長春嶺油田氫熱氣化學技術礦場試驗

張立新

（中國石油吉林油田分公司扶余采油廠 吉林松原 138000 ）

長春嶺油田構造的位置位于松遼盆地南部東南隆起區、長春嶺背斜帶扶余Ⅱ號構造上。開發的主要目的層為扶余油層，油藏頂部埋深為30～360m。長春嶺油藏為稠油油藏，原油黏度為50～2000mPa·s，油層厚度為2～5m，地層壓力系數為0.81。由于油藏原油黏度高、溫度低、壓力系數低，致使油藏開發難度大。采用蒸汽吞吐、火燒油層、注熱水、火驅等熱采技術對油田進行開發時，存在投入大、開發效率低等問題。

氫熱氣化學技術具有操作工藝簡單、安全可靠，不需要大型設備，對油層和環境無污染，對油層的作用不受地層流體通道的影響，更重要的是具有解堵、降粘和長效等多方面的技術優勢。該技術在俄羅斯、烏克蘭、烏茲別克斯坦、土庫曼斯坦、美國等國家已經進行了七十多次施工，成功率為100%，增產有效率為100%，處理后的油氣井產量可以提高3～27倍，且持續時間長。我國對該技術的研究還處在起步階段，近幾年來在實驗室內研究取得了可喜的成果，在現場應用可以進一步檢驗該技術在我國實施的可行性。2010年6月在大慶油田的葡46區塊和聯華等地區實施，取得了較好的效果，平均單井累增油均在500噸以上。因此，長春嶺油田有必要對該項技術實施試驗。

1 技術原理

氫熱氣化學技術通過將兩種化學試劑按照次序注入井下，在井底兩種工作液發生反應，釋放出的能量對近井區域加熱的同時，由于多級反應所產生的脈沖效應可產生沖擊波，在地層形成新的微裂縫，促進現有微裂紋的生長，從而增加近井區域的滲透率；另外，兩種工作液相互作用還可產生活潑的原子氫，在一定程度上可以促進瀝青質、石蠟等有機沉淀通過水熱裂解反應進行分解，分解過程中釋放的能量可以疏通堵塞的油路，使微裂縫之間聯通起來，提高滲透率。同時氮氣溶于原油之后可以降低原油粘度，提高油層能量，有利于處理液返排。在高溫處理和加氫分解作用下可以有效的去除近井區的有機物堵塞， 將重質組分裂解為輕質組分，從而改善原油的流動性。在上述反應后用酸液進行處理，除去有機垢，對新生成裂縫的巖層，可以達到擴大裂縫并改善地層的目的。

2 主要作用及特點

2.1 主要作用

該技術的主要作用有三項：（1）機械作用：能量使目的層的微裂縫可以相互連通，增加滲透率；（2）熱作用：持續不斷的能量能融化近井地帶的蠟和瀝青，改善地層孔隙度和滲透率；（3）降解作用：產生的能量可以使瀝青質發生水熱裂解反應，進一步去除有機物的堵塞。

2.2 主要特點

該技術有五項主要特點：（1）可以形成大量微裂縫；降解有機物效果明顯，油層的孔隙度、滲透性將會大幅度提高；（2）不破壞地層結構、無污染、環境友好；（3）適用范圍廣，對其他增產措施不能奏效的超低滲油、氣井仍然可以產生較好效果；（4）施工工藝簡單、安全可靠；（5）增產效果持續時間長，相對成本低。

3 試驗可行性分析

3.1 該項技術使用條件

3.1.1 適用的巖性條件

適用于高、中、低滲透率，巖性為砂巖、灰巖和泥質含量不高的砂巖等巖性地層，對碳酸鹽含量較高（＞25%）的地層不適用。

3.1.2 適用的地層物性條件

孔隙度（20%～30%）、滲透率（1-200×10-3μm2）、泥質含量（0%～20%）、油層厚度（≤150m）

3.1.3 適用的井身條件

該技術適用于地下1000米以下的油巖油井；油層厚度應該為2～180m；目的層段射孔密度要求不小于13孔/m，孔徑8～12mm；附近最好沒有自然水（地下水、湖水、河流）。

3.2 長春嶺油田基本情況

長春嶺油田儲層早期為曲流河沉積，晚期為三角洲沉積，以水下分流河道和曲流河河道微相為主，砂巖分布不穩定，巖性變化快。單井鉆遇扶余油層砂巖厚度4.2～78.8m，平均為38.0m有效厚度1.2～16.4m，平均6.7m。油氣一般分布在2號、5 + 6號、7號、10號、12號小層，其中5 + 6號小層為主力油層，在本區呈條帶狀展布，砂巖厚度一般1.0～20.2m，平均9.1m，有效厚度一般0.4～12.4m，平均4.8m。泉四段儲層巖性主要為粉砂巖，細砂巖次之。儲層物性條件較好，孔隙度一般為12.5～33.2%，平均孔隙度27.08%，滲透率一般為7.0×10-3～1666.7×10-3μm2，平均滲透率270.85×10-3μm2。

表1 長春嶺油田原油參數表

3.3 長春嶺油田開發中存在的問題

長春嶺油田長107區塊自2006年11月開始，開展了多種熱采試驗，包括熱水驅、蒸汽吞吐、蒸汽驅、火驅等方式熱采試驗，但無論是哪種熱采試驗，平均單井日產油均在0.2噸以下，效果非常差。而長109區塊由于油水粘度比大，注水開發四年中，出現了含水上升速度快、穩產難度大等問題。目前通過注水調控雖然取得了一定效果，自然遞減水平有所降低，含水上升速度得到了有效控制，但仍存在區域注采不平衡，儲層物性對注采效果影響較大，單井平均產能低，精細油藏認識及水驅開發效果評價水平差等問題。長春嶺油田具有4000多萬噸探明儲量，而目前動用的只有1000多萬噸，且采出程度只有1.7%，有效動用率極低，急需尋找一種適合該油田的有效動用方式，所以有必要在長春領油田開展熱氣化學試驗。

4 現場驅替試驗

2012年5～10月在長春嶺油田相對原油飽和度高、初產高、含水低，且便于計量、分析后，評價區塊選了2口礦場試驗井。

2012年12月在長春嶺油田長107和長109區塊各開展一口井的現場驅替試驗。實驗首先通過漏斗向井內注密度為1.3g/cm3的1號溶液600L。去除漏斗，正替清水1.2m3，將1號溶液替出油管。上提管柱至277m，通過漏斗向井內注密度為1.6g/cm3的2號溶液500L。去除漏斗，正替清水0.8m3，將2號溶液替出油管。開井觀察12h～14h，讓兩種藥劑充分反應。經過12h～14h后下放油管至射孔區上層射孔302m處，向井內泵入密度為1.2g/cm3的3號溶液1500L，正擠清水2m3將3號溶液從油管中替出，最后注入一部分酸液，減少井筒附近污染程度。

長1井（見圖1）和長2井（見圖2）在實施熱氣化學試驗后，其中長1井初期效果較好，但后期增液幅度下降導致增油效果不好；長2井相對增液較少，但有效時間相對長些。目前兩口井平均單井累增油25噸。

圖1 長1井措施增油效果曲線

圖2 長2井措施增油效果曲線

分析驅油效果不明顯的主要原因有：長春嶺油藏流體敏感性較強，具有強水敏、強酸敏、強堿敏、弱速敏的特點；該項措施在施工過程中注入了一定量的酸液，導致油層附近不但沒有起到解堵的作用，反而影響了產液程度，導致增油效果不好。

5 結論

（1）長春嶺油田油藏埋藏淺、溫度低、壓力低，物質基礎差。這種特殊油藏決定了常規的熱采效果不好，平均單井日產油在0.2噸以下。

（2）熱氣化學技術能夠能量使目的層的微裂縫可以相互連通，增加滲透率，使多孔介質中的原油流動更為容易。但在長春嶺油田這種特殊敏感性地層應該減少酸液注入，避免油層酸敏影響。

（3）下一步應該考慮實施負壓開采及反酸解堵，提高該項技術的長期效果。

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