喻鵬，馬騰，周煒，唐仲華

（1.中國地質(zhì)大學(xué)環(huán)境學(xué)院，武漢430074；2.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京100083）

遼河油田靜觀2塊高凝油油藏注水溫度優(yōu)選

喻鵬1，馬騰1，周煒2，唐仲華1

（1.中國地質(zhì)大學(xué)環(huán)境學(xué)院，武漢430074；2.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京100083）

遼河油田靜觀2塊高凝油油藏注冷水開發(fā)效果差，，對水驅(qū)油效果進行了實驗，對儲集層冷傷害進行了研究運用熱力學(xué)方法，通過求解注水井地層帶數(shù)值模型，確定最佳注水溫度，對油藏冷、熱水驅(qū)替效果進行對比，同時預(yù)測井間溫度場分布。研究結(jié)果表明，溫度是高凝油油藏開發(fā)過程中極為敏感的一個參數(shù)。當(dāng)油藏溫度低于析蠟溫度時，原油析出蠟晶，堵塞地層孔道，對儲集層造成不同程度的冷傷害，同時原油流變性發(fā)生改變，滲流阻力變大，驅(qū)油效率降低；熱水驅(qū)替能有效改善高凝油油藏開發(fā)效果，增加原油流度，提高采收率。但注水溫度并非越高越好，在考慮驅(qū)油效率的同時還應(yīng)兼顧開發(fā)成本的限制，最終確定靜觀2塊高凝油油藏最佳注水溫度為80℃.

遼河油田；靜觀2塊；高凝油油藏；溫度場；冷傷害；析蠟溫度；熱水驅(qū)替；數(shù)值模擬

高凝油油質(zhì)輕，一般采用注水方式開采。冷水驅(qū)替時，當(dāng)溫度低于高凝油析蠟溫度時，原油析出蠟晶，堵塞地層孔道，甚至在井筒內(nèi)沉積，增大滲流阻力，導(dǎo)致開采效果變差，開發(fā)成本變高[1-2]。目前，國內(nèi)外學(xué)者針對高凝油這一獨特性質(zhì)，開展了一系列包括熱水驅(qū)、熱流體驅(qū)、蒸汽驅(qū)以及蒸汽吞吐等方式的熱采實驗研究及礦場實踐，并取得一定成效[3-6]。遼河油田靜觀2塊高凝油油藏一直沿用冷水驅(qū)替技術(shù)，開發(fā)效果差，因此尋求適合的熱采方案成為必然。本文基于傳熱學(xué)及滲流理論，建立了適合目的油藏注水井地層帶溫度場數(shù)值模型，計算井筒內(nèi)外的溫度分布；通過熱采數(shù)模技術(shù)研究不同注水溫度下油藏開發(fā)指標(biāo)的變化，進而結(jié)合剩余油分布對二者配伍關(guān)系進行分析，以期改善靜觀2塊高凝油油藏的開發(fā)效果。

1　地質(zhì)概況

靜觀2塊位于遼河盆地大民屯凹陷東北靜安堡構(gòu)造帶中段（圖1），為一北高南低，長2.8 km，寬0.8 km，閉合面積約2.2 km2的背斜斷裂構(gòu)造。含油層系主要為漸新統(tǒng)沙河街組，自下而上由沙四段、沙三段和沙一段組成（缺失沙二段）。沙三段為主要開發(fā)目的層，厚度大、分布廣，由湖相-扇三角洲沉積組成，由下至上可細劃分為等4個沉積旋回。

圖1　遼河油田靜觀2塊構(gòu)造位置（a）及研究區(qū)構(gòu)造帶特征（b）

2　原油特性分析

靜觀2塊油藏主要原油為高凝油，其地面性質(zhì)表現(xiàn)為高凝固點和高含蠟量（表1）。由于含蠟量高，流動性不如稀油好。含油層段的高凝油原油物性隨埋深增加有變好的趨勢。

表1　靜觀2塊油藏地面高凝油性質(zhì)統(tǒng)計

（1）原油黏溫特性高凝油黏度對溫度非常敏感。當(dāng)原油溫度高于析蠟溫度時，高凝油中的蠟處于溶解狀態(tài)，屬液態(tài)單相體系，具牛頓流體性質(zhì)，原油黏度隨溫度變化不大；當(dāng)原油溫度降低至析蠟溫度和臨界溫度之間時，原油開始析出蠟晶，逐漸變成懸浮液，原油黏度明顯增加形成雙相體系，但仍具有牛頓流體特征，當(dāng)溫度降至臨界溫度以下，析出蠟晶增多，原油開始出現(xiàn)海綿狀凝膠體，具非牛頓流體特征[7]，此時，原油黏度隨溫度下降，上升幅度變快（圖2）。

圖2　靜觀2塊油藏原油黏度—溫度曲線

（2）原油流變特性原油中蠟對溫度十分敏感。當(dāng)溫度高于蠟熔點時，原油呈液態(tài)；溫度低于蠟熔點時，原油呈固態(tài)。實驗證明溫度小于60℃時，原油析出石蠟，形成固相顆粒，使原油體系形成石蠟顆粒和液態(tài)原油構(gòu)成的混懸液，呈假塑性或塑性流體狀，剪切應(yīng)力明顯變大。此時，隨著溫度下降，石蠟大量析出，原油體系視黏度急劇上升，當(dāng)溫度低至凝固點時，原油已處于不流動狀態(tài)[8]。高凝油的流變性呈現(xiàn)隨溫度明顯變化的特點，即相同剪切速率條件下溫度越高，流變性越穩(wěn)定（圖3）。

圖3　靜觀2塊油藏原油流變曲線

（3）原油析蠟溫度析蠟溫度是指高含蠟油溫度降至第一個蠟晶析出時的溫度。低于此溫度蠟大量析出為過飽和態(tài)，高于此溫度蠟全部溶解在原油中為未飽和態(tài)。蠟含量越高，析蠟溫度也越高[9]。冷水驅(qū)替很易在井筒附近造成降溫帶，當(dāng)油層溫度低于析蠟溫度時，蠟從原油析出，導(dǎo)致地層吸水能力下降[10]。研究區(qū)實測原油平均析蠟溫度為60.95℃.

3　儲集層冷傷害研究

目前國內(nèi)一些高凝油油藏開發(fā)實踐表明，注冷水（5~20℃）后一般會在井底56~75m半徑范圍內(nèi)形成降溫帶，油藏溫度一旦低于析蠟點，便有蠟晶析出，堵塞孔道，對地層造成冷傷害[11]。

3.1注水井溫度恢復(fù)實驗

靜觀2塊油藏從1987年注水開發(fā)，注水井27口，累計注水660.9×104m3，儲集層溫度同原始地層溫度相比，降幅較大。通過礦場試驗對注水井及儲集層溫度進行了測試，并將測試結(jié)果與原始地溫比較，以分析冷水驅(qū)對儲集層溫度的影響?；謴?fù)實驗選取4口代表性注水井，測試主要針對注水井井筒流動溫度，注水水溫約為50℃（污水回注），4口井儀器均下在注水井段中部，關(guān)井后記錄注水井溫度恢復(fù)結(jié)果（表2）。

表2　靜觀2塊油藏注水井筒溫度恢復(fù)結(jié)果統(tǒng)計

為增加終測結(jié)果可信度，取溫度恢復(fù)速率低于0.1℃/d為終測溫度段點。從測試結(jié)果可以看出：注水井溫度整體呈下降趨勢，多井溫度均值較原始地溫低了14.35℃，溫度范圍為50.74~61.37℃，整體同析蠟溫度接近。隨著注水時間的推進，儲集層冷傷害效果愈來愈明顯，很多注水井周圍溫度降頻增大，析蠟堵塞驅(qū)替孔道，水驅(qū)效率降低。

3.2水驅(qū)油效果實驗

為研究儲集層在不同開采階段、不同含水、不同驅(qū)替溫度下的驅(qū)油效率，開展了不同溫度條件下的水驅(qū)油實驗。實驗采用研究區(qū)取樣巖心，以保持原始油層潤濕性，巖心中流體分布及飽和度由實驗步驟控制。實驗巖心長50 cm，直徑3 cm，平均孔隙度20.9%，油樣取自靜觀2塊油藏靜8井，原油密度0.875 1 g/cm3，實驗過程中巖心圍壓為2.50MPa.

實驗結(jié)果表明，水驅(qū)效率受溫度的影響十分明顯（圖4）。實際含水率與采出程度非常接近實驗溫度50℃時的含水率與采出程度，表明油藏在冷水驅(qū)替過程中，平均溫度低于析蠟點，油層都遭受不同程度的冷傷害。當(dāng)油藏溫度保持在60℃以上時，水驅(qū)油效果明顯變好，且溫度越高，驅(qū)替效果越好。

圖4　靜觀2塊油藏不同溫度下含水率與采出程度關(guān)系

4　注水溫度優(yōu)選

單純以提高高凝油油藏采收率為目的，注水溫度越高越好，但在實際注采過程中，應(yīng)結(jié)合油田實際經(jīng)濟效益及開發(fā)成本來制定措施。找到最佳地面注水溫度，成為研究區(qū)熱水驅(qū)替技術(shù)的關(guān)鍵點。

4.1注水地層帶溫度計算

以目的層開采現(xiàn)狀為基礎(chǔ)，不計注水井井間溫度效應(yīng)的干擾，假設(shè)注水井周圍溫度呈軸對稱分布。根據(jù)傅里葉定律以及能量守恒定律[12-13]，井筒中以及井筒外地層各點的溫度分布分別滿足（1）式和（2）式：

根據(jù)地溫梯度變化機理及溫度分布的對稱性假定，邊界條件如下：

研究區(qū)構(gòu)造帶地表溫度約15℃，通過對取樣井樣本校正計算，研究區(qū)地溫梯度為1.72℃/hm.結(jié)合公式及開發(fā)資料，利用所編制數(shù)值計算軟件，分別對不同注水溫度條件下，第1 d、第5 d、第10 d和第15 d時間步點上井筒中及井筒外地層各點不同時段的溫度分布進行模擬，繪制相應(yīng)深度—溫度圖版（圖5）。

注入水到達目的層之前，熱損影響所占權(quán)重較大。到達目的層后，受油藏溫度影響，井筒內(nèi)外溫度逐漸回升，油藏中部深度（1 800m）附近溫度作為閾值，注水井井筒內(nèi)及井筒外地層溫度越過閾值又開始回升。注水溫度達80℃時（圖5b），可保持注水井地層帶溫度維持在平均析蠟點以上；而若繼續(xù)增溫（90℃），地層帶溫度恢復(fù)變幅不大（圖5c），同時考慮繼續(xù)增溫勢必增加供熱成本。因此，以80℃作為最佳地面注水溫度，可在兼顧生產(chǎn)成本的同時降低冷傷害，以達增產(chǎn)的目的。

4.2不同溫度驅(qū)替效果數(shù)模預(yù)測

4.2.1高凝油油水相對滲透率隨溫度變化

油水兩相流動的相對滲透率隨溫度變化而變化。當(dāng)?shù)貙訙囟雀哂谖鱿烖c時，高凝油呈牛頓流態(tài)，其相滲曲線由常規(guī)方法即可測得；當(dāng)?shù)貙訙囟冉档偷皆臀鱿灉囟纫韵聲r，高凝油在多孔介質(zhì)中呈非牛頓流態(tài)，滲流規(guī)律發(fā)生變化。實驗發(fā)現(xiàn)，隨溫度增加，相滲曲線整體右移且等滲點含水飽和度增大。如40℃時，等滲點含水飽和度為0.31；當(dāng)溫度為60℃時，含水飽和度超過0.60，且隨實驗溫度上升，束縛水飽和度增加，殘余油飽和度明顯下降，主要是高凝油黏度變低，滲流阻力減小所致。此時依附于巖石內(nèi)表面的微蠟晶體溶進原油，巖石轉(zhuǎn)為親水潤濕性，導(dǎo)致油、水相對滲透率明顯提高。根據(jù)油樣實驗數(shù)據(jù)，分別作出不同溫度下的相滲曲線（圖6），同時運用到熱采數(shù)值模案模擬數(shù)據(jù)顯示：最終、無水采收率與溫度因子均呈正相關(guān)（表3）。由表3可看出，冷水驅(qū)效果最差，80℃及90℃兩方案開采效果近似，且略好于70℃方案；從驅(qū)油效果看，高溫注入條件可使油藏溫度始終保持在一個較高水平，原油中蠟晶溶解呈牛頓流態(tài)，此時采收率同高凝油黏彈性有密切關(guān)系；開采效率并不隨溫度增高一直呈正走向，而是存在一個極值界限，當(dāng)溫度增加超過此范圍后，原油黏彈性反而下降，致驅(qū)替效果保持在一個平衡狀態(tài)甚至變差，由于瀕臨極值狀態(tài)，80℃及90℃兩方案的最終驅(qū)替效果近似。采實踐中，既要看到注水增溫的增油效果，還要看到擬模型中。

圖5　不同注水溫度下井筒中以及井筒外地層深度—溫度圖版

圖6　不同溫度下油水兩相相對滲透率曲線

表3　不同熱采方案開采效果對比

4.2.2冷、熱驅(qū)替效果對比

注水溫度關(guān)聯(lián)著驅(qū)油效率乃至油田經(jīng)濟效益，模擬對比不同驅(qū)替溫度下的開采效果，對油田開發(fā)具有一定指導(dǎo)作用。根據(jù)靜觀2塊油藏地質(zhì)資料及上述熱采物理實驗結(jié)果，對研究區(qū)進行注熱水驅(qū)替效果研究，建模選用全隱式THERMAL熱采模擬器，靜態(tài)參數(shù)模型搭建直接調(diào)用精細油藏儲集層模型。分別設(shè)計注水溫度15℃，70℃，80℃及90℃等4種方案，其中15℃溫度項（以研究區(qū)構(gòu)造帶地表溫度15℃作為常規(guī)冷水驅(qū)替時平均注水模擬溫度）設(shè)計旨在運用熱采模擬器模擬研究區(qū)油藏正常冷水驅(qū)開發(fā)效果，并同其他幾種熱采方案作對比。

（1）不同注水溫度下開采效果分析4種熱采方為增產(chǎn)而一味提高注水溫度可能造成資源浪費。

（2）不同注水溫度下井底壓力變化由表4可看出，井底壓力會隨注入水溫度的增高而下降。這是由于注入水溫度在析蠟點之下時，近井地帶原油呈非牛頓流態(tài)，原油中析出的蠟晶致其流動性能下降、滲流阻力提高，阻礙了水驅(qū)油及注水井井底壓力降，最終導(dǎo)致射孔層吸水受阻。反之，若注入水溫度高于析蠟點，在相同地質(zhì)條件下，呈牛頓流態(tài)的原油在水驅(qū)作用下推進速度快，滲流阻力小，地層吸水速度高，注水井的井底壓力降則較明顯。

表4　不同注水溫度條件下注水井井底壓力對比

（3）不同注水溫度對油層吸水能力影響表5模擬了注入時間第2 500 d時4組不同方案水驅(qū)注水速度的變化情況。從表5可以看出，隨注水溫度升高，注水速度相應(yīng)變快，方案4在模擬第2 500 d時的注水速度達到最大值。受流體性質(zhì)及油藏狀況影響，冷水驅(qū)導(dǎo)致注水井井筒周圍流體黏度上升劇烈，遮擋儲集層孔道，削弱吸水層吸水能力，降低了注水速度。析蠟點以上原油流體黏度及阻滯力較小，水驅(qū)原油流向井底，注水速度則相應(yīng)增高。

表5　不同熱采方案定壓注水量對比

（4）不同注水溫度下溫度場同剩余油場配伍關(guān)系以靜觀2塊油藏亞段小層的熱采模擬結(jié)果為例，對比不同注水溫度條件及油藏冷水驅(qū)條件下溫度場和剩余油分布。靜觀2塊在2000年5月出現(xiàn)第1個注水峰值，由于峰值期反映的不同注水溫度下油藏溫度場特征最明顯，故選擇該時間點段小層模擬結(jié)果進行分析。冷水驅(qū)導(dǎo)致油層低溫大面積連片，尤其注水井近井地帶，連片冷帶溫度普遍低于析蠟點，對儲集層冷傷害較大，而80℃以上的熱水驅(qū)則可使油層溫度保持在65℃以上。熱水驅(qū)替條件下地層吸水能力較冷水驅(qū)更強，注水波及范圍更廣，驅(qū)油效率更高，但80℃和90℃注水溫度條件下的剩余油飽和度場變化特征卻不明顯。

5　結(jié)論

（1）溫度是高凝油油藏開發(fā)過程中最敏感的參數(shù)之一。當(dāng)油藏溫度低于析蠟溫度時，蠟將析出并沉積，堵塞地層孔道，增加滲流阻力，造成儲集層冷傷害。

（2）較高的注水溫度可以使油藏溫度保持在析蠟點之上甚至使油藏增溫，從而改善開發(fā)效果，但注水溫度并非越高越好，應(yīng)在考慮開發(fā)成本的基礎(chǔ)上確定最佳溫度。通過數(shù)值計算及模擬預(yù)測，最終優(yōu)選80℃為靜觀2塊油藏最佳熱驅(qū)注入溫度。保持這個溫度開采可有效提高油藏水驅(qū)效率。

符號注釋

D——深度，m；

Db——地層溫度不受注水溫度影響的邊界深度，m；

G——地溫梯度，℃/hm；

Kro——油相相對滲透率；

Krw——水相相對滲透率；

r——徑向溫度分布半徑，m；

rb——地層溫度不受注水溫度影響的邊界半徑，m；

t——注水時間，d；

t0——初始注水時刻，d；

T0——地表溫度，℃；

Twinj——注水溫度，℃；

v——注水井中水流速度，m3/d；

α，β——流體和基質(zhì)導(dǎo)熱系數(shù)的函數(shù)，無因次；

σ——r的函數(shù)，無因次.

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OptimalW ater Injection Temperature ofHigh Pour?PointOilReservoir in Jingguan?2Block in Liaohe Oilfield

YUPeng1,MA Teng1,ZHOUWei2,TANGZhonghua1

(1.SchoolofEnvironmental Studies,China University ofGeosciences,Wuhan,Hubei430074,China；2.Research Institute ofPetroleum Exploitation and Development,PetroChina,Beijing 100083,China)

Aiming at the poor development effectby cold waterflooding of Jingguan?2 block,the properties ofcrude oilwere qualitatively analyzed,the reservoir cold damage was studied by water injection well’s temperature buildup testing and waterflooding experiment.The thermodynamicmethodwasused to determine the optimal injection temperature based on solving the numericalmodelofreservoir.Further?more,the development efforts under cold and hotwater displacementwere compared and the interwell temperature field distribution was predicted by reservoirnumerical simulation.The resultshows that temperature is a very sensitive parameterwith oiling.Varying degrees of cold damage isa consequence ofparaffin deposition and reservoirchannelplug from decline oftemperature below the cloud point tempera?ture.Simultaneously,precipitated paraffin changes the rheologicalproperties ofcrude oil thereby increasing the filtration resistance and re?ducing the oil displacement efficiency.The hotwaterdisplacementprocess can effectively improve the high pour?pointoil reservoirdevel?opment effect,increasing oilmobility and enhancing oil recovery.Nevertheless,water injection temperature is notas high as possible,the limitofdevelopment costmustbe taken into accountwith the increase ofdisplacementefficiency,the finaloptimalwaterinjection tempera?ture ofJingguan?2 block is80℃.

Liaohe oilfield;Jingguan?2 block；high pour?pointoil reservoir;temperature field;cold damage;cloud point temperature;hot waterdisplacement;numericalsimulation

TE341；TE349

A

2014-12-25

2015-05-28

國家油氣重大專項（2011ZX05009-002）

喻鵬（1987-），男，安徽安慶人，博士，非常規(guī)油氣開發(fā)工程,（Tel）13986096629（E-mail）developoil@163.com.