油热采井封窜的深部处理。

关键词 稠油 热采 热敏凝胶 深部封窜

Performance Experiment on Thermal Sensitive Gel for

Plugging in Thermal Production Wells of Heavy Oil

ZHANG Suobing，ZHAO Mengyun，SU Changming，ZHANG Danian

（Exploration and Production Research Institute，SINOPEC，

Beijing 100083，China）

Abstract Heavy oil anti－channeling has been one of the difficulties of the oilfield application of anti－channeling agents could not effectively solve the problem of deep channeling in thermal production wells of heavy performance of thermal sensitive gel which produced by the authors was its viscosity－temperature performance，sticky concentrated nature and concentration of the gelling properties were results show that the system can change from solution into high strength gel system at thermal sensitive temperature，and resume mobility after whole process is reversible and can be repeated form any system has good behaviors of adjustable thermal sensitive temperature and gel strength，good injection performance，temperature tolerance，stability and high plugging efficiency，which is particularly suitable for deep channeling p lugging in steam huff and puff wells.

Key words heavy oil；thermal production；thermal sensitive gel；deep channeling plugging

国家对石油资源的巨大需求而国内产量难以供给的矛盾，使得以前不动用的难开采、非常规资源成为今后的主攻方向。其中，我国稠油资源储量丰富，约×1010t，占总油气资源的28％［1～3］。开采稠油资源的最好方式是热力采油（包括蒸汽吞吐和蒸汽驱），但由于流度差异以及重力超覆等原因，实际生产中，蒸汽容易在高渗层中发生指进和汽窜，从而降低了蒸汽波及系数，严重降低了热采开发效果［4，5］，汽窜已成为稠油开发中最为棘手的问题之一，也是稠油开采中亟待解决的困难之一。

采用化学剂对稠油热采油井进行高温封窜，已被我国石油工作者广泛采用［6～8］。然温水浴锅；安瓿瓶等。

药品：KDM－12型热敏凝胶（自制）；模拟矿化水Ⅰ（自制，总矿化度5727mg/L，Ca2＋、Ma2＋总量为108mg/L）；模拟矿化水Ⅱ（自制，总矿化度19334mg/L，Ca2＋、Ma2＋总量为1028mg/L）。

实验方法

凝胶温度确定

将配制好一定浓度的热敏凝胶体系加入到安瓿瓶中，氮气吹扫后用铝盖密封，然后置于恒定温度的水浴中，放置一定时间观察，若液体不流动，则为凝胶温度；若仍为液体，则继续升高水浴温度，待恒温后放入样品，重复步骤直到确定凝胶温度为止。

凝胶强度测定

采用真空度法表征热敏凝胶体系成胶后的强度，测定步骤：把玻璃管的一端插入形成凝胶的热敏凝胶体系，另一端用真空泵抽吸，用空气突破冻胶时压力表上的读数来表征凝胶的强度［11］。

耐温性能评价

将凝胶体系封存于安瓿瓶中，然后放在高温烘箱中，观察在高温下经历不同时间后样品的脱水情况，以确定凝胶体系的耐温性能。

封堵性能评价

采用单管模型评价热敏凝胶的封堵性能。具体试验流程如下：(1)用模拟矿化水饱和填砂管，一定温度下测定填砂管的堵前水测渗透率kw0；(2)用平流泵以1mL/min流量将（孔隙体积）的预凝胶液注入填砂管，升温至胶凝温度以上（90℃）下恒温3h后，测定填砂管的堵后水测渗透率kw1；(3)计算封堵率E。试验流程图如图2所示。

图2 单管模型流程图

油气成藏理论与勘探开发技术（五）

式中：E为堵水率，％；kw0为堵前渗透率，μm2；kw1为堵后渗透率，μm2。

3 结果与讨论

注入性能

在30℃恒温条件下，利用流变仪测定不同质量分数KDM－12溶液的黏度，结果如图3所示。

图3 不同质量分数的KDM－12溶液对应的黏度

由图3可知，随着KDM－12溶液质量分数的增加，溶液的黏度增加，为了保证溶液易于注入地层，合适的KDM－12溶液质量分数不应高于3％。

凝胶温度的确定及黏温关系

测定质量分数为2％凝胶体系溶液的黏度，并利用试管倒置法确定了对应的凝胶温度，如表1所示。

表1 质量分数为2％的凝胶体系的黏度及胶凝温度

测定质量分数为2％的KDM－12溶液的黏度随温度变化的关系，试验结果如图4所示。

由图4可知，随着温度的升高，溶液的黏度先降低后升高。当温度低于胶凝温度时，溶液黏度随温度的升高而呈线性关系降低；而后随着温度的升高，黏度急剧升高，最终形成凝胶。当温度低于胶凝温度时，由于氢键作用，水分子在疏水基团周围形成有序的“笼形结构”，使体系溶于水；当温度升高时，分子运动加剧，结构产生紊乱和破坏，疏水基团甲氧基相互缠绕，形成三维空间网络结构。

抗剪切性能

配制质量分数为2％的KDM－12溶液，加入到waring混调器，在1档位置将其剪切不同时间后测定体系的黏度及凝胶强度。如表2所示。

图4 不同温度下KDM－12溶液对应的黏度

表2 剪切对热敏凝胶体系的影响

由表2可知，随着剪切时间的延长，KDM－12溶液黏度降低，具有剪切稀释性。由于剪切导致分子链段断裂，导致溶液黏度降低，但是亲水链节上仍存在疏水基团。当温度升高时，疏水基团发生缔合形成连续的网状结构，形成凝胶，但是由于分子链断裂对水的控制能力降低，导致凝胶强度降低。

耐矿化度能力

利用模拟矿化水配制不同质量分数为％的KDM－12溶液，分别取一定体积的溶液盛入安瓿瓶中，氮气吹扫后密封，考察其凝胶温度和凝胶强度，后将形成凝胶的安瓿瓶放置在100℃烘箱中考察其3d后的脱水量，见表3。

表3 KDM－12对不同矿化度模拟水的耐受性

由表3可知，不同浓度的矿化水对KDM－12型热敏凝胶体系的性能影响较小，其表现出较好的耐受性。

热稳定性能

将质量分数为2％的KDM－12溶液封存在安瓿瓶中，放置在不同温度（100℃及120℃）的烘箱中进行老化，考察其凝胶脱水量随时间的变化关系，结果如表4所示。

表4 不同温度条件下凝胶脱水量与老化时间的关系

由表4可知，相同老化时间下，随着温度的升高，凝胶的脱水量增加，但增加量并不多，说明KDM－12体系具有较好的耐温性能。

封堵性能

参照封堵性能评价方法，利用单填砂管模型（直径，长50cm）评价了质量分数为％、2％的KDM－12溶液的封堵性能，试验结果如表5所示。

表5 110℃下不同质量分数的KDM－12溶液的封堵性能

由表5可知，随着KDM－12溶液的质量分数增加，封堵率增加且均高于97％，表明热敏凝胶体系具有好的封堵性能。

4 结论

1）静态评价结果表明，自制的热敏凝胶冻胶液初始黏度低，入泵性能好；凝胶强度大；抗剪切性能好；对高矿化度水有较好的耐受性，在总矿化度19334mg/L，Ca2＋、Ma2＋总量为1028mg/L时仍具有较高的凝胶强度；热稳定性好，在120℃的高温环境中，30d后只有少量脱水。

2）动态评价结果表明，热敏凝胶具有较高的封堵率。

参考文献

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李孟涛1侯晓权2徐肇发2

（1.中国石化石油勘探开发研究院，北京100083；2.齐齐哈尔金同油田开发有限责任公司，齐齐哈尔161000）

摘要 注蒸汽开采石油一般指蒸汽吞吐与蒸汽驱，在此过程中，储层岩石因处在冷热交替的环境下，容易出现颗粒的脱落、运移和堵塞，对储层岩石更易造成伤害，影响油井正常生产。用自行设计的稠油油藏注蒸汽试验对储油层岩石的伤害进行了评价，确定了伤害的程度和主要引起伤害的因素，选定了岩石层污染的注入速度界限和放喷界限，并对将要进行蒸汽驱的稠油油田岩石孔隙结构变化进行了分形研究，从量的角度对蒸汽驱将对油层岩石产生的伤害进行了评价，对实际生产具有一定的指导意义。

关键词 注蒸汽 稠油油藏 岩石伤害

A Study on the Damage of Rock for the Heavy Oil Reservoir Exploited with Steam

LI Meng-tao1，HOU Xiao-quan2，XU Zhao-fa2

（ ＆ Production Research lnstitute，SlNOPEC，Beijing100083； Oil Field Company of Jintong Corporation，Qiqihar，161000）

Abstract Pouring steam to exploit heavy oil reservoir includes steam flooding and steam this course damage of rock that affects oil well normal production because of breaking off，removing and walling up of rocky grain often on the pore damage of the heavy oil reservoir rock are done under new methods in heavy oil reservoir that is exploited with and main factors of damage are of pollution rock of speed on pouring and spurting out are fractal has been applied to study the change of the pore structure under steam flooding in the steam flooding，the fractal dimension of the pore structure becomes offer good reference to exploitation in heavy oil reservoir and laboratory.

Key words pouring steam heavy oil reservoir damage of rock

注蒸汽热力采油是一种能够明显提高重质原油采收率的方法，然而稠油油藏由于注入大量的高温高压热流体，很容易产生强烈的水岩反应，造成大量矿物的溶解，使储层岩石胶结疏松，细小颗粒剥离母体并参与运移，堵塞孔喉，影响储层内流体渗流规律。造成注汽困难、产量低和生产周期短，甚至不能生产的后果，严重时会造成储层的“坍塌”。因此热采过程中蒸汽吞吐对岩石的伤害研究，对改善稠油热采开发效果具有重要的意义，有的学者利用短岩心的驱替研究了低渗透和超稠油的蒸汽驱替砂岩岩石伤害［1～3］。在此次研究中首次进行了模拟稠油吞吐的长岩心实验，实验更切合实际，数据更有实际意义，并且把分形维数应用到具体的油田模拟中，量化了蒸汽驱对岩石产生的伤害程度。

研究对象是大庆油田的一个外围油田（Fu油田），油藏埋深600m左右，油藏孔隙度为，平均渗透率为μm2，有效厚度～。油层原始温度为28℃，地层饱和压力为，原始含油饱和度为70%，油田属于稠油油藏，原油黏度为428～2242mPa·s。开发主要是蒸汽吞吐，注入蒸汽温度150～260℃，平均每井次周期70d，油汽比为，开发效果不理想，准备蒸汽驱开采实验。很有必要研究高温高压蒸汽参数对岩石的伤害及规律，以期提出储层保护的技术对策，经济合理地开发油田。

1 油田岩石情况及存在问题

Fu油田控制储量2681×104t，含油面积。油田的储油岩层是河流相沉积，单层砂岩厚5～13m，内部呈正韵律，底部为砾石层，根据27口井岩石的薄片资料统计，岩石成分中长石占31%、岩块占、泥质占，为岩屑质长石砂岩。根据砂岩X衍射粘土矿物分析（表1），粘土矿物成分主要是高岭石，其次是伊利石，蒙脱石含量较少，电镜扫描显示，岩石中粘土矿物分布形式主要是分立质点式（高岭石以扁平晶体的集合形式分散附着在孔隙壁上或占据部分孔隙）与孔隙内衬式（伊利石以相对连续的薄层附着颗粒表面），膨胀性的粘土（蒙脱石）较少，高岭石含量较多。

岩石破坏可分为4种应力作用机制：张性破坏、剪切破坏、内聚破坏和孔隙坍塌。所取岩心进行围压三轴实验结果：砂岩的内聚力约，抗张强度为，模拟地层条件应力抗压强度为，而屈服强度只有。因此当生产压差超过时，有可能因内聚强度破坏而出砂。

表1 Fu油田岩心矿物组成

油田开发中存在以下问题：地下岩石属疏松细砂岩，富含自生高岭石粘土矿物的一个重要特征。生产中后期注汽压力高，生产周期短，一般注蒸汽后高产油期很短，产液量下降很快，达不到设计要求，符合岩石孔隙堵塞特征，需要一些合理的注汽参数。根据油田岩石的特征做了以下实验与分析：注入和放喷速度，温度对岩石渗透率影响，并对将要进行的蒸汽驱进行了分形特征实验。

2 实验及分析方法介绍

蒸汽吞吐物理模拟实验［4］

实验目的：蒸汽注入速度、放喷速度、温度和蒸汽注入次数对岩石渗透的影响，反向流动验证实验。

蒸汽吞吐实验介绍：实验装置为一高温高压长岩心驱替装置，主要由高压恒速泵、蒸汽发生器、高温高压岩心夹持器、数字微压差计、高压回压阀和采出液计量系统等组成。岩心一端为注入端，另一端连接一活塞式气压控制的蓄能罐，实验用岩石为油田地下岩心，岩心参数如下：长度45cm，直径；孔隙度；渗透率μm2。实验前岩心经过洗油和烘干，抽真空后用地层水饱和。实验除了注蒸汽和蒸汽降温时外恒温在60℃。首先出口端（即反向注入）下注蒸汽2PV，停止蓄能罐的活塞运动，注蒸汽直到压力达到设计压力，此为吞阶段，静置48h后，此时蒸汽已经转化为凝析液，开始放喷（即吐阶段），压力降到一定后从另一端用凝析液驱替。除了温度实验外，其余实验注入蒸汽温度为230℃。

反向流动压力验证实验介绍：实验在直径 cm和长10 cm的短岩心上进行，首先注蒸汽2PV，然后用蒸汽凝析液驱替，再反向用凝析液驱替。

蒸汽驱替原油砂岩岩石分形特征研究［5，6］

实验研究与现场分析资料表明，砂岩岩石的孔隙结构具有分形特征，分形维数可以较好地定量描述岩石的孔隙结构非均质特征，分形维数越大表明孔隙结构非均质性越强，反之均匀性越强。分析前后分形维数的变化可以判断岩石结构的变化。根据最大气泡法计算砂岩岩石孔隙结构的分形维数很实用和方便。

实验目的：用最大气泡法测孔径分布。蒸汽驱前后孔隙结构变化的分形研究，为油田进行蒸汽吞吐转蒸汽驱准备，实验验证蒸汽驱对岩石的伤害。

实验过程：把岩心烘干称重，测空气渗透率、饱和水和孔隙度，然后用岩心做蒸汽驱实验，将做过实验的岩心用蒸馏水冲洗，烘干再测孔隙度、渗透率和孔径分布。

实验做关系曲线，可见在对数坐标中为一直线，求该直线的斜率，即其分形维数等于负斜率。

3 实验结果及分析

实验结果及分析

注入和放喷速度对渗透率的影响见图1，开始渗透率有一定增加，当注入速度高于时，渗透率有下降趋势。这是因为岩心胶结非常疏松，在注入速度较低时，只有部分粉细颗粒脱落运移，由于岩石高渗，这些粉细颗粒很容易和水一起排出，渗透率有所增加。随注入速度的增加，水对岩石作用加强，粒径较大的颗粒开始剥离并运移，造成孔喉堵塞，使渗透率随注入速度的增加而降低。注蒸汽时为避免岩石伤害，应将注入速度控制在临界速度以下。放喷速度在经济范围内应该尽量降低。以小于4mL/min 最佳（图2）。

在热采过程中，温度的大幅升降，将造成矿物溶解、矿物转换、粘土膨胀和微粒运移等一系列伤害，随温度的升高岩石渗透率明显下降（图3），温度升高矿物的溶解明显加快，岩心颗粒间的聚集力也会因温度的提高而大幅减弱，使大量微颗粒剥离母体，参与运移而堵塞孔喉，造成渗透率的大幅下降。岩心采出液离子溶出量分析结果显示采出液中多数离子浓度均随温度升高而增加，尤其是硅离子，从50℃至250℃其浓度增加十几倍，说明随温度的升高，确有大量的矿物被溶解。

图1 蒸汽注入速度对岩石渗透率的影响

图2 放喷速度对岩石渗透率的影响

图3 温度对岩石渗透率的影响

图4 反向流动实验结果（4PV时开始反向驱）

反向恒速流动驱试验结果见图4，4PV时开始反向驱动，进行反向流动初期，注入压力大幅度下降，随后则大幅度上升，这些都符合岩石中微粒运移特征，反向流动试验可以看出，蒸汽凝析液对岩石层的伤害主要是微粒运移，后果是造成油井出砂增多，蒸汽驱的驱入造成了岩石颗粒胶结的破坏，加重了出砂伤害。这些反应在一定条件下可以引起渗透率增大，引起汽窜，对注汽不利，另外条件下也可以引起渗透率降低，堵塞岩石孔隙，所以考虑同一口井蒸汽吞吐不要太频繁，也说明蒸汽吞吐因为有双向的流动，更容易引起储层岩石的伤害。

蒸汽注入次数对岩石渗透率影响试验的结果表明，蒸汽吞吐次数越多，渗透率下降越大。

分形特征

34号岩心蒸汽驱前后分形曲线结果见图5与图6。图中ri为利用实验结果计算的毛细管孔径平均值，Ni为所有大于ri的孔喉半径的根数。计算分形维数为与。其他的计算见表2。可见蒸汽驱后岩心的孔隙结构的分形维数变小了，说明蒸汽驱后岩心孔隙结构的均匀性加强了，渗透率降低了。

图5 34号岩心蒸汽驱前分形曲线（分形维数）

图6 34号岩心蒸汽驱后分形曲线（分形维数）

表2 蒸汽驱后的物性参数变化

4 结论

油田储层岩石高岭石含量较多，且晶体边部易于破碎，经高温作用在一定压力下会引起碎片的移动。蒸汽吞吐和蒸汽驱都会对储油岩石造成伤害，反向流动实验说明蒸汽吞吐对岩石渗透率影响要大。蒸汽注入速度、放喷速度、温度越高，对储层岩石的渗透率影响越大。岩石孔隙结构分形维数变小是由于岩石中的粘土和晶体含量变化。可以量化蒸汽驱引起岩石储层结构的变化。热采时应该参照实验结果选择合适的注汽和放喷速度和压力，以免碎片移动堵塞孔隙。储层保护可以选合理的注蒸汽参数和添加有效化学剂来控制和解除储层的伤害。井筒附近的流速比较高必须考虑注蒸汽前近井地带的固砂剂固砂。

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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(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：

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）。

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 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Table1The contrary relationship between oil viscosity degassed and the contents of asphalt and colloid in Daqing and Shengli oil field

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。

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。

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 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2S31井原油化验分析Table2The 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，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3S31井原油化验分析Table3The 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4S28井与AK2井原油性质对比Table4The 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。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～、4561～4565m和4527～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5S28井与AK2井原油性质对比Table5The 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Table6The 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，～159

[2]罗蛰潭．油层物理．北京：地质出版社，

[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 JunliChen ShanZhao 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