近年来，国内外发现许多常规油藏与高凝油藏(稠油)共存现象。高凝油指凝固点高于35 ℃，且含蜡量大于30%的原油。通常在地下时，高凝油的流动性能较好，但被开采出地面以后，容易发生凝固^[1-3]。因此，一般采取加热^[4-5]、注热水^[6-7]等措施以提高原油到达井口时的温度，通过添加化学药剂^[8-9]、微生物^[10-11]或者在井口掺稀油等措施以降低原油的凝固点，以及使用隔热油管以减少热损失等^[13-14]，从而实现高凝油的正常开采。上述开采方法往往存在投入较高、耗电量较大、检修较频繁、浪费稀油资源、动态调整困难及管理复杂等问题^[15-16]。针对高凝油开采中的这些难题，运用井筒热传导和掺稀增液、降凝技术，综合考虑地温、产量、液量和掺稀比等多种因素，开展高凝油自流掺稀冷采优化方法研究，以期经济、有效地开发高凝油油藏，提高油藏的整体开发效益。

原油从井底经过电潜泵被举升到井口的过程中，其温度变化可简化为2个部分：井筒液体通过油管、套管、油/气体及水泥塞等向地层传热引起的热损失，以及电潜泵、电缆在生产过程中由于发热对原油起到的加热作用^[17-18]。常用下式^[19-20]计算井筒中不同深度处的原油温度

式中: T为某深度处的原油温度，℃；T_H为油藏温度，℃；ΔT_e为井筒中原油升高的温度，℃；T_h为井筒中某深度处的原油损失温度，℃。

其中，井筒中某深度处原油损失温度T_h可以通过下式求取

式中：h为计算点深度，m；H为油藏中部深度，m；G为地温梯度，℃/m；W_e为油层产出液的水当量，W/℃；U_e为产出液与地层间的传热系数，W/(m·℃)。

油层产出液的水当量W_e可以通过下式求取

式中: C为井筒混合液的比热容，J/(g·℃)；q为井筒混合液的质量流量，g/s。

井筒中原油升高的温度ΔT_e可以通过下式求取

式中: p_i为潜油电泵的输入功率，w(J/s)；p_o为潜油电泵的输出功率，w；p_c为潜油电泵电缆的发热功率，w。

以G油田为例，根据油田的相关油藏参数，对G油田井口原油温度的敏感性开展研究。G油田相关油藏参数如下：油比热为2.99 J/(g·℃)，水比热为4.26 J/(g·℃)，地表温度为29.4 ℃，地温梯度为0.032 ℃/m，油管内径为62 mm，油管外径为73 mm，套管内径为125.7 mm，套管外径为139 mm。

通过观察和计算发现，随着高凝油凝固点的升高，冷采时对地层温度的要求呈指数式上升(图 1)。当原油的凝固点为60 ℃时，在产量为100 m³/d的条件下，对地层温度的要求高达72.92 ℃。因此，凝固点较高的油藏要实现冷采，对液量和地层温度的要求是很苛刻的。

图 1

Fig. 1

下载eps/tif图 图 1 不同凝固点原油冷采开发时对油藏温度的要求（100m3/d） Fig. 1 Change of reservoir temperature demand for different pour point oil(100m3/d)

原油在井筒内被举升到井口的过程中，热量损失较大(图 2)。当产量为100 m³/d，油藏温度为96.6 ℃时，到达井口时的原油温度只有69.28 ℃，温度损失高达27.3 ℃。这就要求在开发过程中，必须保持一定水平的掺入液量以及较高的地层温度，才能实现高凝油的开采。

图 2

Fig. 2

下载eps/tif图 图 2 原油举升过程中的温度损失变化 Fig. 2 Change of temperature loss in the process of crude oil lifting

利用式(1)对产液量敏感性进行计算，发现原油到达井口的温度与产液量关系密切(图 3)。产液量越大，原油到达井口的温度越高。油藏温度为105 ℃情况下，当产液量为60 m³/d时，原油到达井口时的温度仅为60.9 ℃；当产液量为140 m³/d时，原油到达井口时的温度便能达到78.3 ℃。通常情况下，产液量超过60 m³/d时，大多数高凝油油井便能基本维持正常生产，这时，往往采取自流掺稀措施，射开共生的常规油藏，增加油井的产液量，提高原油到达井口的温度，实现高凝油的有效开发。

图 3

Fig. 3

下载eps/tif图 图 3 原油温度（油藏温度）为105 ℃情况下，不同产液量时的井口温度变化 Fig. 3 Temperature change of well head with different liquid quantity at 105 ℃

自流掺稀生产时，在增加产液量提高原油到达井口温度的同时，稀油和高凝油充分混合，可以降低高凝油的液柱压力以及流动中的阻力，有助于开发^[21]。此外，常规油对高凝油中的胶质和沥青质均具有溶解作用，当高凝油中掺入常规油时，可使高凝油的原油凝固点降低，有利于实现高凝油的冷采。根据混合原油凝固点经验公式^[22]可以计算G油田不同混合比例的原油凝固点

式中：T_gm, T_gi, T_gk分别为混合油、高凝固点油及低凝固点油的凝固点，℃；X_i, X_k分别为高凝固点和低凝固点2种原油的质量分数，%；${B_{ik}} = 1-\frac{{{X_{\text{i}}}}}{2} + \frac{{{X_k}}}{2}$；${C_{ik}} = \pm {\left| {{T_{gi}}-{T_{gk}}} \right|^{1.145}}$。

常规原油的掺入比例越大，混合原油的凝固点就越低，尤其当常规原油的掺入比例超过60%时，混合原油的凝固点开始大幅降低(图 4)。此外，当高凝油凝固点在62 ℃，常规原油凝固点在36 ℃的情况下，即便常规原油的掺入比例达到60%，混合原油的凝固点仍然高达58.32 ℃，这就要求在掺稀开发过程中，降低原油凝固点的同时，还要保持一定的产液量，以保证混合原油到达井口的温度大于凝固点。

图 4

Fig. 4

下载eps/tif图 图 4 不同掺入比例情况下混合原油凝固点统计 Fig. 4 Pour point of mixed crude oil with different proportions

油井的动液面是指油井正常生产时，套管环形空间中液面的顶界到井口间的距离。数据越大，代表液面越低，说明油井供液能力差，油层能量小。数据越小，代表液面越高，说明油井供液充足，油层能量较大。根据动液面，可计算泵的沉没度及油层压力，分析油井的供液能力，从而对生产参数进行调整和优化。图 5为不同产液量情况下，随着动液面的变化，流体(原油)到达井口时的温度变化规律。从图 5可以看出，动液面对于流体到达井口时的温度也非常敏感，随着动液面的增高(数据减小)，流体到达井口时的温度逐渐降低，特别是当动液面 < 500 m时，温度损失力度快速增大。这是因为，液体的热传导性远远大于气体，当动液面较高时，油套环空液面也较高，油套管的沉没度较大，导致流体散失的热量较多；当动液面较低时，油套环空液面也较低，油套管的沉没度较小，流体散失的热量较少。不过，也并非动液面越低越好，如果动液面过低，生产时容易引起油井供液不足，不能正常生产。因此，在油井生产过程中，初期产量较高时，可以保持较高的动液面；中后期产量较小时，可以保持较低的动液面，以维护油井的正常、长期生产。

图 5

Fig. 5

下载eps/tif图 图 5 流体到达井口时的温度随动液面变化曲线 Fig. 5 Relationship between wellhead temperature and fluid level

结合矿场数据对地层温度、液量、掺稀比及生产制度等在自流掺稀冷采过程中的敏感性进行研究，综合考虑地温、液量、掺稀比和生产制度等多种因素，形成了1套高凝油油藏地层掺稀冷采新技术方法(图 6)。利用与高凝油共生的稀油携带高凝油，进行自流掺稀，实现高凝油的有效开发。首先，对油藏相关基础数据进行整理，当油藏存在高凝油和常规油共生并且各油层均具有一定的生产能力时，便可以考虑自流掺稀冷采生产。其次，开展高凝油油层温度筛选，根据式(1)预测高凝油油层生产时温度与产液能力之间的变化关系，筛选出的高凝油油层温度应该超过原油凝固点(12.92 ℃)一定值。再次，开展掺稀层位与产量优选，落实掺稀油层的生产能力，保证掺稀之后的原油到达井口时的温度大于高凝油的凝固点。然后，根据式(5)优选掺稀比例，控制稀油与高凝油的质量百分比，以充分降低高凝油的凝固点。最后，在掺稀生产时，根据式(1)，优选工作制度，保证油井能够高产和长期稳产。

图 6

Fig. 6

下载eps/tif图 图 6 自流掺稀冷采开发流程 Fig. 6 Flow chart of mixing light oil by commingling

G油田整体为1个北西―南东向的地垒型断块构造，地处沙漠，地表情况复杂。油田主要含油层位是古近系Sokor统的E0及下伏E1油组，这2个油组均为中孔中渗储层，埋深为2 280~2 518 m，是正常温压系统油藏。上套E0油组的原油含蜡质量分数为50.88%，凝固点为62 ℃，黏度为13.5 mPa·s (75 ℃)，密度为0.813 3 g/cm³(75 ℃)，是典型的高凝油油藏。下套E1油组的原油含蜡质量分数为21.8%，凝固点为36 ℃，黏度为67 mPa·s，密度为0.845 1g/cm³，是常规油藏。E1油组为储量主体，并有较好的试油产量，作为主力产层先期已经投入了开发。E0油组的储量规模较小且为高凝油，考虑到油藏位置偏远，地表情况复杂，难以进行注水、热采等方式的地面建设，同时，由于大部分井都已投入开发，不适合重新完井更换隔热井筒等设备，因此，E0油组一直未能得到有效动用。

从温度来看，该区为正常温度系统。上套E0油组高凝油油层的埋深在2 280 m左右，试油时有一定的井底产量，但是无法求取井口产量。油藏温度约为105 ℃，超出E0油组高凝油凝固点(62 ℃)约为43 ℃，可考虑自流掺稀冷采开发。下套E1组常规油藏，埋深在2 450 m左右，地层温度约为111.2 ℃，正常生产时井口原油温度可保持在70 ℃左右。因此可以考虑利用E1油藏常规油对E0油藏高凝油进行掺稀生产。优选位于构造高部位且储层较为发育、物性较好的G-1井进行掺稀生产。该井E0油组为高凝油油藏，有效厚度为10.4 m，孔隙度为20.6%，平均渗透率为843.3 mD，其下共生的E1组常规油油藏的有效厚度为7.7 m，孔隙度为19.4%，平均渗透率为276.6 mD。通过计算，该区高凝油掺稀比小于30%时，能获得较好的掺稀效果，G-1井射开高凝油上部5 m便能满足掺稀比的要求，因此优选G-1井作为试验井。

G-1井于2015年7月补射开上套高凝油油层，射开有效厚度为5 m，与下套常规油油层进行合采。投产初期，产量保持在100 m³/d左右，不含水，井口原油温度保持在63 ℃左右。随着生产的进行，对油井进行了动态管理，当动液面较高时，增加电泵频率和产量；当动液面较低时，适当降低电泵频率和产量，将动液面基本控制在500 m左右。截至2017年8月，G-1井仍正常生产，产量在70 m³/d左右。

2016年3月对G-1井产出的原油进行了取样分析，化验结果显示，原油的凝固点为54 ℃，黏度为399.5 mPa·s，密度为0.837 7g/cm³，各项指标均处于常规油和高凝油这2种原油之间，表明高凝油油藏已经得到了较好的动用(表 1)。经测算，混合原油中高凝油的比例为35%，已采出高凝油3.16万m³，获得了较好的开发效果。G-1井的生产实践表明，针对常规油与高凝油共存油藏，采取自流掺稀冷采技术开发高凝油是可行的，是经济有效的。

表 1(Table 1)

表 1 G-1井地面原油性质对比 Table 1 Properties comparison of surface crude oil of well G-1 序号 类型 井段/m 层位 黏度/（mPa·s） 凝固点/℃ 密度/（g·cm-3） 1 高凝油 2 290.0~2 296.0 上套 13.5（75 ℃） 62 0.813 3（75 ℃） 2 常规油 2 384.0~2 409.0 下套 67.0 36 0.845 1 3 混合油 2 290.0~2 409.0 上/下套 412.4 56 0.837 7

下载CSV 表 1 G-1井地面原油性质对比 Table 1 Properties comparison of surface crude oil of well G-1

(1) 掺稀油可以有效降低混合原油的凝固点，但只有当低凝原油的掺入比例超过60%时，混合原油的凝固点才会大幅降低。

(2) 产液量大小及动液面高低均对原油到达井口的温度有较大影响。产液量越大，原油到达井口时的温度越高。动液面越高，原油到达井口时的温度越低。

(3) G-1井试验的成功，证明了高凝油与常规油共存的油藏可以采用自流掺稀冷采的方法进行开采。

(4) 借助于高凝油与其下伏地层的稀油油藏之间的混合液量及温度优化，实现了小规模的高凝油自流掺稀冷采，是经济有效的开发方法。该研究成果为工程成本较高的高凝油开采提供了一种新的思路。