稠油油藏的成因

随着常规原油的不断开采和消耗，稠油油藏的重要性已经不言而喻。但稠油油藏开采难度大、成本高，是石油界一直在探究的问题。随着油价的不断下降，高开采成本已然成为了稠油利用道路上的最大障碍，新型开采技术的创新应用对于稠油生产来说已势在必行。稠油开采是一个复杂的过程，任何一道工艺的技术革新都将具有重大意义。

在过去的一百多年间，人类已经消耗了45%以上的轻质油可采储量，常规原油的可采储量仅剩1500 亿t。随着常规油气可动用储量日益减少，超稠油作为一种非常规油气资源，其地位日益重要。

稠油粘度很高，一般大于50000mPas，在地下流动困难，不易于开采。如何降低成本、有效开采稠油，最大限度地把稠油、超稠油开采出来，使其成为可动用储量是石油工业面临的共同课题。

国内外稠油开采研究重点

稠油钻完井技术： 由于稠油流动性很差，在开发稠油油藏时，为了提高产量，生产井井身结构设计要考虑降低流动阻力以及增大泄流面积。水平井可以实现大井段钻开油层，大幅度增加重力泄油面积，能在较低的油藏渗流速度下达到较高的油井产量，利于高速开发；水平段生产压差较小，可以有效防止底水锥进，并减缓地层出砂。

水平井热采是稠油油藏开发的主要方式，但是由于稠油油藏大多含砂量较高，出砂成为稠油开采的一大难题，因此需要考虑采用合适的防砂完井技术，以防出砂影响水平井的开发效果。

稠油开采技术： 目前世界范围内的稠油开采技术主要可以分为两大类：热采和冷采。

冷采是指无供热条件下, 利用某种施工技术和特殊的抽油设备积极开采稠油的方法，实现降粘、提高油层流动和井筒举升能力。

稠油热采是目前世界上规模最大的提高原油、稠油采收率工程项目，已经取得了突飞猛进的发展，热采主要以蒸汽吞吐、蒸汽驱 、蒸汽辅助重力泄油（SAGD） 、热水驱 、火烧油层热等技术为代表。

稠油举升方式：由于稠油油藏通常含砂量和含气量较高，同时粘度极高，不易流动，常规的人工举升方式在稠油的开采中受到很多限制。在众多的人工举升方式当中，顶驱螺杆泵脱颖而出，显示出了良好的应用前景。

螺杆泵的一个重要特点是可以高效开采含砂的高粘稠油，能够适应各种复杂的油井环境。相对于电潜螺杆泵，顶驱螺杆泵价格低廉，质量可靠，且不存在电潜泵受井下流体温度限制的问题，设备的维护及修理方面具有很大的优势。

进入腊月，年味也越来越浓，基于当前稠油开采面临的主要问题和其未来的开采价值，小编必须不能放过这一课题，本期收集了稠油钻完井、开采以及生产等方面的信息，主要包括哈里伯顿公司对于稠油的解决方案、稠油热采方式介绍和顶驱螺杆泵在稠油开采中的应用等为读者们做了整理，并在以后几期为大家陆续推送，奉上小编们的春节礼物。

哈里伯顿稠油开采方案

哈里伯顿在稠油开采方面具有丰富的经验和先进的技术，针对具体的稠油开采难题，在考虑经济、环境和安全等方面的同时提出最有解决方案。

面对稠油开采方面如此多的难题，哈里伯顿在其钻探、开采、评价和生产等方面具体具备什么样的优势及技术，现场实施效果如何？老牌能源服务公司居然解决了业界最头疼的问题，这下可有的看了！

贝克休斯顶驱螺杆泵

当螺杆泵基于其高效的采收效果，受到各开发商的青睐，但对于岀砂井来说，螺杆泵的使用往往受到了很大的限制。贝克休斯螺杆泵系统完全解决了这一难题，它的一个重要特点就是可以高效开采含砂的高粘稠油，能够适应各种复杂的油井环境。

该技术主要采用地面驱动的方式，因此不需要昂贵的井下马达、变速器、保护器和柔性轴等部件。使得总体开采价格更加低廉，且精简后的设备更易于维护和修理。

这么牛气的东西，小编也要来长长见识！

稠油开采主要方式

原油的开采可以分为三个层次，稠油与常规原油开采的主要区别体现在稠油开采需要大量提高采收率技术的使用。

热采是提高采收率方式的一种，其应用广泛，主要包括蒸汽驱（Steam Flooding）、循环蒸汽驱（CSS）和蒸汽辅助重力泄油技术(SAGD)，其中SAGD效果最为显著，其重油回收率可达75%以上。

想必热采的概念大家并不陌生，但具体的实施情况却又知之甚少。本期对于热采的主要方式、技术特点进行了详细介绍，这么神奇的技术，一般人我不告诉他。

中新社最新消息，世界第一个海上大规模超稠油热采开发油田旅大5-2北油田，自从4月底在渤海湾投入生产至今，已经成功开发出了5口超稠油蒸汽吞吐，而且也实现了量产，数据统计目前日产原油量已经突破了300吨，这个数字创下了投产以来的最高值，这意味着中国海上稠油正式进入规模开发阶段，并且取得了显著成绩和新突破。

据悉旅大5-2北油田位于渤海区域的辽东湾，是一个特超稠油的油田，水深大约32米。超稠油作为一种流动性差、密度大但粘度极高的原油，开采难度很大，因为一般状态下超稠油并不是完全液态而是类似于沥青一样，而这块油田的粘度是目前渤海开发其他稠油的20多倍，这就表示想要开采这片油田必须投入更新的技术，才能完成这么高难度的开采。

所以为了实现超稠油的自主规模化开采，我们必须攻克许多技术难题，有些甚至是世界级的，如果我们能解决这些难题，将会对整个渤海湾稠油开采提供技术经验，并且还会推进整个原油开采技术的进程。考虑过难题和未来发展，中国海油真的在不断改进技术，最终形成了蒸汽吞吐的热采技术体系，这其中的部分成果已经达到了国际的先进水平，也将会大力推动今后稠油的开发效用。

此外中国海上稠油主要集中在渤海区域，但渤海油田作为中国第一大原油生产基地，稠油年产量占比竟不足1%，此次突破也预示着，我国稠油储量将会变成量产，这对于我国油气勘探开发也是具有重要意义的，我国的海上稠油完成了规模性开发，无论是技术还是储量都取得了较大突破。

盆地海拔无标准,四周被群山环绕,四周高,中部低。

盆地是盆状地形，主要特征是四周高(山脉或其它山地隆起带)、中部低(平原和丘陵)，有完全型盆地和非完全型盆地。是世界五大基本陆地地形之一，在全球分布广泛。

盆地地形特点

盆地多分布在多山的地表上，在丘陵、山地、高原都有相应的不同构造的盆地。盆地基本呈中间低，四周高的盆状形态。盆地内部相对盆地外部地形平缓，多平原和丘陵，适合人类居住和农业生产。盆地外部多为高山，适合山地农业的发展。

气候特点

按照世界上不同纬度，不同地形可以把盆地气候大致划分为热带雨林盆地气候、海洋性盆地气候、亚热带季风盆地气候、沙漠盆地气候等气候。

●热带雨林盆地气候

受赤道低压带影响，降雨量丰富，常年温度较高。由于受四周高山阻挡，雨水聚集在盆地四周，并向盆地内部移动，降雨量丰富，植物繁茂，河流丰富。典型例子:刚果盆地

●海洋性盆地气候

气候温暖，全年降水适中，农业发达。典型例子:法国巴黎盆地

●亚热带季风盆地气候

受地形影响，冬季冷空气被阻挡在盆地外缘，形成冬季比同纬度其他地区温度相对较高;夏季由于处在副热带高压带上，气流下沉，温度持续高温。气流受高山阻挡，气流沉积在盆地内部，易形成高温闷热天气。典型例子:四川盆地

●沙漠盆地气候

深居内陆，海洋湿润空气被阻挡在盆地外侧，盆地内部气候干燥，降水较少。典型例子:塔里木盆地。

油气资源主要分布在褶皱构造中的背斜构造中，需要封闭的穹窿构造，相对稳定的沉积构造条件是油气资源聚集的重要保证。在地壳相对稳定的区域，基底埋深较浅，沉积盖层较薄，由于基底断块或基岩隆起，反映在沉积盖层的构造形态上呈现为较平缓的大型长垣或隆起，形成由短轴背斜、穹窿组成的背斜型油气聚集带。不稳定的地区褶皱隆起形成山地高原等地形，而这些稳定区域形成了盆地。

盆地油气储藏特点

一是盆地纵向含油层系多，油藏埋深跨度大。从太古界、中上元古界、古生界、中生界到新生界辽河盆地共发现19套含油层系，油藏埋深从550米到4050米，是典型的小而肥的复式油气区。

二是盆地经历多期构造运动，断裂发育，构造复杂。根据现有资料认识，仅盆地陆上就发育一级断层8条，二级断层20条，三级断层400余条，四级断层1200条以上，形成三凸四凹7个一级构造单元，35个二级构造单元，83个三级构造单元，800多个四级断块，是典型的复杂断块油藏。

三是储层类型多，物性变化大，非均质严重，储层岩性以正常沉积的各种类型的砂岩为主，也有火山岩、碳酸盐岩和变质岩等特殊岩性油藏，储层空间类型多样，储层孔隙度从3%到35%，且受沉积等因素影响，储层非均质严重。

四是受多期构造、多种沉积、多种储层岩性影响，辽河盆地油藏类型多样，油气富集程度差异大，深度变化大。按圈闭成因可划分为构造、岩性和地层三种油气藏，进一步可细分为18种油藏类型，若按油气水分布特征又可划分为9种类型。原始含油饱和度47%至75%，已探明油藏的含油丰度从每平方公里不足10万吨到上千万吨。

五是油品类型多，原油物性变化大。有凝析油、稀油、普通稠油、特稠油、超稠油和高凝油。通过30多年的开发，辽河盆地已经成为国内最大的稠油和高凝油生产基地。

六是稠油埋藏普遍较深，其中埋深1300米至1880米的超深层储量为695亿吨，占稠油动用储量的422%，埋深在900米至1300米的深层储量为291亿吨，占稠油动用储量的367%。

石油和天然气的形成和富集成藏也与构造运动有十分密切的关系。油气通常形成并赋存在沉积岩中，相对独立连片分布的沉积岩往往被油气勘探者称为"含油气盆地"。这种含油气盆地的形成与分布是构造运动的必然产物。我国已故地质学家黄汲清早就指出:"找油的一个前提是按地质构造特点进行构造分区，然后按构造单元讨论生油、储油和含油气远景"。石油和天然气作为地壳中流体的部分，其形成、运移和保存受控于地质体的发展变化，大地构造、构造地质等基础科学对地质体的构成和演化认识越深刻，油气地质的特殊性也越容易被掌握。

       我国首个海上大规模超稠油热采油田投产，这也是全球首个海上大规模超稠油热采开发油田，实现对特超稠油的规模化、经济开发的突破，将撬动渤海湾盆地上亿吨特超稠油资源的开发，从而影响我国的能源结构 ，并提高国家石油战略储备。

       据央视网报道，中国海油4月23日发布消息，中国首个海上超稠油热采开发油田——中国海油旅大5-2北油田投产。此次“稠油热采”开发模式的成功应用，将助力渤海湾盆地上亿稠油资源的开发。

       小伙伴们知道，石油是一种复杂的混合物，主要包含各种烃类、胶质、沥青质，而不同的组分含量，导致了原油的颜色、性质等有所不同。也许小伙伴们对稠油不太熟悉，稠油是指相对黏稠、流动性差的原油，产量低、效益差。稠油经过深度加工，可提炼为各类润滑油、润滑脂、交通建筑行业用各类型沥青、工业及发电厂用燃料油，以及用于医药化工行业。可以说，经济性是稠油开发的关键，而超稠油黏度高、产能低、采收率低，并且回报率低。目前，海上平台空间小、成本高，稠油热采却占地大、投入多。

       目前，据统计世界剩余石油资源70％为稠油。我国已经成为世界四大（中国、加拿大、委内瑞拉、美国）稠油生产国之一，我国稠油资源量约有1987亿吨，现已探明355亿吨，开发潜力仍然巨大。

       我国海上稠油集中分布在渤海地区，渤海已落实原油探明地质储量42亿吨。目前，渤海每年超3000万吨的原油年产量中，非常规稠油产量占比不足1%，将稠油储量变产量，对于加大国内油气勘探开发具有重要意义。

        近年来，随着国力日趋强大，我国相继攻克了高温注采一体化、井下高温安全控制等世界级难题，形成了井口抬升控制等海上稠油热采技术体系，并实现了特超稠油规模化、经济开发的突破。此次旅大5-2北油田，是全球首个海上大规模超稠油热采开发油田，“稠油热采”开发模式的成功应用，将撬动渤海湾盆地上亿吨特超稠油资源的开发，有效提高国家石油战略储备。

       我认为，我国首个海上大规模超稠油热采油田投产，将稠油储量变产量，对于加大国内油气勘探开发具有重要意义，从而影响我国的能源结构，并有效提高国家石油战略储备。

一、原油的物性

本研究采集准噶尔盆地西北缘侏罗系和三叠系原油样品共计25件(表5－1)。从密度数据可以看出，4区块、6区块和克浅109区块原油属正常原油(密度ρ＜0934g/cm3)，其余区块原油主要为稠油;从含硫量分析，均属于低硫原油(S＜05%);酸值分析表明，6区块为含酸原油(05mgKOH/g＜TAN≤10mgKOH/g)，其他区块均为高酸值原油。

表5－1 准噶尔盆地西北缘原油物性数据

从密度与含硫量的关系看，准噶尔盆地西北缘原油密度和含硫量无线性关系(图5－4)。而原油总酸值和密度具有某种程度的正相关性(图5－5)，随着密度增大，原油总酸值起初增幅较大，当密度增大到一定程度，原油总酸值增幅变小。但准噶尔盆地西北缘原油硫的含量与总酸值之间的关系不明显(图5－6)，与Meredith等(2000)报道的一致，即硫的含量与总酸值之间的关系不明显。

图5－4 准噶尔盆地西北缘原油密度与含硫量相关图

图5－5 准噶尔盆地西北缘原油总酸值与密度相关图

二、原油族组成

原油的族组成含量一般受源岩的沉积环境、母质组成及类型、原油的演化程度、原油遭受后期改造作用等因素的影响。由图5－7与表5－2可知，准噶尔盆地西北缘不同酸值原油族组成分布特征相似，具饱和烃含量较高、饱/芳比高的特点，非烃/沥青质也高。区块上九区原油非烃+沥青质含量略高。层位上，各层的族组成特征如下:下侏罗统八道湾组(J1b)原油饱和烃含量5196%～6279%，平均5792%;非烃和沥青质含量较低1716%～3446%，饱/芳比368～434，平均405;非烃/沥青质偏高(213～502)，平均367。中侏罗统齐古组(J2q)原油饱和烃含量5133%～6199%，平均6089%;非烃和沥青质1553%～2306%，饱/芳比258～479，平均409。中三叠统克拉玛依组(T2k)原油饱和烃5685%～625%，平均5939%;非烃+沥青质1964%～2298%，饱/芳比354～458，平均401;非烃/沥青质322～882，平均646。

图5－6 准噶尔盆地西北缘原油总酸值与含硫量相关图

图5－7 准噶尔盆地西北缘原油族组成三角图

表5－2 准噶尔盆地西北缘原油族组成数据

由图5－8看出，准噶尔盆地西北缘原油总酸值与原油族组成参数无相关性，但齐古组原油总酸值愈高其饱和烃含量降低、非烃含量增加。

三、原油生物标志物组成

(一)正构烷烃

从准噶尔盆地西北缘高酸值原油饱和烃色谱特征可以看出(图5－9)，色谱图上正构烷烃已损耗殆尽、基线上翘及UCM的出现均反映了原油遭受了生物降解。正构烷烃及类异戊二烯烃优先被生物降解，导致三环萜烷、五环三萜烷及甾烷等复杂结构分子相对富集(图5－9)，但不同酸值原油样品的色谱图并未出现明显差异。

图5－8 准噶尔盆地西北缘高酸值原油总酸值与族组成参数相关图

图5－9 准噶尔盆地西北缘原油饱和烃色谱图(一)

图5－9 准噶尔盆地西北缘原油饱和烃色谱图(二)

β－胡萝卜烷指示还原性水体环境与有机质快速堆积。在百口泉、红山嘴区块原油样品未检测到丰度高的β－胡萝卜烷，而在4区块、克浅10区块原油样品中均出现了丰度高的β－胡萝卜烷，9区块原油样品则较为复杂，有的样品含丰度高的β－胡萝卜烷，有的样品则未检测到，并且在原油酸值相对低的21783井原油(TAN=13mgKOH/g)和原油酸值高的961206井原油(TAN=889mgKOH/g)都出现了β－胡萝卜烷。由此可以看出，β－胡萝卜烷丰度与原油总酸值没有相关性(图5－9)。

(二)二环倍半萜

图5－10展示了准噶尔盆地西北缘高酸值原油中双环萜烷的分布，其中地质意义明确的化合物有:8β(H)－补身烷(7号峰)，两重排化合物为4，4，8，8，9－五甲基氢化萘(4号峰)和4，4，8，9，9－五甲基氢化萘(6号峰)，8β(H)－升补身烷(12号峰)。

如图5－10所示，准噶尔盆地西北缘高酸值原油基本上以8β(H)－补身烷为主峰，重排补身烷不发育，重排补升烷/8β(H)－补身烷比值在011～078之间，除DH5030井J1b原油该比值为078外，其他样品都低于050。8β(H)－补身烷/8β(H)－升补身烷下侏罗统八道湾组(J1b)为14～255，中侏罗统齐古组(J2q)为139～25，中三叠统克拉玛依组(T2k)为142～213，三层系差别不大，可能与来源相同有关。由图5－11看出，准噶尔盆地西北缘原油总酸值随8β(H)－补身烷/8β(H)－升补身烷比值升高而增大，表明两者有一定的相关性。

图5－10 准噶尔盆地西北缘原油倍半萜图

(三)三环萜烷系列

图5－12展示了准噶尔盆地西北缘高酸值原油三环萜烷的分布。从图5－12可看出，准噶尔盆地西北缘高酸值原油三环萜烷的丰度较高，即便是在遭受严重降解的情况下藿烷类丰度下降、分布不全，但三环萜类仍呈现丰度高、分布完整，说明三环萜烷是一类抗降解能力很强的化合物，其抗降解能力强于藿烷。

图5－11 准噶尔盆地西北缘高酸值原油总酸值与倍半萜参数相关图

三环萜烷分布的广泛性以及三环六异戊二烯醇的分子特征表明，它们来源于原生动物的细胞膜(Ourisson等，1982);但在塔斯马尼亚页岩抽提物中，三环萜烷高度富集，表明三环萜烷也可能来源于这些藻(Volkman等，1989)。准噶尔盆地西北缘原油三环萜碳数分布范围为C19—C30，缺失C27，三环萜的分布模式略有差异。除红山嘴区块外，高酸值原油具有以C21－三环萜为主峰的分布模式，但酸值的大小与C21－/C23－三环萜比值无关(图5－13)。

(四)四环萜烷系列

C24四环萜烷具体的生源意义不详，普遍认为它是藿烷或藿烷的前驱物———藿烯中的五员环E环受热力作用或者生物降解作用断裂形成的。准噶尔盆地西北缘高酸值原油C24四环萜烷的丰度普遍较低、组成相似(图5－12)，C24四环萜烷/C26三环萜烷的比值在03～055之间，该比值在百口泉和九区高酸值原油中相对高，与生物降解有关，但C24四环萜烷/C26三环萜烷的比值与原油的总酸值没有相关性(图5－13)。

(五)藿烷系列

准噶尔盆地西北缘高酸值原油藿烷分布型式差异大，与生物降解改造有关。4区、克浅10区、红山嘴地区和百口泉地区高酸值原油藿烷分布完整，9区原油降解程度高，藿烷不同程度损耗，尤其是990723井、990724井原油C30藿烷基本被降解殆尽，而以25－降藿烷为主峰(图5－12)。如图5－14所示，990723井、990724井原油25－降藿烷/C30藿烷比值高达30以上，游离在其他样品之外。准噶尔盆地西北缘高酸值原油Ts丰度低，原油Ts/(Ts+Tm)值为005～035;高酸值原油C35H/C34H比值在020～090之间，表明原油母质来源为碎屑岩沉积环境(图5－14)。

伽马蜡烷是一个异常盐度或稳定水体分层的标志。如图5－12、图5－14所示，准噶尔盆地西北缘原油伽马蜡烷含量较高，G/C30H比值在02～09之间，反映该区沉积环境盐度较高，还原性较强，与前面报道的β－胡萝卜烷检出的指示意义一致。

(六)C27－C29规则甾烷

准噶尔盆地西北缘高酸值原油甾烷也因生物降解改造，其分布型式也表现出差异(图5－15)。4区、克浅10区原油甾烷分布呈现正常面貌，表现为短链的孕甾烷、升孕甾烷丰度低，C27—C29甾烷呈现C27丰度低、C28和C29丰度高，母质类型以陆源有机质输入为主，ββ型化合物丰度高，说明原油成熟度不高。百口泉地区原油孕甾烷、升孕甾烷的丰度明显增加，但C27—C29甾烷的降解不明显，其分布仍显正常，而在红山嘴地区和9区原油规则甾烷降解明显，其丰度大为降低，而表现为孕甾烷、升孕甾烷丰度高。

图5－12 准噶尔地西北缘原油m/z191质量色谱图

图5－13 准噶尔盆地高酸值原油总酸值与C24Te/C26TT、C21TT/C23TT相关图

图5－14 准噶尔盆地西北缘高酸值原油总酸值与藿烷类参数相关图

四、高酸值原油的碳氢同位素特征

(一)原油的碳同位素

原油基本上继承了其生烃母质的稳定碳同位素组成特征，但是在烃源岩成熟生烃和油气运移过程中，还会发生碳同位素组成的分馏效应。通常，成熟度对有机质碳同位素组成分馏效应的影响有限，所引起的δ13C值变化范围不超过2‰～3‰(Peters等，1993)。因此，一般碳同位素δ13C值相差达到2‰～3‰以上的原油都是出自不同生源构成，或不同沉积环境烃源岩的油源贡献，因此不会是同源的原油。

对准噶尔盆地西北缘20件高酸值原油的全油碳同位素统计，其δ13C值分布范围为－3112‰～－2952‰，碳同位素比较偏轻，具典型湖相原油特征，并且其最大相差为16‰，不超过2‰(图5－16)，说明不同酸值的原油可能为同一来源。进一步分析发现，红山嘴DH4018(TAN=432mgKOH/g)、DH4037(TAN=918mgKOH/g)井原油的25－降藿烷/C30藿烷的比值明显高于DH5028(TAN=841mgKOH/g)、DH5030(TAN=746mgKOH/g)原油，但前者原油的碳同位素明显轻于后者，说明不是生物降解程度差异所致，而可能与来源的细微差异有关。

图5－15 准噶尔盆地西北缘原油m/z217质量色谱图

(二)原油的氢同位素

氢同位素组成的变化主要反映与沉积环境及水介质盐度的相关性(沈平，1993)。不同水体、不同生物来源形成的石油氢同位素分布有明显差异，海相石油为－85‰～－181‰，非海相石油为－130‰～－163‰，即非海相石油比海相石油贫氘。对准噶尔盆地西北缘20件高酸值原油的全油氢同位素统计，其δD值分布范围为－13487‰～－16568‰，明显贫氘，反映陆相生源(图5－17)。

图5－16 准噶尔盆地西北缘原油全油δ13C分布图

图5－17 准噶尔盆地西北缘原油全油δD分布图

(三)不同酸值原油的碳氢同位素变化特征

如图5－18所示，准噶尔盆地西北缘高酸值原油的碳氢同位素数据点聚成两类，一类是碳氢同位素均偏重，这类油是主体，百口泉、9区和4区、红山嘴区块的DH5028(TAN=841mgKOH/g)、DH5030(TAN=746mgKOH/g)原油显现此特征;另一类是碳氢同位素均偏轻，如红山嘴区块DH4018(TAN=432mgKOH/g)、DH4037(TAN=918mgKOH/g)及克浅10区21912井原油(TAN=143mgKOH/g)。碳氢同位素数差异可能与来源的细微差异有关。从原油的碳氢同位素与酸值关系分析，原油的碳氢同位素愈重，其总酸值愈高，表明原油的总酸值与源或沉积环境有关。

图5－18 准噶尔盆地西北缘原油全油碳氢同位素与酸值相关图

五、高酸值原油石油酸组成特征

(一)原油酸性组分与原油总酸值的相关性

图5－19展示了准噶尔盆地西北缘高酸值原油样品酸性组分含量(AF)与原油总酸值(TAN)的关系，两者相关性好;从原油中分离出来的酸甲酯组分含量(FAMES)与原油TAN也表现出好的相关性(图5－20)，揭示酸性组分、酸甲酯组分对原油酸值有贡献。

图5－19 准噶尔盆地西北缘高酸值原油酸性组分含量(AF)与原油总酸值(TAN)的对比关系

图5－20 准噶尔盆地西北缘高酸值原油酸甲酯组分含量(FAMES)与原油总酸值(TAN)的对比关系

(二)石油酸的官能团组成与傅里叶红外光谱特征

为了了解石油酸的官能团组成特征，对准噶尔盆地西北缘7件高酸值原油样品、分离出的酸性组分及其甲酯组分，分别进行了傅里叶红外光谱分析。图5－21显示了上述7件原油全油、酸性组分及酸甲酯组分的傅里叶红外光谱图。在谱图数据标准化和基线校正的基础上，计算了下列官能团和结构参数:

(1)芳香度(A1600/∑A);

(2)环芳香化指数［(A864+A800+A743)/∑A］;

(3)脂肪度［(A1460+A1376)/∑A］;

(4)脂肪族分支指数［A1376/(A1376+A1460)］;

(5)链长指数［A722/(A1376+A1460)］;

(6)芳环取代指数1［A864/(A864+A800+A743)］;

(7)芳环取代指数2［A800/(A864+A800+A743)］;

(8)氧化度(A1700/∑A);

(9)硫氧化物基团(A1030/∑A)。

这里，∑A=A2953+A2923+A2862+A1700+A1600+A1460+A1376+A1030+A864+A800+A743+A722。

如图5－21所示，原油样品均显示出相似的傅里叶红外光谱特征，具体表现在:①极强的脂肪族吸收峰，分别对应于脂肪族基团的伸展(3100～2800cm－1)，弯曲(1460和1377cm－1)，和旋转振动(720cm－1);②存在芳香烃吸收峰(～1600cm－1和900～700cm－1);③部分样品在1800～1600cm－1波段出现吸收峰，显示存在含氧化合物。

如图5－21所示，原油样品酸性组分与原始原油样品相比，对应于脂肪族基团的伸展(3100～2800cm－1)、弯曲(1460和1377cm－1)和旋转振动(720cm－1)吸收峰明显减弱，而含氧官能团(1800～1600cm－1波段吸收峰)和芳香基吸收峰(～1600cm－1和900～700cm－1波段)显著增强，显示酸性组分存在大量的含氧和芳香族化合物。

如图5－21所示，经过酯化，原油样品酸甲酯组分与原油酸性组分相比，芳香族成分大为降低;对应于脂肪族基团的伸展(3100～2800cm－1)、弯曲(1460和1377cm－1)和旋转振动(720cm－1)吸收峰仍然明显;但各类含氧官能团(1800～1600cm－1波段吸收峰)显著增强，羰基、多环醌类和苯酚等含氧基团在准噶尔盆地西北缘高酸值原油酸甲酯组分中大量富集。

图5－21 准噶尔盆地西北缘高酸值原油全油、酸性组分及酸甲酯组分的傅里叶红外光谱图(一)

图5－21 准噶尔盆地西北缘高酸值原油全油、酸性组分及酸甲酯组分的傅里叶红外光谱图(二)

如图5－22所示，原油样品结构参数脂肪度高、氧化度低，酸性组分样品结构参数芳香度、氧化度大，酸甲酯组分样品含氧化合物基团明显增强，前面已叙酸性组分、酸甲酯组分对原油总酸值有贡献，进一步揭示含氧化合物基团对原油总酸值起主要贡献。

前面已提到原油总酸值与酸甲酯组分含量正相关。通过对准噶尔盆地西北缘原油酸甲酯组分红外光谱参数与原油总酸值的关系分析，发现氧化指数、硫氧化合物与原油总酸值呈现正相关(图5－23)，但酸甲酯组分中硫氧化合物吸收峰强度低，与原油中硫含量低的特征吻合，说明含氧化合物基团对原油总酸值起决定性贡献。

图5－22 准噶尔盆地西北缘高酸值原油全油、酸性组分及酸甲酯组分的红外结构参数图

图5－23 准噶尔盆地西北缘原油总酸值与酸甲酯组分红外参数相关图

(三)石油酸的高分辨质谱特征

为了剖析准噶尔盆地西北缘高酸值原油中石油酸的组成特征，对部分原油进行高分辨率质谱和石油酸甲酯的气相色谱－质谱分析。

通过高分辨率质谱(FTMS)在石油酸性组分分子中可以鉴定出7种杂原子组成类型，分别为N、NO、NO2、O、O2、O3和O4。如图5－24所示，准噶尔盆地西北缘高酸值原油杂原子类型以O2类化合物(羧酸)为主，含少量的N1类化合物(主要为吡咯类非碱性氮化物)。

原油总酸值与O2类化合物相对丰度的变化趋势如图5－25所示，随O2类化合物相对丰度增加，原油总酸值呈现明显的上升趋势。而随氮类化合物的丰度增加而降低(图5－26)，进一步揭示含氧化合物控制了原油总酸值。

图5－24 准噶尔盆地西北缘高酸值原油杂原子类型分布图

图5－25 准噶尔盆地西北缘原油总酸值与羧酸类丰度相关图

图5－26 准噶尔盆地西北缘原油总酸值与氮类化合物丰度相关图

O2类化合物缩合度分布和某一缩合度化合物碳数分布如图5－27所示，以二环(Z=－4)、三环(Z=－6)的环烷酸占优势，主碳峰出现在C25附近，脂肪酸含量很低;揭示二环环烷酸、三环环烷酸是石油酸的主要成分，并且原油的总酸值与二环环烷酸、三环环烷酸的浓度有一定的相关性(图5－28)，说明环烷酸是影响酸值的最重要因素。

图5－27 准噶尔盆地西北缘高酸值原油O2类化合物类型分布图

此外，生物降解对O2类化合物的组成特征有影响，如图5－29、图5－30所示，除9区的990724井原油外，环烷酸(二环+三环)浓度、环烷酸/脂肪酸比值随25－降藿烷丰度增加而增加。

图5－28 准噶尔盆地西北缘高酸值原油环烷酸丰度和总酸值相关图

图5－29 准噶尔盆地西北缘高酸值原油环烷酸丰度和25－降藿烷相关图

图5－30 准噶尔盆地西北缘高酸值原油环烷酸/脂肪酸和25－降藿烷相关图

N1类化合物碳数分布如图5－31所示，以苯并咔唑和二苯并咔唑类化合物占优势，咔唑类化合物丰度相对低。

化学组成决定宏观性质，原油总酸值大小取决于石油酸的类型与含量，对石油酸的早期研究源于石油酸的腐蚀(Derungs，1956)，已经鉴定出的结构类型包括链状脂肪酸、类异戊二烯酸、环烷酸、芳香羧酸及无机酸。烷基苯酚类化合物也是石油酸的组成部分。由于研究对象和研究方法不同，关于石油酸组成的研究结果差异很大，人们希望在石油酸组成和酸值之间建立一种定量关系(Mechenzie et al，1983;Behar ＆ Albrecht，1984;Jaffe ＆ Gallardo，1993;Olsen，1998)。在大部分被研究的原油中正构脂肪酸对原油总酸值的贡献并不大，Meredith(2000)研究了不同来源的33个原油，发现烷基苯酚、正构脂肪酸含量与酸值之间没有任何相关性。

值得指出的是，石油酸中杂原子化合物组成类型复杂，不同类型化合物的酸性强弱不同，因此，通过某一类化合物组成或浓度数据预测原油的总酸值，理论上是行不通的。但是可以通过酸性化合物的组成特征可以定性描述总酸值的高低，如羧酸类化合物是石油酸的重要组成部分且具有相对较强酸性，羧酸含量高的原油肯定具有较高的酸值。以脂肪酸或环烷酸为主要酸性组分的原油均能表现较高酸值。

准噶尔盆地西北缘原油的酸值虽差异大，但基本上都属高酸值油，高酸值原油杂原子类型以O2类化合物(羧酸)为主，含少量的N1类化合物，并且随O2类化合物相对丰度增加，原油总酸值呈现明显的上升趋势(图5－25)，而随氮类化合物的丰度增加而降低(图5－26)，说明O2类化合物是决定总酸值的主要因素，而N类化合物的总酸值贡献较小。进一步研究发现，O2类化合物以2环(Z=－4)、3环(Z=－6)的环烷酸占优势(图5－27)，脂肪酸含量很低，说明二环环烷酸、三环环烷酸是准噶尔盆地西北缘高酸值原油的石油酸主要成分，也是影响酸值的最重要因素。

六、含氧化合物色谱－质谱特征

(一)酸性化合物组成特征

前已叙及，准噶尔盆地西北缘高酸值原油含氧类化合物以二环环烷酸、三环环烷酸占优势，表现在总离子流图上呈现鼓峰，脂肪酸丰度低，藿烷酸丰度更低(图5－32)。脂肪酸以C16脂肪酸为主峰，总脂肪酸浓度为440～1207μg/g，藿烷酸浓度比总脂肪酸浓度低一个数量级，其变化范围为038～269μg/g(图5－33)。

图5－31 准噶尔盆地西北缘高酸值原油N1类化合物类型分布图

图5－32 高酸值原油含氧化合物总离子流、脂肪酸和藿烷酸图

图5－33 高酸值原油脂肪酸浓度与藿烷酸浓度相关图

(二)酸性化合物绝对浓度与酸值的关系

准噶尔盆地西北缘原油羧酸类化合物以二环和三环羧酸类为主，但对这类化合物目前色质难以定性定量分析。从检测到的正构脂肪酸和藿烷酸浓度分析，正构脂肪酸浓度比藿烷酸浓度高一个数量级，且前者与原油总酸值的线性相关性要大于后者(图5－34)，说明正构脂肪酸对原油总酸值的贡献要大于藿烷酸。

图5－34 原油总酸值与含氧化合物浓度相关图

1 甲A类液体的分类标准。

在原规范《原油和天然气工程设计防火规范》GB 50183-93中没有将甲类液体再细分为甲A和甲B，但在储存物品的火灾危险性分类举例中将378℃时蒸气压＞200kPa的液体单列，并举例液化石油气和天然气凝液属于这种液体。在该规范条文说明中阐述了液化石油气和天然气凝液的火灾特点，并列举了以蒸气压（38℃）200kPa划分的理由。本规范将甲类液体细分为甲A和甲B，并仍然延用378℃蒸气压＞200kPa作为甲A类液体的分类标准，主要理由是：

1）国家标准《稳定轻烃》（又称天然气油）GB 9053-1998规定，1号稳定轻烃的饱和蒸气压为74～200kPa，对2号稳定轻烃为＜74kPa（夏）或＜88kPa（冬）。饱和蒸气压按国家标准《石油产品蒸气压测定（雷德法）》确定，测试温度378℃。

2）国家标准《油气田液化石油气》GB 90521-1998规定，商业丁烷378℃时饱和蒸气压（表压）为不大于485kPa。蒸气压按国家标准《液化石油蒸气压测定法（LPG法）》GB/T 6602-89确定。

3）在40℃时C5和C4组分的蒸气压：正戊烷为11566kPa，异戊烷为1513kPa，正丁烷为377kPa，异丁烷为528kPa。按本规范的分类标准，液化石油气、天然气凝液、凝析油（稳定前）属于甲A类，稳定轻烃（天然气油）、稳定凝析油属于甲B类。

4）美国防火协会标准《易燃与可燃液体规程》NFPA 30和美国石油学会标准《石油设施电气装置物所分类推荐作法》API RP 500将液体分为易燃液体、可燃液体和高挥发性液体。高挥发性液体指378℃温度下，蒸气压大于276kPa（绝压）的液体，如丁烷、丙烷、天然气凝液。易烯液体指闪点＜378℃，并且雷德蒸气压≤276kPa的液体，如汽油、稳定轻烃（天然汽油），稳定凝析油。

2 原油火灾危险性分类

GB 50183-93将原油划为甲、乙类。1993年以后，随着国内稠油油田的不断开发，辽河油田年产稠油800多万吨，胜利油田年产稠油200多万吨，新疆克拉玛依油田稠油产量也达到200多万吨，同时认识到稠油火灾危险性与正常的原油有着明显的区别，具体表现为闪点高、燃点高、初馏点高、沥青胶质含量高。

从稠油的成因可以清楚地知道，稠油（重油）是烃类物质从微生物发展成原油过程中的未成熟期的产物，其轻组分远比常规原油少得多。因此，引起火灾事故的程度同正常原油相比相对小，燃烧速度慢。中油辽河工程有限公司、新疆时代石油工程有限公司、胜利油田设计院针对稠油的这些特点做了大量的现场取样化验分析工作。辽河油田的超稠油取样（以井口样为主）分析结果，闭口闪点大于120℃的占97％，初馏点大于180℃的大于97％；胜利油田的稠油闭口闪点大于120℃的点42％，初馏点大于180℃的占33％；新疆油田的稠油初馏点大于180℃的有1个样品即180℃，占17％。以上这类油品的闭口闪点处在火灾危险性丙类范围内，其中大多数超稠油的闭口闪点在火灾危险性分类中处于丙B类范围内。

因此，通过试验研究和技术研讨确定，当稠油或超稠油的闪点大于120℃、初馏点大于180℃时，可以按丙类油品进行设计。对于其他范围内的油品，要针对不同的操作条件，如掺稀油情况、气体含量情况以及操作温度条件加以区别对待。同时，对于按丙类油品建成的设施，其随后的操作条件要进行严格限制。

美国防火协会标准《易燃与可燃液体规范》NFPA 30，把原油定义为闪点低于656℃且没有经过炼厂处理的烃类混合物。美国石油学会标准《石油设施电气装置场所分类推荐作法》API RP 500，在谈到原油火灾危险性时指出，由于原油是多种烃的混合物，其组分变化范围广，因而不能对原油做具体分类。由上述资料可以看出，稠油的火灾危险性分类问题比较复杂。我国近几年开展稠油火灾危险性研究，做了大量的测试和技术研讨，为稠油火灾危险性分类提供了技术依据，但由于研究时间还较短，有些问题，例如，稠油掺稀油后的火灾危险性，还需加深认识和积累实践经验。所以对于稠油的火灾危险性分类，除闭口闪点作为主要指标外，增加初馏点作为辅助指标，具体指标是参照柴油的初馏点确定的。按本规范的火灾危险性分类法，部分稠油的火灾危险性可划分丙类。

3 操作温度对火灾危险性分类的影响。

在原油脱水、原油稳定和原油储运过程中，有可能出现操作温度高于原油闪点的情况。本规范修订时考虑了操作温度对火灾危险性分类的影响。这方面的要求主要依据下列资料：

1）美国防火协会标准《易燃与可燃液体规程》NFPA 30总则中指出，液体挥发性随着加热而增强，当Ⅱ级（闪点≥378℃至＜60℃）或Ⅲ级（闪点≥60℃）液体受自然或人工加热， 储存、使用或加工的操作温度达到或超过其闪点时，必须有补充要求。这些要求包括对于诸如通风、离开火源的距离、筑堤和电气场所等级的考虑。

2）美国石油学会标准《石油设施电气装置分类推荐作法》API RP 500，考虑操作温度对液体火灾危险性的影响，并将温度高于其闪点的易燃液体或Ⅱ类液体单独划分为挥发性易燃液体。

3）英国石油学会《石油工业典型操作安全规范》亦考虑操作温度对液体火灾危险性的影响，Ⅱ级液体（闪点21～55℃）和Ⅲ级液体（闪点大于55～100℃）按照处理温度可以再细分为Ⅱ（1）、Ⅱ（2）、Ⅲ（1）、Ⅲ（2）级。Ⅱ（1）级或Ⅲ（1）级液体指处理温度低于其闪点的液体。Ⅱ（2）级或Ⅲ（2）级液体指处理温度等于或高于其闪点的液体。

4）国家标准《石油化工企业设计防火规范》GB 50160-92（1999年版）明确规定，操作温度超过其闪点的乙类液体，应视为甲B类液体，操作温度超过其闪点的丙类液体，应视为乙A类液体。

4 轻柴油火灾危险性分类

附录A提供了石油天然气火灾危险性分类示例，并针对轻柴油火灾危险性分类加了一段注，下面说明有关情况：从2002年1月1日起，我国实施了新的轻柴油产品质量国家标准，即《轻此油》GB 252-2000。该标准规定10号、5号、0号、-10号、-20号等五种牌号轻柴油的闪点指标为大于或等于55℃，比旧标准GB 252-1994的闪点指标降低5～10℃，火灾危险性由丙A类上升到乙B类。在用轻柴油储运设施若完全按乙B类进行防火技术改造，不仅耗资巨大，而且有些要求（例如，增加油罐间距）很难满足。根据近几年我国石油、石化和公安消防部门合作开展的研究，闪点小于60℃并且大于或等于55℃的轻柴油，如果储运设施的操作温度不超过40℃，正常条件挥发的烃蒸气浓度在爆炸下限的50％以下，火灾危险性较小，火灾危险性（例如，热辐射强度）亦较低，所以其火灾危险性分类可视为丙类。

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

（1Exploration ＆ Production Research lnstitute，SlNOPEC，Beijing100083；2Qiqihar Oil Field Company of Jintong Corporation，Qiqihar，161000）

Abstract Pouring steam to exploit heavy oil reservoir includes steam flooding and steam huff-puffDuring this course damage of rock that affects oil well normal production because of breaking off，removing and walling up of rocky grain often occursAppraisements on the pore damage of the heavy oil reservoir rock are done under new methods in heavy oil reservoir that is exploited with steamDegree and main factors of damage are openedLimits of pollution rock of speed on pouring and spurting out are determinedThe fractal has been applied to study the change of the pore structure under steam flooding in rationAfter the steam flooding，the fractal dimension of the pore structure becomes smallerThese 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312%，平均渗透率为08μm2，有效厚度60～110m。油层原始温度为28℃，地层饱和压力为49MPa，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020，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329km2。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299%、泥质占159%，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22MPa，抗张强度为31MPa，模拟地层条件应力抗压强度为185MPa，而屈服强度只有125MPa。因此当生产压差超过22MPa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

21 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38cm；孔隙度275%；渗透率08μm2。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25 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。

22 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

31 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26mL/min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。

32 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428与355。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428）

图6 34号岩心蒸汽驱后分形曲线（分形维数355）

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。

参考文献

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［6］贺伟，钟孚勋，贺承祖等储层岩石孔隙的分形结构研究和应用天然气工业，2002，20（2）：67～70

每年随着新发现油田或原油产出，世界各国的石油储量数据都在不断变化。根据今年BP世界能源统计年鉴，截止2016年世界石油储量最多的是委内瑞拉，接近3000亿吨。

委内瑞拉石油资源主要分布在东委内瑞拉盆地，自1931年以来盆地内共完成油田探井1300口及其他类型的探井7000口，发现335个油气田。

委内瑞拉之所有如此巨量的石油储量，主要原因就在于著名的奥利诺科重油带，该重油带的规模为世界之最，超稠油储量远超世界其他巨型油田。

奥里诺科重油带位于东委内瑞拉盆地南部斜坡带，总面积55万平方公里，超稠油储量预计达到13600亿桶，其中多个区块与国外公司签订了储量联合研究协议。

奥里诺科重油带发现于1935年，由于受当时石油开采技术的限制，直到1982年PDVSA（委内瑞拉国家石油公司，隶属石油矿产部，是委内瑞拉最大的国有企业，在世界500强企业中排名第41位。）才开始研究一体化规模开采这种重油。直到目前为止，总体开发程度仍然极低，整个重油带仍具有巨大的勘探开发空间，在未来的国际能源供应中将占有非常重要的战略地位。

受限于稠油开采难度大，成本高，委内瑞拉石油储量很高，但年产石油并不算高，只有沙特原油年产量的20%，仅仅比中国原油年产量的一半稍多。委内瑞拉原油出口的主要市场为美国、拉美和加勒比地区和欧洲，分别占委原油出口的54%、38%和7%，其余销往世界其它国家。

委内瑞拉对石油行业实行国有化，石油的勘探开发、生产销售等均由国家石油公司统一负责。石油经济也是委内瑞拉的经济支柱。这两年，随着原油价格断崖式下降，委内瑞拉的经济已然崩溃。当然这与它的经济结构过于单一以及美国的制裁有很大关系