低溫高含蠟油藏?zé)岵勺⒉蓞?shù)室內(nèi)試驗(yàn)研究

彭旭　(中石油遼河油田公司勘探開發(fā)研究院，遼寧 盤錦 124010)

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低溫高含蠟油藏?zé)岵勺⒉蓞?shù)室內(nèi)試驗(yàn)研究

彭旭(中石油遼河油田公司勘探開發(fā)研究院，遼寧 盤錦 124010)

[摘要]Q區(qū)塊屬于低溫高含蠟油藏，地層溫度下原油黏度650mPa·s。針對Q區(qū)塊油藏特點(diǎn)，開展了不同參數(shù)下的熱水驅(qū)、蒸汽驅(qū)一維物模試驗(yàn)。通過對比分析不同參數(shù)下的驅(qū)油效率變化規(guī)律，優(yōu)化出最佳注采參數(shù)。試驗(yàn)結(jié)果表明：Q區(qū)塊原油對溫度敏感性強(qiáng)，適合熱采開發(fā)，熱水驅(qū)的最佳注水溫度為60℃，注水速度為40m3/d，在該條件下，最終驅(qū)油效率可達(dá)60.9%；蒸汽驅(qū)的最佳溫度為200℃，注汽速度為70m3/d，蒸汽干度大于0.4，驅(qū)油效率可達(dá)70%?？紤]到技術(shù)經(jīng)濟(jì)性，Q區(qū)塊開展60℃熱水驅(qū)。

[關(guān)鍵詞]低溫油藏；高含蠟油藏；熱水驅(qū)；蒸汽驅(qū)；驅(qū)油效率；注采參數(shù)

Q區(qū)塊油藏埋深210～350m，地層溫度17.8℃，原始地層壓力1.95MPa。區(qū)塊儲層物性較好，平均孔隙度27.8%，平均滲透率398.2mD。地層溫度下原油黏度650mPa·s，密度0.8518g/cm3。根據(jù)分類標(biāo)準(zhǔn)，為普通稠油油藏[1]，油品性質(zhì)具有瀝青質(zhì)、含硫量較小，密度低，膠質(zhì)含量和含蠟量較高的特點(diǎn)。

為了確定油井生產(chǎn)能力，尋找適合的開采方式，在該區(qū)選定了多口井進(jìn)行試采。其中，常規(guī)試采井試采期無產(chǎn)量；而通過熱采有生產(chǎn)能力的井，在蒸汽吞吐開發(fā)中取得了較好的效果。儲層埋藏較淺，原油黏度大，原始地層溫度低，并且與原油析蠟溫度較為接近，部分井區(qū)的原油在地層條件下就有可能析蠟，大大增加了儲層流體滲流阻力，所以不能采用冷采方式。為了進(jìn)一步提高儲量的動用程度，室內(nèi)開展了不同參數(shù)下的一維驅(qū)油效率試驗(yàn)，對比驅(qū)油效果，獲得最佳的注入?yún)?shù)，為區(qū)塊整體熱采方案編制提供試驗(yàn)依據(jù)。

1試驗(yàn)部分

1.1原料與設(shè)備

試驗(yàn)用油為Q區(qū)塊現(xiàn)場生產(chǎn)稠油，經(jīng)過脫水處理，含水率小于0.5%，其原油密度(20℃)0.8518g/cm3，原油黏度(50℃)36.3mPa·s，蠟質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)為17%，膠質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)為25.7%，瀝青質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.7%，凝固點(diǎn)15.8℃，析蠟溫度17.1℃。試驗(yàn)用巖心為區(qū)塊天然巖心，經(jīng)室內(nèi)洗油烘干處理的松散巖心。試驗(yàn)用水為水源井井水。

試驗(yàn)儀器主要有高壓精密計(jì)量泵、高溫恒溫箱、蒸汽發(fā)生器、巖心夾持器、分光光度計(jì)、回壓控制器、溫度壓力控制單元等。

1.2試驗(yàn)方法

將洗油后巖心裝填進(jìn)一維模型，測定其空氣滲透率，抽真空飽和地層水測定孔隙體積。地層溫度下飽和原油建立束縛水，模擬原始油藏條件；然后按照模擬條件要求，以非穩(wěn)態(tài)恒速法進(jìn)行不同溫度、不同注入介質(zhì)的驅(qū)替試驗(yàn)；最后記錄模型出口端產(chǎn)水量、產(chǎn)油量，繪制驅(qū)油效率曲線。

2試驗(yàn)結(jié)果與討論

2.1不同溫度水驅(qū)

熱水驅(qū)與常規(guī)注水相比，除了增加地層能量以外，主要是通過加熱油層來降低原油黏度。油水黏度比又直接影響水驅(qū)驅(qū)油效率，油水黏度比大，容易形成水的突進(jìn)，水驅(qū)前緣后方有較多的剩余油；油水黏度比小，容易形成較為均勻的推進(jìn)前緣，驅(qū)替效率提高[2]。

模擬巖心孔隙度27.3%～29%，滲透率530～568mD，原始含油飽和度68.9%～71.8%。研究注水溫度為18、30、60、70、90、100℃的水驅(qū)驅(qū)油效率。試驗(yàn)結(jié)果如表1所示，水驅(qū)效率受溫度的影響明顯，其無水驅(qū)油效率和最終驅(qū)油效率都隨著溫度的升高而升高。18℃水驅(qū)的最終驅(qū)油效率只有40.0%，100℃水驅(qū)的最終驅(qū)油效率為65.8%，二者相差25.8%。當(dāng)溫度由60℃升高至100℃時(shí)，驅(qū)油效率由60.9%增加到65.8%，僅提高了4.9%。

圖1是原油黏溫曲線，從曲線可以看出20～60℃時(shí)，原油對溫度的敏感性強(qiáng)，隨著溫度的升高，原油黏度迅速下降；當(dāng)溫度超過60℃后，溫度對原油黏度的影響程度逐漸變小。因此60℃是該地區(qū)油藏注水開發(fā)的敏感溫度。

圖1　原油黏溫曲線

2.2不同注水速度水驅(qū)

研究在60℃時(shí)20、30、40、60、80m3/d注水速度下的驅(qū)油效率，實(shí)際注水速度折算到單管模型上，分別為13、19、26、38、57mL/h。模擬巖心孔隙度28.4%～29.7%，滲透率559～581mD，原始含油飽和度69.7%～73.1%，試驗(yàn)結(jié)果如表2所示。隨著注水速度的增加，生產(chǎn)壓差加大，導(dǎo)致模型出口端見水早，使無水采收率和最終

驅(qū)油效率均降低。因此優(yōu)選區(qū)塊最佳注水速度為40m3/d。

表2　不同注水速度水驅(qū)驅(qū)油效率表

圖2　不同溫度蒸汽驅(qū)驅(qū)油效率與注入孔隙體積倍數(shù)關(guān)系曲線

圖3 不同注汽速度蒸汽驅(qū)驅(qū)油效率與注入孔隙體積倍數(shù)關(guān)系曲線

圖4　不同蒸汽干度蒸汽驅(qū)驅(qū)油效率與注入孔隙體積倍數(shù)關(guān)系曲線

2.3不同溫度蒸汽驅(qū)

蒸汽驅(qū)是把高溫蒸汽作為載熱流體和驅(qū)動介質(zhì)，從注汽井注入到油層，在油層內(nèi)通過熱量交換，改變原油的流態(tài)，提高原油的流動能力，從而提高生產(chǎn)井產(chǎn)能的連續(xù)過程。在蒸汽驅(qū)過程中，從注汽井到生產(chǎn)井間將形成幾個(gè)溫度不同的區(qū)帶：蒸汽帶、冷凝熱水帶、熱油帶、原始油帶[3]。

蒸汽驅(qū)的機(jī)理主要是高溫降黏、蒸汽蒸餾、加熱膨脹、溶解氣驅(qū)、混相及乳化驅(qū)油。這些機(jī)理在油層的各個(gè)區(qū)帶中的作用是不同的，主要取決于原油和儲層性質(zhì)。室內(nèi)模擬注入200、220、240℃過熱蒸汽，研究不同溫度蒸汽驅(qū)對驅(qū)油效率的影響。模擬巖心孔隙度28.5%～29.4%，滲透率547～563mD，原始含油飽和度69.9%～71.6%。

試驗(yàn)結(jié)果如圖2所示，200、220、240℃注汽溫度下巖心最終驅(qū)油效率分別為70.5%、72.2%、74.5%。隨著注入蒸汽溫度的升高，最終驅(qū)油效率也隨之增大，但增加幅度較小?？紤]到經(jīng)濟(jì)性，若采用蒸汽驅(qū)開發(fā)，優(yōu)選溫度為200℃。

2.4不同注汽速度蒸汽驅(qū)

注汽溫度為200℃，研究注汽速度為50、70、90、120m3/d時(shí)的驅(qū)油效率。模擬巖心孔隙度28.1%～28.8%，滲透率569～589mD，含油飽和度70.4%～72.1%，試驗(yàn)結(jié)果如圖3所示。注汽速度為50、70、90、120m3/d時(shí)的驅(qū)油效率分別為71.3%、68.4%、65.2%、62.7%。隨著注汽速度增加，驅(qū)油效率降低。注汽速度過快，容易造成汽竄，汽竄后，導(dǎo)致含水率快速升高，最終驅(qū)油效率降低。考慮經(jīng)濟(jì)性，區(qū)塊注汽速度優(yōu)選70m3/d。

2.5不同蒸汽干度蒸汽驅(qū)

蒸汽干度是指注入蒸汽中汽相質(zhì)量占濕蒸汽質(zhì)量的比例。在注汽溫度200℃，注汽速度為30mL/h的條件下，分別研究蒸汽干度為0.4、0.5、0.6、0.7時(shí)驅(qū)油效率。模擬巖心孔隙度27.6%～28.9%，滲透率539～559mD，含油飽和度69.3%～71.8%，試驗(yàn)結(jié)果如圖4所示。從4個(gè)蒸汽干度方案的驅(qū)油效率曲線可以看出，當(dāng)注入蒸汽溫度為200℃時(shí)，蒸汽干度對驅(qū)油效率影響不大，最終驅(qū)油效率在70%左右。

模擬試驗(yàn)結(jié)果表明，熱水驅(qū)、蒸汽驅(qū)都能明顯提高油藏的驅(qū)油效率，但是蒸汽驅(qū)的驅(qū)油效率相對于熱水驅(qū)而言提高幅度不大，其原因是高含蠟原油的流動性對溫度變化敏感。當(dāng)油層溫度低于溶蠟溫度時(shí)，隨著溫度降低，蠟晶體析出，原油流動能力迅速減弱；而當(dāng)油層溫度高于溶蠟溫度時(shí)，隨著溫度繼續(xù)升高，原油的黏度下降幅度變化不大。因此在熱采條件下，考慮到60℃熱水驅(qū)和200℃蒸汽驅(qū)的成本費(fèi)用，建議該區(qū)塊采用熱水驅(qū)的開發(fā)方式。

3結(jié)論

1)熱水驅(qū)物理模擬結(jié)果表明，優(yōu)化注入水溫度60℃，注水速度40m3/d，在該條件下最終驅(qū)油效率可達(dá)60.9%。

2)蒸汽驅(qū)物理模擬結(jié)果表明，隨著注汽溫度、干度的增加，最終驅(qū)油效率增加。當(dāng)溫度高于200℃，蒸汽干度大于0.4時(shí)，繼續(xù)提高蒸汽溫度和干度，驅(qū)油效率增加幅度不大。隨著注汽速度提高，蒸汽過早汽竄導(dǎo)致驅(qū)油效率降低，區(qū)塊注汽速度優(yōu)選70m3/d。

3)200℃蒸汽驅(qū)驅(qū)油效率可達(dá)70.5%，僅比60℃熱水驅(qū)驅(qū)油效率提高10.4%，考慮到經(jīng)濟(jì)性，建議Q區(qū)塊油藏開展60℃熱水驅(qū)試驗(yàn)。

[參考文獻(xiàn)]

[1]劉文章.稠油注蒸汽熱采工程[M].北京：石油工業(yè)出版社，1997.

[2]張方禮，張吉昌，許寧，等.高凝油油藏地質(zhì)與開發(fā)[M].北京：石油工業(yè)出版社，2007.

[3]張方禮，劉其成，劉寶良，等.稠油開發(fā)實(shí)驗(yàn)技術(shù)與應(yīng)用[M].北京：石油工業(yè)出版社，2007.

[編輯]帥群

[文獻(xiàn)標(biāo)志碼]A

[文章編號]1673-1409(2016)5-0071-04

[中圖分類號]TE341

[作者簡介]彭旭(1980-)，男，工程師，現(xiàn)從事稠油熱采物理模擬實(shí)驗(yàn)及提高采收率方面的研究，46338350@qq.com。

[基金項(xiàng)目]國家科技重大專項(xiàng)(2011ZX05053)。

[收稿日期]2015-12-10

[引著格式]彭旭.低溫高含蠟油藏?zé)岵勺⒉蓞?shù)室內(nèi)試驗(yàn)研究[J].長江大學(xué)學(xué)報(bào)(自科版), 2016,13(5):71～74.