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摘 要：沈阳油田高凝油油藏因其具有凝固点高、含蜡量高等独特的物理特性，因此开发过程中容易造成地层伤害问题。特别是由于油田高凝油油藏类型多样，采取何种合理的开发技术对于提高原油收率至关重要。基于此，本文通过对影响高凝油油藏驱油效率的影响因素进行分析，由此在明确了高凝油渗流规律基础上针对油田不同类型高凝油油藏给出了合理有效的开发技术对策。
关键词：沈阳油田;高凝油油藏;开发对策
1.影响高凝油驱油效率的因素分析
1.1原油粘度
利用油田部分区块高凝油油藏的原油和岩心开展水驱油实验，结果表明，高凝油驱油效率受温度影响大。随着原油粘度的降低，驱替效率有所提高，但是提高幅度不尽相同。原油粘度每降低1mPa·s，驱油效率提高幅度为0.95%一4.98%。因此，降低原油粘度虽然能够提高 驱油效率，但提高程度不大。
1.2温度
在同一段岩心中取4块平行样品，分别开展55℃、60℃、66℃、76℃水驱油实验，其无水采收率和最终驱油效率均随温度的升高而升高。实验中还观察到低于析蜡温度时驱油效率急剧下降的现象。由于高凝油的熔蜡温度比析蜡温度高10。C左右，因此一旦有蜡析出，将对开发带来难以消除的影响。
1.3油层物性
主要与储层孔喉比、孔喉半径、孔喉配位数、分选性、中值半径以及泥质含量等储层参数有关。根据相关油田光刻仿真微观模型实验结果可知，随着孔喉比增加、孔喉半径增大和孔喉配位数的减小，驱油效率有所提高，但是还没有得到定量的关系。由沈阳油田某块天然岩心水驱实验结果可知，分选差、中值半径小、泥质含量高的岩心水驱油效率均较低，而分选好、中值半径高、泥质含量低的粗砾砂岩，水驱油效率最高可达68.8%。
1.4注入压差
国内相关油田开展了中高孔中渗非均质砂岩高凝油柱塞样水驱油模型实验。由实验结果可知，提高注水压力梯度有增油的效果，但起始压力梯度高，增油幅度小。驱替压力梯度提高0.04～0.12MPa/cm，驱油效率仅提高2.17%。
2.不同类型高凝油油藏开发对策
由于高凝油渗流规律与其他油品的油藏不同，如何保持油藏压力和温度，避免因析蜡和石蜡在储层中的沉积导致的储层伤害是该类油藏开发首先需要认识、解决的问题。根据析蜡温度和地层温度差别的大小，可以将高凝油油藏分为易受冷伤害和不易受冷伤 害影响两类。前者，析蜡温度与油藏温度之差小于20℃，主要是埋藏浅的砂岩油藏;后者，温差大于20%，石蜡不易在油藏结晶、析出，主要是埋藏深的裂缝性油藏。油藏类型不同，开发对策也要有所调整。
2.1浅一中浅层砂岩油藏
沈阳油田如静35块是一个埋藏浅（1000—1400m）、含蜡量高（24%一33%）、凝固點高 （37-49.5℃）、析蜡温度高（42—52℃）且接近地层温度（46—54℃）、油质稠（500。C地面脱气原油粘度为106.32mPa·s）的高凝油油藏。储层岩性以硬砂质长石砂岩和混合砂岩为主，物性较好，平均孔隙度为19.6%，平均渗透率为644.1×10-3μm2。1995年全面投入开发，开发特点体现在：油井见效即水淹，4口见到注水效果的井2口直接水淹，2口井小幅度增油（258-377t），不到1a含水分别达到70%和90%。究其原因主要是析蜡温度与地层温度接近， 地饱压差小，一旦开采，地层压力下降，溶解气脱出，就会有蜡析出，造成注水蹩压和水窜，而常温注水同样会形成冷伤害。尽管先后进行了压裂、酸化、堵水、蒸汽吞吐、溶剂解堵、电磁加热、超声波、微生物吞吐、人工地震采油9项措施，增油效果不佳。该类型高凝油油藏的开发要以“保温保压”为主要原则，采用注热水和溶剂驱，同时应用隔热管和井筒电磁加热等井筒伴热减少管线和井筒热量损失，保证井底水温在75～ 80℃左右，加上溶剂的降粘溶蜡作用，可以一定程度地改善开发效果。
2.2中-中深层砂岩油藏
中-中深层砂岩高凝油油藏是储量、范围都较大的一类高凝油油藏，辽河油田的沈84安12块、沈95块等都属于这类油藏。油藏埋深1500～3000m，储层物性以中高渗居多，但也有低渗透的如牛心坨油田。该类油田的开发主要以人工注水为主，表现在：①受原油渗流特征和储层非均质性的影响，在天然能量开采阶段，压力和产量下降快;②注水后油井能够见效，保持一段时间的稳产，但是平面和层问矛盾明显，注入水的突进比较严重，受效油井见水早，含水上升快。如沈84块注水井组中的油井静65-27井，1989年1月见水，9月含水升高至63.4%，产油量 由56.6t/d下降至15.9t/d;③高含水阶段表现出油层动用程度差，主体部位水淹严重。根据沈84块历年吸水剖面统计结果，吸水厚度仅占总厚度17.2%的吸水层，吸水量却占 69.9%。另外，注采井网不完善，该块10个注水井组，油井单向受效占82.7%;④水驱动 用储量程度低。2005年，根据吸水剖面计算该块垂向动用程度为45.2%;⑤存在冷伤害。从常温注水后地层温度的变化看，1992～1994年2000m处地层温度分别下降了5.3℃、13.2℃、15.32℃。污水回注的注水井底温度与原始相比降低18℃，接近区块析蜡温度。区块采收率有所降低，说明冷伤害的确存在。
2.3 中深一深层潜山油藏
此类油藏以辽河油区低潜山高凝油油藏（沈625—229块、沈257块）为代表，与以上中浅层砂岩高凝油油藏不同，储层非均质分布（尤其是裂缝发育规律）成为开发过程中的主要影响因素。通过开发、应用地震属性和相干体分析技术、测井解释包括神经网络辅助解释、岩心观 察与描述、有限元分析和构造应力分析技术，有效地预测了裂缝性质、规模、程度和范围，在成功实现水平井一直井联合开发的基础上。将直井注水、水平井采油结合起来，取得较好 的效果。全区共确定油井52口，注水井18口，注采井数比l：2.88。目前，正在进行注水井的积极转注，最终将按注采比l：l控制注水。注水后，油井产量上升，动液面上升，累计增油4406t。试注较早的沈625—18—28井组于2005年5月开始注水，初期日注水80m3/d，目前日注水150m3/d，累计注水1.6 x 104m3，井组日产油由注水前的32t/d上升至目前的37.2t/d，不含水。
3.结束语
高凝油的粘温曲线具有拐点，析蜡温度、驱油效率和相渗曲线受到诸多因素影响，具有 可变性，决定了高凝油油藏的开发需要在储层表征基础上，适应其渗流特征进行合理开发。 对于析蜡温度与油藏温度接近的浅层高凝油油藏宜采用保温保压开采;中深层高凝油油藏要 合理补充地层能量，开展以细分开发层系、重组注水单元为主要内容的深度开发;埋深大、 油藏温度高的潜山高凝油油藏有着与中浅层砂岩高凝油油藏不同的生产规律和开发特点，常 温注水、化学冷采同样可以取得好效果。
参考文献
[1]张方礼，高金玉.静安堡油田高凝油油藏开发技术[M].北京：石油工业出版社，1997.
[2]赵刚，马远乐.高凝油油藏热采数值模拟研究[J].石油勘探与开发，2005，22（2）：42-46.
[3]庞洪汾.小集高凝油油藏开发技术[M].北京：石油工业出版社，1996.
关键词：沈阳油田;高凝油油藏;开发对策
1.影响高凝油驱油效率的因素分析
1.1原油粘度
利用油田部分区块高凝油油藏的原油和岩心开展水驱油实验，结果表明，高凝油驱油效率受温度影响大。随着原油粘度的降低，驱替效率有所提高，但是提高幅度不尽相同。原油粘度每降低1mPa·s，驱油效率提高幅度为0.95%一4.98%。因此，降低原油粘度虽然能够提高 驱油效率，但提高程度不大。
1.2温度
在同一段岩心中取4块平行样品，分别开展55℃、60℃、66℃、76℃水驱油实验，其无水采收率和最终驱油效率均随温度的升高而升高。实验中还观察到低于析蜡温度时驱油效率急剧下降的现象。由于高凝油的熔蜡温度比析蜡温度高10。C左右，因此一旦有蜡析出，将对开发带来难以消除的影响。
1.3油层物性
主要与储层孔喉比、孔喉半径、孔喉配位数、分选性、中值半径以及泥质含量等储层参数有关。根据相关油田光刻仿真微观模型实验结果可知，随着孔喉比增加、孔喉半径增大和孔喉配位数的减小，驱油效率有所提高，但是还没有得到定量的关系。由沈阳油田某块天然岩心水驱实验结果可知，分选差、中值半径小、泥质含量高的岩心水驱油效率均较低，而分选好、中值半径高、泥质含量低的粗砾砂岩，水驱油效率最高可达68.8%。
1.4注入压差
国内相关油田开展了中高孔中渗非均质砂岩高凝油柱塞样水驱油模型实验。由实验结果可知，提高注水压力梯度有增油的效果，但起始压力梯度高，增油幅度小。驱替压力梯度提高0.04～0.12MPa/cm，驱油效率仅提高2.17%。
2.不同类型高凝油油藏开发对策
由于高凝油渗流规律与其他油品的油藏不同，如何保持油藏压力和温度，避免因析蜡和石蜡在储层中的沉积导致的储层伤害是该类油藏开发首先需要认识、解决的问题。根据析蜡温度和地层温度差别的大小，可以将高凝油油藏分为易受冷伤害和不易受冷伤 害影响两类。前者，析蜡温度与油藏温度之差小于20℃，主要是埋藏浅的砂岩油藏;后者，温差大于20%，石蜡不易在油藏结晶、析出，主要是埋藏深的裂缝性油藏。油藏类型不同，开发对策也要有所调整。
2.1浅一中浅层砂岩油藏
沈阳油田如静35块是一个埋藏浅（1000—1400m）、含蜡量高（24%一33%）、凝固點高 （37-49.5℃）、析蜡温度高（42—52℃）且接近地层温度（46—54℃）、油质稠（500。C地面脱气原油粘度为106.32mPa·s）的高凝油油藏。储层岩性以硬砂质长石砂岩和混合砂岩为主，物性较好，平均孔隙度为19.6%，平均渗透率为644.1×10-3μm2。1995年全面投入开发，开发特点体现在：油井见效即水淹，4口见到注水效果的井2口直接水淹，2口井小幅度增油（258-377t），不到1a含水分别达到70%和90%。究其原因主要是析蜡温度与地层温度接近， 地饱压差小，一旦开采，地层压力下降，溶解气脱出，就会有蜡析出，造成注水蹩压和水窜，而常温注水同样会形成冷伤害。尽管先后进行了压裂、酸化、堵水、蒸汽吞吐、溶剂解堵、电磁加热、超声波、微生物吞吐、人工地震采油9项措施，增油效果不佳。该类型高凝油油藏的开发要以“保温保压”为主要原则，采用注热水和溶剂驱，同时应用隔热管和井筒电磁加热等井筒伴热减少管线和井筒热量损失，保证井底水温在75～ 80℃左右，加上溶剂的降粘溶蜡作用，可以一定程度地改善开发效果。
2.2中-中深层砂岩油藏
中-中深层砂岩高凝油油藏是储量、范围都较大的一类高凝油油藏，辽河油田的沈84安12块、沈95块等都属于这类油藏。油藏埋深1500～3000m，储层物性以中高渗居多，但也有低渗透的如牛心坨油田。该类油田的开发主要以人工注水为主，表现在：①受原油渗流特征和储层非均质性的影响，在天然能量开采阶段，压力和产量下降快;②注水后油井能够见效，保持一段时间的稳产，但是平面和层问矛盾明显，注入水的突进比较严重，受效油井见水早，含水上升快。如沈84块注水井组中的油井静65-27井，1989年1月见水，9月含水升高至63.4%，产油量 由56.6t/d下降至15.9t/d;③高含水阶段表现出油层动用程度差，主体部位水淹严重。根据沈84块历年吸水剖面统计结果，吸水厚度仅占总厚度17.2%的吸水层，吸水量却占 69.9%。另外，注采井网不完善，该块10个注水井组，油井单向受效占82.7%;④水驱动 用储量程度低。2005年，根据吸水剖面计算该块垂向动用程度为45.2%;⑤存在冷伤害。从常温注水后地层温度的变化看，1992～1994年2000m处地层温度分别下降了5.3℃、13.2℃、15.32℃。污水回注的注水井底温度与原始相比降低18℃，接近区块析蜡温度。区块采收率有所降低，说明冷伤害的确存在。
2.3 中深一深层潜山油藏
此类油藏以辽河油区低潜山高凝油油藏（沈625—229块、沈257块）为代表，与以上中浅层砂岩高凝油油藏不同，储层非均质分布（尤其是裂缝发育规律）成为开发过程中的主要影响因素。通过开发、应用地震属性和相干体分析技术、测井解释包括神经网络辅助解释、岩心观 察与描述、有限元分析和构造应力分析技术，有效地预测了裂缝性质、规模、程度和范围，在成功实现水平井一直井联合开发的基础上。将直井注水、水平井采油结合起来，取得较好 的效果。全区共确定油井52口，注水井18口，注采井数比l：2.88。目前，正在进行注水井的积极转注，最终将按注采比l：l控制注水。注水后，油井产量上升，动液面上升，累计增油4406t。试注较早的沈625—18—28井组于2005年5月开始注水，初期日注水80m3/d，目前日注水150m3/d，累计注水1.6 x 104m3，井组日产油由注水前的32t/d上升至目前的37.2t/d，不含水。
3.结束语
高凝油的粘温曲线具有拐点，析蜡温度、驱油效率和相渗曲线受到诸多因素影响，具有 可变性，决定了高凝油油藏的开发需要在储层表征基础上，适应其渗流特征进行合理开发。 对于析蜡温度与油藏温度接近的浅层高凝油油藏宜采用保温保压开采;中深层高凝油油藏要 合理补充地层能量，开展以细分开发层系、重组注水单元为主要内容的深度开发;埋深大、 油藏温度高的潜山高凝油油藏有着与中浅层砂岩高凝油油藏不同的生产规律和开发特点，常 温注水、化学冷采同样可以取得好效果。
参考文献
[1]张方礼，高金玉.静安堡油田高凝油油藏开发技术[M].北京：石油工业出版社，1997.
[2]赵刚，马远乐.高凝油油藏热采数值模拟研究[J].石油勘探与开发，2005，22（2）：42-46.
[3]庞洪汾.小集高凝油油藏开发技术[M].北京：石油工业出版社，1996.