低温高含蜡油藏热采注采参数室内试验研究

彭旭　(中石油辽河油田公司勘探开发研究院，辽宁 盘锦 124010)



低温高含蜡油藏热采注采参数室内试验研究

彭旭(中石油辽河油田公司勘探开发研究院，辽宁 盘锦 124010)

[摘要]Q区块属于低温高含蜡油藏，地层温度下原油黏度650mPa·s。针对Q区块油藏特点，开展了不同参数下的热水驱、蒸汽驱一维物模试验。通过对比分析不同参数下的驱油效率变化规律，优化出最佳注采参数。试验结果表明：Q区块原油对温度敏感性强，适合热采开发，热水驱的最佳注水温度为60℃，注水速度为40m3/d，在该条件下，最终驱油效率可达60.9%；蒸汽驱的最佳温度为200℃，注汽速度为70m3/d，蒸汽干度大于0.4，驱油效率可达70%。考虑到技术经济性，Q区块开展60℃热水驱。

[关键词]低温油藏；高含蜡油藏；热水驱；蒸汽驱；驱油效率；注采参数

Q区块油藏埋深210～350m，地层温度17.8℃，原始地层压力1.95MPa。区块储层物性较好，平均孔隙度27.8%，平均渗透率398.2mD。地层温度下原油黏度650mPa·s，密度0.8518g/cm3。根据分类标准，为普通稠油油藏[1]，油品性质具有沥青质、含硫量较小，密度低，胶质含量和含蜡量较高的特点。

为了确定油井生产能力，寻找适合的开采方式，在该区选定了多口井进行试采。其中，常规试采井试采期无产量；而通过热采有生产能力的井，在蒸汽吞吐开发中取得了较好的效果。储层埋藏较浅，原油黏度大，原始地层温度低，并且与原油析蜡温度较为接近，部分井区的原油在地层条件下就有可能析蜡，大大增加了储层流体渗流阻力，所以不能采用冷采方式。为了进一步提高储量的动用程度，室内开展了不同参数下的一维驱油效率试验，对比驱油效果，获得最佳的注入参数，为区块整体热采方案编制提供试验依据。

1试验部分

1.1原料与设备

试验用油为Q区块现场生产稠油，经过脱水处理，含水率小于0.5%，其原油密度(20℃)0.8518g/cm3，原油黏度(50℃)36.3mPa·s，蜡质质量分数为17%，胶质质量分数为25.7%，沥青质质量分数为0.7%，凝固点15.8℃，析蜡温度17.1℃。试验用岩心为区块天然岩心，经室内洗油烘干处理的松散岩心。试验用水为水源井井水。

试验仪器主要有高压精密计量泵、高温恒温箱、蒸汽发生器、岩心夹持器、分光光度计、回压控制器、温度压力控制单元等。

1.2试验方法

将洗油后岩心装填进一维模型，测定其空气渗透率，抽真空饱和地层水测定孔隙体积。地层温度下饱和原油建立束缚水，模拟原始油藏条件；然后按照模拟条件要求，以非稳态恒速法进行不同温度、不同注入介质的驱替试验；最后记录模型出口端产水量、产油量，绘制驱油效率曲线。

2试验结果与讨论

2.1不同温度水驱

热水驱与常规注水相比，除了增加地层能量以外，主要是通过加热油层来降低原油黏度。油水黏度比又直接影响水驱驱油效率，油水黏度比大，容易形成水的突进，水驱前缘后方有较多的剩余油；油水黏度比小，容易形成较为均匀的推进前缘，驱替效率提高[2]。

模拟岩心孔隙度27.3%～29%，渗透率530～568mD，原始含油饱和度68.9%～71.8%。研究注水温度为18、30、60、70、90、100℃的水驱驱油效率。试验结果如表1所示，水驱效率受温度的影响明显，其无水驱油效率和最终驱油效率都随着温度的升高而升高。18℃水驱的最终驱油效率只有40.0%，100℃水驱的最终驱油效率为65.8%，二者相差25.8%。当温度由60℃升高至100℃时，驱油效率由60.9%增加到65.8%，仅提高了4.9%。

图1是原油黏温曲线，从曲线可以看出20～60℃时，原油对温度的敏感性强，随着温度的升高，原油黏度迅速下降；当温度超过60℃后，温度对原油黏度的影响程度逐渐变小。因此60℃是该地区油藏注水开发的敏感温度。

图1　原油黏温曲线

2.2不同注水速度水驱

研究在60℃时20、30、40、60、80m3/d注水速度下的驱油效率，实际注水速度折算到单管模型上，分别为13、19、26、38、57mL/h。模拟岩心孔隙度28.4%～29.7%，渗透率559～581mD，原始含油饱和度69.7%～73.1%，试验结果如表2所示。随着注水速度的增加，生产压差加大，导致模型出口端见水早，使无水采收率和最终

驱油效率均降低。因此优选区块最佳注水速度为40m3/d。

表2　不同注水速度水驱驱油效率表

图2　不同温度蒸汽驱驱油效率与注入孔隙体积倍数关系曲线

图3 不同注汽速度蒸汽驱驱油效率与注入孔隙体积倍数关系曲线

图4　不同蒸汽干度蒸汽驱驱油效率与注入孔隙体积倍数关系曲线

2.3不同温度蒸汽驱

蒸汽驱是把高温蒸汽作为载热流体和驱动介质，从注汽井注入到油层，在油层内通过热量交换，改变原油的流态，提高原油的流动能力，从而提高生产井产能的连续过程。在蒸汽驱过程中，从注汽井到生产井间将形成几个温度不同的区带：蒸汽带、冷凝热水带、热油带、原始油带[3]。

蒸汽驱的机理主要是高温降黏、蒸汽蒸馏、加热膨胀、溶解气驱、混相及乳化驱油。这些机理在油层的各个区带中的作用是不同的，主要取决于原油和储层性质。室内模拟注入200、220、240℃过热蒸汽，研究不同温度蒸汽驱对驱油效率的影响。模拟岩心孔隙度28.5%～29.4%，渗透率547～563mD，原始含油饱和度69.9%～71.6%。

试验结果如图2所示，200、220、240℃注汽温度下岩心最终驱油效率分别为70.5%、72.2%、74.5%。随着注入蒸汽温度的升高，最终驱油效率也随之增大，但增加幅度较小。考虑到经济性，若采用蒸汽驱开发，优选温度为200℃。

2.4不同注汽速度蒸汽驱

注汽温度为200℃，研究注汽速度为50、70、90、120m3/d时的驱油效率。模拟岩心孔隙度28.1%～28.8%，渗透率569～589mD，含油饱和度70.4%～72.1%，试验结果如图3所示。注汽速度为50、70、90、120m3/d时的驱油效率分别为71.3%、68.4%、65.2%、62.7%。随着注汽速度增加，驱油效率降低。注汽速度过快，容易造成汽窜，汽窜后，导致含水率快速升高，最终驱油效率降低。考虑经济性，区块注汽速度优选70m3/d。

2.5不同蒸汽干度蒸汽驱

蒸汽干度是指注入蒸汽中汽相质量占湿蒸汽质量的比例。在注汽温度200℃，注汽速度为30mL/h的条件下，分别研究蒸汽干度为0.4、0.5、0.6、0.7时驱油效率。模拟岩心孔隙度27.6%～28.9%，渗透率539～559mD，含油饱和度69.3%～71.8%，试验结果如图4所示。从4个蒸汽干度方案的驱油效率曲线可以看出，当注入蒸汽温度为200℃时，蒸汽干度对驱油效率影响不大，最终驱油效率在70%左右。

模拟试验结果表明，热水驱、蒸汽驱都能明显提高油藏的驱油效率，但是蒸汽驱的驱油效率相对于热水驱而言提高幅度不大，其原因是高含蜡原油的流动性对温度变化敏感。当油层温度低于溶蜡温度时，随着温度降低，蜡晶体析出，原油流动能力迅速减弱；而当油层温度高于溶蜡温度时，随着温度继续升高，原油的黏度下降幅度变化不大。因此在热采条件下，考虑到60℃热水驱和200℃蒸汽驱的成本费用，建议该区块采用热水驱的开发方式。

3结论

1)热水驱物理模拟结果表明，优化注入水温度60℃，注水速度40m3/d，在该条件下最终驱油效率可达60.9%。

2)蒸汽驱物理模拟结果表明，随着注汽温度、干度的增加，最终驱油效率增加。当温度高于200℃，蒸汽干度大于0.4时，继续提高蒸汽温度和干度，驱油效率增加幅度不大。随着注汽速度提高，蒸汽过早汽窜导致驱油效率降低，区块注汽速度优选70m3/d。

3)200℃蒸汽驱驱油效率可达70.5%，仅比60℃热水驱驱油效率提高10.4%，考虑到经济性，建议Q区块油藏开展60℃热水驱试验。

[参考文献]

[1]刘文章.稠油注蒸汽热采工程[M].北京：石油工业出版社，1997.

[2]张方礼，张吉昌，许宁，等.高凝油油藏地质与开发[M].北京：石油工业出版社，2007.

[3]张方礼，刘其成，刘宝良，等.稠油开发实验技术与应用[M].北京：石油工业出版社，2007.

[编辑]帅群

[文献标志码]A

[文章编号]1673-1409(2016)5-0071-04

[中图分类号]TE341

[作者简介]彭旭(1980-)，男，工程师，现从事稠油热采物理模拟实验及提高采收率方面的研究，46338350@qq.com。

[基金项目]国家科技重大专项(2011ZX05053)。

[收稿日期]2015-12-10

[引著格式]彭旭.低温高含蜡油藏热采注采参数室内试验研究[J].长江大学学报(自科版), 2016,13(5):71～74.