松遼西斜坡油砂原位試采關鍵地質因素探討

劉軼松

（中化地質礦山總局吉林地質勘查院，吉林 長春 130000）

油砂是一種重要的非常規油氣資源，但是我國油砂資源勘探開發程度低，基本上處于資源調查和開發利用的試驗階段，尤其是油砂礦的原位開采技術，已成為當前必須解決的重要技術問題。近年來松遼盆地西斜坡地區在油砂原位開采方面進行過多次嘗試，積累了一定的試采經驗。本文在松遼盆地西斜坡西北溝及大崗油砂礦近幾年試采經驗的基礎上，結合相關資料分析總結，闡述了該地區油砂原位試采過程中應注意的主要地質影響因素，對今后在該地區進行油砂礦開發利用方面具有一定的參考意義[1]。

1 稠油（油砂）原位開采方法

油砂中的油砂油比一般原油的粘度高，流動性差。與其相近的稠油，國際上稱之為“重質油”或“重油”。粘度比油砂油低，相對易于流動，在國內有成型的開采方法和油田（如遼河油田、吉林套保油田）。因此，油砂目前原位試采多借鑒改進后的稠油的開采方式[2]。

1.1 稠油（油砂）開采方法分類

稠油（油砂）的原位開采方式主要包括原位開采和露天開采。其中原位開采方式很多，包括：①熱采技術的蒸汽吞吐（CSS）、蒸汽驅（SAGP）、水平壓裂輔助蒸汽驅技術（FAST）、蒸汽輔助重力泄油技術（SAGD）、蒸汽萃取技術（VAPEX）、熱水驅采油技術、火燒油層技術等。②冷采技術以出砂冷采技術（CP）為主。③化學技術方法有復合驅、非凝析氣相泡沫調驅技術、堿驅、聚合物驅、化學吞吐采油技術、尿素溶液蒸汽開采、井下催化反應法等。④其他方法有微生物、聲波、人工地震、電磁微波等其他輔助采油技術。

1.2 油砂原位試采常用方法

目前我國油砂礦除少數地方進行過露天開采外，基本上都處在原位試采階段，主要是通過蒸汽吞吐加輔助方法來完成，例如注化學有機試劑或微生物菌液等。

蒸汽吞吐技術(css)主要是將一定數量的高溫、高壓飽和蒸汽注入油砂層，悶井一段時間加熱近井地帶油砂，使其中油砂油粘度降低，能夠在一定范圍內流動；然后采油設備將油砂油采集出來。即在同一口井進行注入蒸汽、關井浸泡（悶井）及開井生產3 個階段。注入蒸汽的量以及悶井的時間是根據井深、油層性質、原油粘度、井筒熱損失等條件需預先設計。

油砂蒸汽吞吐早期開采時，由于油砂比稠油更粘且存在于砂體中不易流動，因此只能采出各個油井井點附近油砂層中的油，采收率低。目前改進措施是采用類似于蒸汽驅的原理，在一口井中注入，周邊幾口井進行采集的方式。即：采用蒸汽吞吐加輔助（N-Slov 或注微生物菌液）方法來提高產量。

2 油砂試采相關地質因素

除去本文不討論的油砂試采的鉆井及采集設備的工藝及環境保護類因素外，僅從地質開采條件來分析，油砂原位試采的主要地質因素包括地質特征、物理條件、水文條件、工程條件等幾個方面（見圖1）。由于在進行蒸汽吞吐采油過程中需要向地下注入大量高溫高壓蒸汽，因此對油砂礦層覆蓋層、頂板隔水層、底板隔水層等的地層巖性、厚度及其密封性與強度，以及承受溫壓能力均有一定的要求，以避免礦層遭受破壞而使采油井報廢；同時，油砂油采集過程中，油砂礦層水質、頂底板水層壓力厚度、礦石本身“孔滲”特征、“敏感性”參數等均會直接影響到采油工藝設計[3]。

圖1 油砂原位試采的地質影響因素分類示意圖

3 西斜坡油砂礦地質特征

3.1 油砂礦分布

松遼盆地西斜坡油砂礦床（點），主要有圖牧吉油砂礦床（進行過露采）、西北溝油砂礦床（進行過試采）及大崗、小太平山等油砂礦點。均位于西斜坡中南部超覆帶上，其中西北溝油砂礦規模稍大，經詳查獲得資源/儲量兩千余萬噸。由于各油砂礦床(點)的烴源巖均為青山口組，油源均來自于齊家古龍凹陷，通過構造和不整合面向西運移，賦存受地形起伏、砂體及斷裂封堵有關，但總體地質條件相似。因此，通過對做過試采的西北溝油砂礦影響因素分析可以指導西斜坡地區油砂原位開采。

3.2 地質特征及開采技術條件

3.2.1 地質特征及溫壓條件

西北溝油砂富集區的油砂層標高-22m ～-50m 之間，油砂礦孔隙度在20%～25%之間，滲透率1000md 左右，含油飽和度40%～50%之間，儲層有效厚度平均8.0m 左右。礦層上部隔層厚度較大，在20m ～25m 之間，泥巖不發育，純泥巖隔層厚度相對較小。礦層下部泥巖隔層厚度較薄，厚度在1m ～3m 之間。油砂層溫度低，加溫難度大、熱量散失快；壓力低，驅動能力弱，穩產時間短（表1）。

表1 地層溫度、壓力測試結果

3.2.2 水文地質特征

礦區含水層分為孔隙潛水和孔隙裂隙承壓水2個類型。第四系孔隙潛水水位標高160m ～170m，單井涌水量100m3/d ～500m3/d，屬中等富水。水中陰離子以HCO3-為主，鈉鈣型水，堿性偏高。賦存于白堊系姚家組和嫩江組砂巖、砂礫巖中的孔隙裂隙承壓水，含水層累計厚度大于50m，單井涌水量為100m3/d ～500m3/d，屬中等富水。礦區內隔水層分兩種類型，一種是薄層狀的長石石英砂巖、泥質細砂巖，厚度10cm～30cm，層位不穩定；另一種為灰黑色的泥巖，位于第四系沖積層之下，厚達90m ～100m，層位穩定，隔水性能好，是區內主要隔水層。水文地質條件屬簡單類型[4]。

3.2.3 工程地質特征

礦區油砂礦賦存形式主要為復層板狀礦層，其頂板、底板為泥巖。構成油砂礦層頂板的泥巖，巖石較致密，薄層狀結構，呈半堅硬狀態，巖層較為完整（局部有破碎），RQD 多在50 ～80，巖體質量指標為中等級。油砂礦層底板泥巖呈未膠結、散體狀態，RQD 多在25 ～30，從油氣礦藏的特定礦種而言巖體質量屬良好。油砂礦層局部段夾有軟弱層，礦層頂板巖石穩定性一般，底板巖石穩定性較差。工程地質條件屬于中等類型。

4 原位試采關鍵性地質影響因素分析

針對松遼盆地西斜坡油砂礦特點，對其試采相關地質因素進行分析，主要影響因素包括以下幾個方面：（見圖2）。

圖2 西斜坡油砂原位試采主要地質影響因素示意圖

4.1 易于出現水串、坍塌、堵塞的影響因素

（1）地層方面：隔水層是指水層與礦層間的隔層，因此嫩江組厚層泥巖并不是隔水層，需要在姚家組內尋找隔水層。應注意含水層和頂底板的泥巖或粉砂巖的厚度與成巖程度，要有足夠厚度或“結實”程度；確定有沒有天窗（包括底板漏洞）。避免水層與開采層連同出現“串水”，造成無法挽回的損失，嚴重導致油井報廢。

（2）礦層方面：在蒸汽吞吐工藝開采中，多層薄夾層礦體可以被注入高壓熱蒸汽擊穿連通或通過熱傳導加熱，不太會影響開采，但礦層的厚度直接影響采用哪種工藝。

總之，油砂開采主要是對油砂進行改性，使其物理性能發生變化，即由固態變為液態，得以流入生產管道，最后到達地表。礦區的水文地質條件和油砂層的巖性條件對油砂開采均有影響，要防止砂質碎屑對滲油管壁堵塞現象發生、注意對含水層位、含水地段的有效封堵。

4.2 易于影響油砂油粘度及生產壓差的因素

（1）油砂對溫度的變化很敏感，地層通常每100m 增加溫度1 度、壓力1MP。過熱飽和蒸汽臨界溫度374.3 度，地層深200m，壓力約2 兆帕，飽和蒸汽溫度只能達到200 多度，當壓力低會造成注入蒸汽無法達到一定高度的高溫而影響降粘。

（2）高溫高壓會人為擊穿上覆隔層，造成“漏氣”和“串水”。因此需要對隔層進行評估，搞清楚隔層特征非常重要。

4.3 影響采油設計工藝的重要測試數據

（1）“孔滲”、“含水性”等都需要室內測試并與物探測井曲線進行對比尋找可靠規律和特征。

（2）除已知常規測試，還要進行“族組份、含硫量、含蠟量、巖石薄片鑒定、X 衍射分析、掃描電鏡分析、粒度，泥質含量、粘溫曲線”等一系列測試工作；還需要進行開采測試如：“高溫向滲”、“壓汞試驗”、“H2S 試驗”、“破裂壓力”測試等等。

（3）“敏感性實驗”非常重要，對開采工藝設計有影響。包括“速敏、水敏、酸敏、堿敏、壓敏、鹽敏”等。在各個施工環節中需防止儲層損害、保護好儲層，以便充分發揮儲層產能，達到科學開發油砂的目的[5,6]。

5 結論

（1）蒸汽吞吐＋輔助N-Solv 原位改質開采技術是松遼盆地西斜坡地區油砂礦開采的有效手段之一。

（2）除試采生產工藝及環境保護類因素外，油砂原位試采的主要地質影響因素包括地質特征、物理條件、水文條件、工程條件等幾個方面。

（3）在試采過程中應重點注意試采井位的優選，防頂底水竄、降低原油粘度、防止儲層出砂坍塌、保障儲層生產壓差。