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【摘 要】长春岭地区是吉林油田油藏评价和产能建设的重点目标区之一。该区的油藏类型为背斜构造背景下的低温、低压、浅层、岩性断块、弱稠油油藏，具有泥质胶结、低含硫、高胶质、高含蜡、低沥青质、高粘度等特点。由于该区原油粘度大，冷采产量低，因此在该区进行了热采试验。在该区先后开展了蒸汽吞吐、混合气吞吐、蒸汽驱、混合气驱、热水驱、火烧油层等不同方式的热采试验。本文对热采在该区的适应性、各种热采方式的效果进行了分析评价，为本区和其他类似区块开发储备技术，积累经验。
【关键词】稠油；适应性；效果；热采
稠油是指粘度很大的原油，重油是指密度很高的原油。粘度和密度通常呈正比关系，即粘度大，密度一般就高。因此，我们讲稠油，也就意味着讲重油。国内外蕴藏着丰富的稠油资源，吉林油田稠油资源也非常丰富。目前吉林油田先后开发了扶余I号、Ⅱ号、伊通、套保及长春岭等油田和区块的稠油资源。虽然方法各异，但总体上来说，热力采油是稠油开发的主要手段。本文对长春岭油田热采适应性、各种热采方式的效果进行了分析评价，为本区和其他类似区块开发储备技术，积累经验。
1.油田概况
1.1地质简况
长春岭地区位于吉林省松原市扶余县境内，区域构造位置位于松辽盆地南部东南隆起区长春岭背斜带南端，开发目的层为泉四段扶余油层。泉四段顶面构造形态总体表现为一被断层复杂化的北东走向的长轴背斜。断层较发育，走向多为近南北向，形成断块、断阶、断鼻等构造。泉四段储层为三角洲前缘相砂体，以水下分流河道微相为主，砂岩相对不发育，分布不稳定，岩性变化快。该区油层埋藏浅，平均油层中部深度238.5m左右，地层压力及温度低，平均压力1.89MPa，平均压力系数0.81，平均油层温度19.83℃，属于低温低压油藏。该区原始饱和压力只有0.71MPa，一次脱气油气比只有1.53m3/m3。油层胶结疏松，成岩作用差。油层物性较好。具有孔隙度高、渗透率高的特点。孔隙度一般为12.5-33.2%，平均孔隙度26.81%，渗透率一般为7.0-1666.7×10-3μm2，平均渗透率401.9×10-3μm2。地层条件下的原油粘度偏高，渗流能力较差。该区地层条件下原油年度平均为194mPa.s。主力油层砂体为三角洲前缘水下分流河道微相，属正韵律沉积。该区原油具有低含硫、低沥青质、高胶质、高含蜡、高粘度等特点。综合分析初步认为该区为背斜构造背景下的低温、低压、浅层、岩性断块、弱稠油油藏。
1.2热采试验概况
长春岭油田开展了蒸汽吞吐、混合气吞吐、蒸汽驱和混合气驱等不同方式的热采试验。蒸汽吞吐12口井，其中，压裂冷采后蒸汽吞吐3口井（长109、长101、长107）；射孔后直接蒸汽吞吐7口井（长107-1-3、长107-4-3、长107-2-5、长107-6-5、长1061 、长107-2-1 、观4）；射孔冷采后蒸汽吞吐2口井（长119 、长107-2-2）；二次吞吐2口井：（长107-1-3、长107-4-3）。混合气吞吐1口井：长107-2-4。蒸汽驱1口井：长107-+2-3；混合气驱1口井：长107-+2-3。
2.长春岭地区热采适应性研究
2.1国内外稠油分类标准
2.2国内外稠油热采筛选标准
水驱稀油油藏一般原油粘度相对比较低，含蜡较高；还有一部分油藏（如长春岭地区）属于粘度相对较高的弱稠油油藏，且含蜡较高，冷采和常规水驱效果又较差.根据目前的技术水平，针对这类油藏原油物性特点，开展热力开采技术可能为一种有效技术。图1为长春岭地区部分井的粘温曲线图。从图1可以看出，长春岭地区原油粘度对温度有一定的敏感性，当温度高于20℃时，原油粘度急剧下降（图1）。
2.3热采适应性初步认识
长春岭地区热采有利因素：
（1）从流体上看，原油属于普通Ⅰ类稠油，由于胶质含量高，沥青质含量低，含蜡高，而相对密度低，对温度具有一定的敏感性，适合热采。
（2）从岩芯初步分析结果看，油层吸热、热扩散性较强，而隔层的吸热能力差，隔热能力很好，有利于热采。
综上所述，该区适合热采开发方式。
3.热采效果分析评价
3.1一次吞吐效果分析评价
该区一次蒸汽吞吐后产能低。自喷期短，高峰产量过后，快速递减，动液面下降较快，油汽比低。长春岭地区油汽比只有0.213，远低于全国平均水平，一次吞吐效果较差（表3）。
3.2二次吞吐效果分析评价
长春岭地区部分井进行了二次吞吐。从吞吐效果上看，二次吞吐的效果不如一次吞吐效果（表4）。
3.3不同投产方式下吞吐效果分析评价
长春岭地区进行了射孔后吞吐和压裂后吞吐的对比试验，从试验效果上看，压裂吞吐的效果要好于射孔吞吐（表5）。
3.4蒸汽吞吐效果与混合气吞吐效果对比分析
在长春岭地区进行了蒸汽吞吐和混合气吞吐的对比试验，从试验效果上，蒸汽吞吐效果要好于混合气吞吐效果（表6）。
3.5混合气驱效果评价
2007年2月20日-25日在长107-+2-3井注入58000Nm3混合气进行气驱试验，由于气驱时间短，无法评价效果。
3.6蒸汽驱效果评价
在长107-+2-3井组（图2）进行了蒸汽驱，初步见到了一定的效果。长107-+2-3蒸汽驱后，邻井观4、长107-8-3等井分别有见效反映，长107-4-3二次注汽后，焖井期间的长107-+2-3井有见效反映。
（1）在蒸汽驱期间，观4井温度、压力的长期缓慢上升，说明由于长107-+2-3井注入4910.5方蒸汽后，观4井能量得到补充，地下热场得到进一步扩大（图3）。
（2）长107-+2-3井注汽后长107-8-3井套压上升并有自喷能力。
（3）107-4-3井二次注汽后，焖井期间的长107-+2-3井的油、套压均有上升现象（图4）。
4.结论
在长春岭地区进行了各种方式的热采试验，通过对各种方式的效果综合对比分析评价，初步可以得出一下结论：
（1）长春岭地区的吞吐效果远远差于国内同类油田的吞吐效果。初步分析认为，蒸汽吞吐不宜做为该区主要的开发方式。
（2）蒸汽吞吐效果要好于混合气吞吐效果。
（3）一次蒸汽吞吐效果要好于二次吞吐效果。
（4）压裂吞吐效果要好于射孔吞吐效果。
（5）混合气驱由于时间短，暂无法做出评价。
（6）蒸汽驱在该区见到了一定的效果，但需要进一步试验。
（7）由于地层天然能量不足，降压开采导致地层严重亏空，因此补充能量和热量的开发方式应为下步的试验方向。
【参考文献】
[1]万仁溥，罗英俊等.稠油热采工程技术，北京：石油工业出版社，1996：204-235.
[2]张琪，万仁溥.采油工程方案设计，北京：石油工业出版社，2002：242-244.
[3]张锐等.稠油热采技术，北京：石油工业再版社，1999：310-314.
[4]邹桂华等.扶余油田热采技术试验研究，吉林石油工业，2007（02）：55-58.
【关键词】稠油；适应性；效果；热采
稠油是指粘度很大的原油，重油是指密度很高的原油。粘度和密度通常呈正比关系，即粘度大，密度一般就高。因此，我们讲稠油，也就意味着讲重油。国内外蕴藏着丰富的稠油资源，吉林油田稠油资源也非常丰富。目前吉林油田先后开发了扶余I号、Ⅱ号、伊通、套保及长春岭等油田和区块的稠油资源。虽然方法各异，但总体上来说，热力采油是稠油开发的主要手段。本文对长春岭油田热采适应性、各种热采方式的效果进行了分析评价，为本区和其他类似区块开发储备技术，积累经验。
1.油田概况
1.1地质简况
长春岭地区位于吉林省松原市扶余县境内，区域构造位置位于松辽盆地南部东南隆起区长春岭背斜带南端，开发目的层为泉四段扶余油层。泉四段顶面构造形态总体表现为一被断层复杂化的北东走向的长轴背斜。断层较发育，走向多为近南北向，形成断块、断阶、断鼻等构造。泉四段储层为三角洲前缘相砂体，以水下分流河道微相为主，砂岩相对不发育，分布不稳定，岩性变化快。该区油层埋藏浅，平均油层中部深度238.5m左右，地层压力及温度低，平均压力1.89MPa，平均压力系数0.81，平均油层温度19.83℃，属于低温低压油藏。该区原始饱和压力只有0.71MPa，一次脱气油气比只有1.53m3/m3。油层胶结疏松，成岩作用差。油层物性较好。具有孔隙度高、渗透率高的特点。孔隙度一般为12.5-33.2%，平均孔隙度26.81%，渗透率一般为7.0-1666.7×10-3μm2，平均渗透率401.9×10-3μm2。地层条件下的原油粘度偏高，渗流能力较差。该区地层条件下原油年度平均为194mPa.s。主力油层砂体为三角洲前缘水下分流河道微相，属正韵律沉积。该区原油具有低含硫、低沥青质、高胶质、高含蜡、高粘度等特点。综合分析初步认为该区为背斜构造背景下的低温、低压、浅层、岩性断块、弱稠油油藏。
1.2热采试验概况
长春岭油田开展了蒸汽吞吐、混合气吞吐、蒸汽驱和混合气驱等不同方式的热采试验。蒸汽吞吐12口井，其中，压裂冷采后蒸汽吞吐3口井（长109、长101、长107）；射孔后直接蒸汽吞吐7口井（长107-1-3、长107-4-3、长107-2-5、长107-6-5、长1061 、长107-2-1 、观4）；射孔冷采后蒸汽吞吐2口井（长119 、长107-2-2）；二次吞吐2口井：（长107-1-3、长107-4-3）。混合气吞吐1口井：长107-2-4。蒸汽驱1口井：长107-+2-3；混合气驱1口井：长107-+2-3。
2.长春岭地区热采适应性研究
2.1国内外稠油分类标准
2.2国内外稠油热采筛选标准
水驱稀油油藏一般原油粘度相对比较低，含蜡较高；还有一部分油藏（如长春岭地区）属于粘度相对较高的弱稠油油藏，且含蜡较高，冷采和常规水驱效果又较差.根据目前的技术水平，针对这类油藏原油物性特点，开展热力开采技术可能为一种有效技术。图1为长春岭地区部分井的粘温曲线图。从图1可以看出，长春岭地区原油粘度对温度有一定的敏感性，当温度高于20℃时，原油粘度急剧下降（图1）。
2.3热采适应性初步认识
长春岭地区热采有利因素：
（1）从流体上看，原油属于普通Ⅰ类稠油，由于胶质含量高，沥青质含量低，含蜡高，而相对密度低，对温度具有一定的敏感性，适合热采。
（2）从岩芯初步分析结果看，油层吸热、热扩散性较强，而隔层的吸热能力差，隔热能力很好，有利于热采。
综上所述，该区适合热采开发方式。
3.热采效果分析评价
3.1一次吞吐效果分析评价
该区一次蒸汽吞吐后产能低。自喷期短，高峰产量过后，快速递减，动液面下降较快，油汽比低。长春岭地区油汽比只有0.213，远低于全国平均水平，一次吞吐效果较差（表3）。
3.2二次吞吐效果分析评价
长春岭地区部分井进行了二次吞吐。从吞吐效果上看，二次吞吐的效果不如一次吞吐效果（表4）。
3.3不同投产方式下吞吐效果分析评价
长春岭地区进行了射孔后吞吐和压裂后吞吐的对比试验，从试验效果上看，压裂吞吐的效果要好于射孔吞吐（表5）。
3.4蒸汽吞吐效果与混合气吞吐效果对比分析
在长春岭地区进行了蒸汽吞吐和混合气吞吐的对比试验，从试验效果上，蒸汽吞吐效果要好于混合气吞吐效果（表6）。
3.5混合气驱效果评价
2007年2月20日-25日在长107-+2-3井注入58000Nm3混合气进行气驱试验，由于气驱时间短，无法评价效果。
3.6蒸汽驱效果评价
在长107-+2-3井组（图2）进行了蒸汽驱，初步见到了一定的效果。长107-+2-3蒸汽驱后，邻井观4、长107-8-3等井分别有见效反映，长107-4-3二次注汽后，焖井期间的长107-+2-3井有见效反映。
（1）在蒸汽驱期间，观4井温度、压力的长期缓慢上升，说明由于长107-+2-3井注入4910.5方蒸汽后，观4井能量得到补充，地下热场得到进一步扩大（图3）。
（2）长107-+2-3井注汽后长107-8-3井套压上升并有自喷能力。
（3）107-4-3井二次注汽后，焖井期间的长107-+2-3井的油、套压均有上升现象（图4）。
4.结论
在长春岭地区进行了各种方式的热采试验，通过对各种方式的效果综合对比分析评价，初步可以得出一下结论：
（1）长春岭地区的吞吐效果远远差于国内同类油田的吞吐效果。初步分析认为，蒸汽吞吐不宜做为该区主要的开发方式。
（2）蒸汽吞吐效果要好于混合气吞吐效果。
（3）一次蒸汽吞吐效果要好于二次吞吐效果。
（4）压裂吞吐效果要好于射孔吞吐效果。
（5）混合气驱由于时间短，暂无法做出评价。
（6）蒸汽驱在该区见到了一定的效果，但需要进一步试验。
（7）由于地层天然能量不足，降压开采导致地层严重亏空，因此补充能量和热量的开发方式应为下步的试验方向。
【参考文献】
[1]万仁溥，罗英俊等.稠油热采工程技术，北京：石油工业出版社，1996：204-235.
[2]张琪，万仁溥.采油工程方案设计，北京：石油工业出版社，2002：242-244.
[3]张锐等.稠油热采技术，北京：石油工业再版社，1999：310-314.
[4]邹桂华等.扶余油田热采技术试验研究，吉林石油工业，2007（02）：55-58.