龐 銘 陳華興 馮于恬 方 濤 趙順超 王宇飛 劉義剛 白健華

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津 300459)

在石油開發(fā)生產(chǎn)過程中，含水原油在地層孔喉的滲流和井筒舉升過程中會受到強烈的剪切作用，加之原油中的天然乳化劑如膠質(zhì)、瀝青質(zhì)、有機酸及開采過程中加入的表面活性劑和堿等化學藥劑的存在，油水兩相會形成具有一定穩(wěn)定性的乳狀液[1-2]。油水乳狀液隨著含水率的增大，其黏度會逐漸增大到最大值，該含水率即是W/O型乳狀液轉(zhuǎn)變?yōu)镺/W型乳狀液的反相點。由于反相點時的黏度遠高于純油的黏度，會引起較高的壓力損失，導(dǎo)致原油在地層滲流、油管舉升以及地面運輸上的困難。此外，乳化液滴還會堵塞儲層細小孔喉[3]，單個液滴的卡堵、多個液滴的橋堵以及細小液滴的滯留堵塞都會對原油滲流產(chǎn)生附加阻力，損害油井產(chǎn)能。

乳化傷害在稠油油田的開發(fā)中較為普遍[4-5]，渤海J油田的部分稠油井就出現(xiàn)過不同程度的乳化傷害。以J油田A36H井為例，在無水采油期生產(chǎn)穩(wěn)定，而隨著含水逐漸升高，其產(chǎn)液量和流壓均出現(xiàn)下降趨勢。隨后該井的電潛泵機組多次出現(xiàn)過載停泵現(xiàn)象，依靠環(huán)空滴加降黏劑才重新啟泵生產(chǎn)。而通過現(xiàn)場監(jiān)測的產(chǎn)出液黏度數(shù)據(jù)(表1)可以看出,A36H井產(chǎn)出原油在含水達到14%時已發(fā)生嚴重乳化，產(chǎn)出液黏度達到了脫水原油黏度3倍以上。因此，原油乳化是造成這一階段產(chǎn)能下降的主要原因。而隨著含水率進一步升高，逐漸由“油包水”乳化過渡到“水包油”，產(chǎn)出液黏度大幅降低，生產(chǎn)恢復(fù)平穩(wěn)。類似的情況在J油田其他多口油井中也發(fā)生過。但由于乳化傷害難以提前預(yù)測，往往對油田生產(chǎn)帶來嚴重影響。筆者嘗試通過測定原油乳化反相點，利用回歸分析得出原油乳化反相點與脫水原油黏度之間的函數(shù)關(guān)系式，進而建立原油乳化傷害含水率區(qū)間的預(yù)測方法，為現(xiàn)場預(yù)防原油乳化傷害提供指導(dǎo)，以期減少乳化給油田開發(fā)生產(chǎn)帶來的損失。

表1 渤海J油田A36H井產(chǎn)出液黏度

注：A36H井脫水原油黏度(50 ℃)為2 736.7 mPa·s。

1 原油乳化傷害含水率區(qū)間預(yù)測方法的建立

1.1 原油乳化反相點實驗測定

乳化反相點是研究原油乳化規(guī)律的重要參數(shù)，原油乳狀液在含水率達到反相點時其表觀黏度最大。多項研究表明，隨著含水率增大到反相點的過程中，原油乳狀液的平均液滴尺寸也逐漸增大[6-7]，導(dǎo)致儲層細小孔喉發(fā)生堵塞，因此原油乳化反相點可作為預(yù)測油井發(fā)生乳化傷害的依據(jù)之一。

原油乳化反相點一般是通過實驗測定不同含水率下乳狀液的黏度變化趨勢而獲得。原油乳狀液黏度受到多種因素影響，如連續(xù)相黏度、分散相黏度、分散相的粒徑分布、剪切速率、溫度、分散相的體積百分數(shù)等[8-10]。通過將渤海J油田典型稠油井的脫水原油和地層水按一定體積比例混合，在特定的剪切速率下充分攪拌，制得不同含水率下的原油乳狀液，并測定在50 ℃下不同含水率原油乳狀液的黏度(圖1)。由圖1可以看出，隨著含水率的增加，原油黏度先增加后降低，所選J油田稠油樣品均存在較為明顯的乳化反相點。分析認為，含水率逐漸增加到反相點的過程中，油相中的分散水滴不斷增加，油水相界面作用增強，加之兩相物性差異造成的相對滑動，使乳狀液的黏度逐漸增大；當含水率超過反相點后，分散的水滴相互合并開始形成O/W型乳狀液，水相逐漸形成外相，使乳狀液黏度降低[11-13]。

圖1 渤海J油田原油乳狀液黏度隨含水率變化情況

表2 渤海J油田各油井原油黏度及實驗得到的反相點

圖2 渤海J油田50 ℃時脫水原油黏度與乳化反相點的相關(guān)性

J油田典型稠油井脫水原油黏度和實驗所得反相點實驗結(jié)果見表2，可以看出50 ℃時脫水原油黏度越小，反相點越大。通過回歸分析，得到了反相點與50 ℃時脫水原油黏度的關(guān)系曲線(圖2)，考慮到此曲線是依據(jù)已有數(shù)據(jù)進行的擬合，當黏度值μo在150～1 700 mPa·s時預(yù)測結(jié)果較準確。而對于黏度值μo大于1 700 mPa·s和小于150 mPa·s的情況，利用圖2的回歸方程可計算得到相應(yīng)的反相點分布范圍。因此，J油田原油乳化反相點的預(yù)測模型可表示為

(1)

式(1)中：φIP為乳化反相點，%；μo為50 ℃時脫水原油黏度，mPa·s。

1.2 原油乳化傷害含水率區(qū)間研究

通過對J油田地面原油的乳化反相點進行實驗測定結(jié)果回歸分析,得到了乳化反相點的預(yù)測公式，但考慮實際生產(chǎn)過程中地層原油發(fā)生乳化時受外部影響因素更為復(fù)雜，如地層溫壓條件、溶解氣、生產(chǎn)壓差及儲層孔喉尺寸等因素都可能對原油乳化產(chǎn)生影響，尤其是溶解氣對原油黏度和油水乳化都會產(chǎn)生影響。但鑒于J油田稠油區(qū)塊的氣油比較低(30 m3/m3左右)，而且生產(chǎn)過程中未發(fā)生氣油比大幅波動現(xiàn)象，因此不會對油井產(chǎn)能產(chǎn)生明顯影響。通過對J油田發(fā)生原油乳化傷害的典型井生產(chǎn)動態(tài)特征規(guī)律進行分析，發(fā)現(xiàn)這類油井生產(chǎn)動態(tài)一般都表現(xiàn)出“三段式”的特點。以圖3所示的A26H井生產(chǎn)動態(tài)曲線為例進行分析。

圖3 渤海J油田A26H井生產(chǎn)動態(tài)曲線

第1階段：含水上升，產(chǎn)液下降區(qū)。在無水采油期或含水率較低的情況下，生產(chǎn)較為平穩(wěn)，而隨著含水率進一步增加，原油乳狀液黏度升高，乳化液滴逐漸在近井地帶形成堵塞，油井產(chǎn)液下降，產(chǎn)油下降。

第2階段：含水上升，產(chǎn)液最低區(qū)，即乳化嚴重區(qū)，將此階段定義為乳化反相區(qū)。在乳化反相區(qū)內(nèi)隨著含水率上升，原油乳狀液黏度達到最大，且隨著油井長期生產(chǎn)，乳化液滴在近井地帶的堵塞不斷積累，產(chǎn)液、產(chǎn)油曲線開始波動下降，逐漸達到最低值。

第3階段：含水上升，產(chǎn)液上升區(qū)。含水率大于反相區(qū)時，含水率上升，穩(wěn)定的“油包水”乳狀液結(jié)構(gòu)破壞，水相成為外相，乳狀液黏度大幅降低，近井地帶的乳化堵塞逐步解除，產(chǎn)液上升。

基于此，選擇J油田7口典型乳化傷害井，根據(jù)其50 ℃時脫水原油黏度，并根據(jù)式(1)進行原油反相點預(yù)測，進而根據(jù)7口典型油井的生產(chǎn)動態(tài)曲線特征確定原油的生產(chǎn)動態(tài)反相區(qū)。為了方便研究，定義反相區(qū)起點為嚴重的原油乳化傷害剛出現(xiàn)時的含水率，即生產(chǎn)動態(tài)曲線上“第2階段”的起點；相應(yīng)地，定義反相區(qū)終點為嚴重的原油乳化傷害剛結(jié)束時的含水率。J油田7口典型井的反相點預(yù)測值、實際反相區(qū)見表3。

根據(jù)表3，分別作出原油黏度值與生產(chǎn)動態(tài)反相區(qū)(實際區(qū)間)起點、終點的關(guān)系圖(圖4)，即可得出原油黏度值與生產(chǎn)動態(tài)反相區(qū)起點、終點關(guān)系式，即

(2)

式(2)中：φ1為實際反相區(qū)起點，%；φ2為實際反相區(qū)終點，%。

表3 渤海J油田乳化傷害典型井脫水原油黏度與實際反相區(qū)

圖4 渤海J油田原油黏度與實際的反相區(qū)起點和終點相關(guān)性

2 現(xiàn)場應(yīng)用

通過上述研究分別確定了原油乳化反相點和反相區(qū)間的預(yù)測模型，反相點能反映地面脫氣原油乳狀液黏度達到最大值時的含水率，而反相區(qū)間能反映油井實際生產(chǎn)過程中發(fā)生嚴重乳化傷害的含水率范圍，將兩者結(jié)合起來可以預(yù)測油井乳化傷害區(qū)間。

利用式(1)計算了渤海J油田A2H、A25H和A36H井的乳化反相點，再依據(jù)式(2)計算原油乳化反相區(qū)，結(jié)果見表4。通過A36H井實際生產(chǎn)動態(tài)資料和表1中的產(chǎn)出液黏度監(jiān)測數(shù)據(jù)，判斷其乳化傷害最嚴重的含水率區(qū)間在8%～20%，這一結(jié)果與表4中的預(yù)測結(jié)果吻合程度較高。但當時只對井筒內(nèi)采取了滴加降黏劑的措施，消除了乳化對井筒舉升的不利影響，而近井地帶的原油乳化傷害并未解除?，F(xiàn)場也未對該井的原油乳化傷害采取針對性的措施，此后A36H井含水率迅速升至60%以上，導(dǎo)致更多的殘余油未被采出。

表4 渤海J油田部分油井乳化反相區(qū)間計算結(jié)果

A2H和A25H井當前含水率則處于乳化反相區(qū)預(yù)測值之內(nèi)。如圖5所示，當A25H井含水率進入反相區(qū)之后，出現(xiàn)了產(chǎn)液量降低、產(chǎn)出液黏度上升的現(xiàn)象，因此采取了向井筒滴注降黏劑的措施，但效果并不理想，產(chǎn)油量仍然無法恢復(fù)。而在隨后進行的檢泵作業(yè)中，由于考慮到該井已經(jīng)發(fā)生的乳化傷害，針對性的選擇了含破乳劑的洗井助排液和無固相暫堵劑的修井液體系。檢泵作業(yè)后產(chǎn)液指數(shù)大幅增大，地層供液能力增強，產(chǎn)油量也有一定回升(表5)。同樣地，對于A2H井在含水率進入乳化反相區(qū)之后，其對應(yīng)的修井液體系也選擇了含破乳劑的洗井助排液和無固相暫堵劑組合，作業(yè)后產(chǎn)能也有一定的提升(表5)。

圖5 渤海J油田A25H井生產(chǎn)動態(tài)曲線

井號采液指數(shù)/(m3·d-1·MPa-1)產(chǎn)油量/(m3·d-1)修井前修井后修井前修井后A2H17.821.14651A25H6.7510.92943

從以上的研究結(jié)果來看，雖然本文建議的原油乳化傷害含水率區(qū)間預(yù)測方法僅建立了原油黏度單一因素與乳化反相點和反相區(qū)間的函數(shù)關(guān)系，但由于該方法將實驗規(guī)律與實際生產(chǎn)動態(tài)規(guī)律相結(jié)合，能夠較為準確地預(yù)測稠油乳化傷害的含水率區(qū)間，為現(xiàn)場采取相關(guān)的預(yù)防措施提供參考。需要注意的是，預(yù)測模型中的具體參數(shù)涉及原油性質(zhì)、油井實際工況等因素，因此其他稠油油田的乳化傷害預(yù)測還需要根據(jù)實際情況調(diào)整參數(shù)。

3 結(jié)論

1) 渤海J油田的原油乳化反相點與50 ℃時脫水原油的黏度值呈對數(shù)型負相關(guān)性，據(jù)此建立了考慮黏度單因素的原油乳化反相點計算模型。

2) 從J油田實際生產(chǎn)動態(tài)可以得出，發(fā)生原油乳化傷害的油井一般呈現(xiàn)“三段式”特征，將其中的第2階段即原油乳化傷害相對最為嚴重的區(qū)間定義為乳化反相區(qū)，并將典型井的乳化反相區(qū)開始和結(jié)束時的含水率分別定義為反相區(qū)起點和終點。將典型井原油黏度與乳化反相區(qū)的起點和終點作回歸分析，建立了油井原油乳化傷害含水率區(qū)間的預(yù)測方法。

3) 利用本文建立的預(yù)測方法對J油田A2、A25H和A36H井的乳化傷害含水率區(qū)間進行了計算預(yù)測，計算結(jié)果與實際生產(chǎn)動態(tài)符合?；谟嬎憬Y(jié)果對A2H、A25H井含水率進入乳化傷害區(qū)間后采用了具有破乳效果的修井液體系進行修井作業(yè)，產(chǎn)能恢復(fù)較好，因此本文建立的稠油原油乳化傷害含水率區(qū)間預(yù)測方法具有較好的推廣應(yīng)用價值。