海上某稠油油田热采井注汽温度对储层保护的影响

罗　刚，舒福昌，刘书杰，谢仁军，周慧源，任坤峰

(1.荆州市汉科新技术研究所，湖北 荆州 434000；2.中海油研究总院，北京 100027)

稠油因沥青胶质含量高而黏度大、流动困难,开采难度很大。热采注汽技术作为稠油开发的主要手段已广泛应用于国内外稠油油藏的开发[1]。在稠油热采注汽过程中，通常是将高温蒸汽注入稠油油藏，使稠油降黏、蒸馏和热解，改善油气相对渗透率，实现对稠油的高效开采，注汽温度越高，开采效果越好；但注入油藏的高温高压的热水或蒸汽会与储层岩石发生强烈的水岩反应，造成岩石及粘土矿物的溶解伤害储层，同时高温蒸汽的冷凝液会与地层水发生一定的水液反应伤害储层[2-3]。所以，在稠油热采注汽过程中，为不伤害储层且达到高效开采，必须根据储层的实际情况确定合适的注汽温度。

作者在此针对海上某稠油油田储层具体特征，研究了适合该油田热采的注汽温度。

1　实验

1.1　材料、试剂与仪器

海上稠油油田天然岩心。

煤油；铬黑T指示剂；EDTA标准溶液。

蒸汽发生器；抗高温岩心夹持器；微孔薄膜过滤仪；SZD-1型散射光台式浑浊计，上海自来水公司。

1.2　方法

1.2.1不同温度对储层渗透率的损害研究

1)将天然岩心整形，测量其长度和直径；

2)将整形后的岩心进行充分洗油；

3)在30 ℃下用煤油正向测定岩心的渗透率(即岩心污染前的渗透率)，利用达西公式计算渗透率K0[4]；

(1)

式中：μ为煤油粘度，mPa·s；L为岩心长度，cm；Q为煤油流量，mL·s-1；ΔP为岩心两端的压差，MPa；A为岩心横截面积，cm2。

4)在不同温度下以1 mL·min-1和0.5 mL·min-1的蒸汽流量将岩心反向污染6 h，冷却至室温；

5)在30 ℃下用煤油正向测定岩心的渗透率(即岩心污染后的渗透率)，利用达西公式计算渗透率Kd；

6)按式(2)计算岩心渗透率损害率，损害率越高，表明伤害越严重。

(2)

1.2.2产出液的悬浮物含量测定

1)将微孔薄膜过滤仪的滤膜放入蒸馏水中浸泡30 min，并用蒸馏水洗3～4次；

2)取出滤膜放在105 ℃烘箱中烘干至恒质量，记为m0(mg)；

3)将滤膜用蒸馏水湿润后装到微孔滤器上；

4)取0.5 L不同温度蒸汽通过岩心的产出液装入微孔薄膜过滤仪中；

5)用氮气加压，使薄膜过滤仪内压力保持在0.1～0.15 MPa，打开阀门过滤水样；

6)过滤完后用镊子从滤器中取出滤膜并在105 ℃烘干至恒质量，记为m1(mg)；

7)按式(3)计算产出液的悬浮物含量(c，mg·L-1)：

(3)

式中：0.5为取样量，L。

1.2.3产出液与油田地层水的配伍性研究

2)将模拟油田地层水用2#砂芯漏斗过滤，待用；

3)将不同温度蒸汽通过岩心的产出液和模拟油田地层水按一定体积比混合于具塞玻璃量筒中；

4)将混合液于80 ℃恒温水浴锅中加热30 min，观察是否有沉淀生成，并测定其浊度。

2　结果与讨论

2.1　不同温度对储层渗透率损害率的影响

不同流量下，不同温度对储层渗透率损害率的影响见图1。

图1　不同流量下，不同温度对储层渗透率损害率的影响

由图1可看出：在不同流量的蒸汽对岩心进行驱替过程中，渗透率均有不同程度的损害；随着温度的升高，储层渗透率损害率逐渐上升；当温度低于270 ℃时，损害率升幅缓慢；当温度高于270 ℃时，损害率升幅较大。因此，稠油油田的注汽温度不宜超过270 ℃。

2.2　不同温度对产出液的悬浮物含量的影响

产出液的悬浮物含量反映了热采注汽过程中的出砂情况，据此可评价注汽温度对储层保护的影响。不同流量下，不同温度对产出液的悬浮物含量的影响见图2。

由图2可看出：在相同流量下，随着温度的升高悬浮物含量逐渐增加；当温度低于270 ℃时，悬浮物含量增幅缓慢，当温度高于270 ℃时，悬浮物含量迅速增加；在相同温度下，流量越大，悬浮物含量越大。说明在热采注汽过程中，温度越高，注气量越大，出砂较多，不利于储层保护。因此，稠油油田的注汽温度不宜超过270 ℃。

图2　不同流量下，不同温度对产出液悬浮物含量的影响

2.3　不同温度对产出液与油田地层水配伍性的影响

产出液与地层水的配伍性主要从浊度和结垢量两个方面来研究。

2.3.1浊度

浊度是指水中悬浮物(如泥土、砂粒、微细的有机物和无机物、浮游生物、微生物和胶体物质等)对光线的阻碍程度。浊度越高，对储层的伤害越大。

不同温度下，产出液与油田地层水以不同比例混合时的浊度见表1。

表1　不同温度下，产出液与油田地层水以不同比例混合时的浊度/NTU

由表1可以看出：相同比例下，温度越高，浊度越大，且当温度高于270 ℃时，浊度明显增大。说明随着温度的升高产出液与油田地层水混合液中悬浮物含量相对较高，不利于储层保护。因此，稠油油田的注汽温度不宜超过270 ℃。

2.3.2结垢量

在油田的开采过程中，如果入井流体与地层流体不配伍，可能会形成无机垢损害储层。室内研究评价了不同温度产出液与油田地层水按1∶1混合后的结垢量，结果见图3。

图3　不同温度产出液与油田地层水混合后的结垢量

由图3可看出，产出液的温度越高，结垢量越多，当300 ℃的产出液与油田地层水按1∶1混合后，结垢量超过100 mg·L-1，对储层造成严重的堵塞损害。因此，稠油油田的注汽温度不宜过高。

综合上述研究结果，认为，该海上稠油油田在热采注汽过程中，注汽温度不宜超过270 ℃。

3　结论

从储层渗透率损害率、产出液的悬浮物含量、产出液与油田地层水的配伍性等方面综合研究了注汽温度对海上某稠油油田热采井储层保护的影响。结果表明：温度越高，储层渗透率损害率越高、悬浮物含量越大、配伍性越差。为达到储层保护、高效开采的目的，该海上稠油油田在热采注汽过程中，注汽温度不宜超过270 ℃。

参考文献：

[1]王大为,周耐强,牟凯.稠油热采技术现状及发展趋势[J].西部探矿工程,2008,20(12):129-131.

[2]王红涛，刘大锰，崔连训，等.稠油热采储层伤害及物性变化特征研究[J].钻采工艺，2009,32(1):55-57.

[3]郭平.稠油热采过程中的水-岩反应实验研究[J].石油勘探与开发，2007，34(2)：222-225.

[4]向兴金，董星量，岳江河.完井液手册[M].北京:石油工业出版社，2002：9-10.