大慶西部斜坡稠油地層流動(dòng)性影響因素實(shí)驗(yàn)研究

鐘立國，劉冰巖，李大勇，張海龍，林慶祥，文 強(qiáng)

(1.中國石油大學(xué)(北京)，北京 102249；2.中國石油大慶油田有限責(zé)任公司，黑龍江 大慶 163453)

0 引 言

大慶西部斜坡地區(qū)儲(chǔ)層埋深為460～1 460 m，滲透率跨度較大，最低為64 mD，最高可達(dá)6 000 mD，改善稠油在地層中的流動(dòng)性能是提高稠油產(chǎn)能的關(guān)鍵[1-6]。目前，大慶稠油開采技術(shù)以熱采為主，試油取得了一定效果，但熱采施工成本高，見效時(shí)間晚。稠油油藏壓裂以常規(guī)壓裂工藝為主，但壓裂和開采過程中注入水會(huì)對(duì)稠油乳化狀態(tài)產(chǎn)生影響，當(dāng)注入水與原油乳化形成的乳狀液為油包水型乳狀液時(shí)，大量的小液滴使得油水界面表面積增大，產(chǎn)生具有更高表觀黏度的流體，導(dǎo)致地層流動(dòng)性降低[7-12]，壓裂工藝效果較差，單井壓裂后試油產(chǎn)量為 0.24～1.85 t/d，平均僅為 0.68 t/d。部分井在常規(guī)工藝下結(jié)合熱化學(xué)措施，產(chǎn)量有一定幅度提高，壓裂后平均日產(chǎn)油可達(dá) 0.90 t/d，但是低滲透率儲(chǔ)層會(huì)導(dǎo)致流體注入困難。因此，開展了該地區(qū)稠油在地層中流動(dòng)性能的主要影響因素及規(guī)律研究，為油田尋找合適的稠油開采方式提供理論依據(jù)。

1 稠油黏度影響因素分析

通過測定稠油的族組成、蠟含量、析蠟溫度等性質(zhì)以及稠油流變性實(shí)驗(yàn)，明確造成西部斜坡稠油在地層中高黏度的原因。

1.1 實(shí)驗(yàn)條件

實(shí)驗(yàn)用油為大慶油田西部斜坡地區(qū)油樣，50 ℃下的黏度為203.51 mPa·s，屬于普通稠油。實(shí)驗(yàn)儀器為德國產(chǎn)配置密閉系統(tǒng)的HAAKE MRASIII流變儀，最高測量溫度為300 ℃，耐壓為40 MPa；數(shù)顯高速攪拌機(jī)，轉(zhuǎn)速可達(dá)8 000 r/min。

1.2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果及分析

1.2.1 稠油族組成

族組成是影響稠油黏度的重要因素，最常見的族組成分析方法為四組分方法[13]。通常情況下，稠油黏度與稠油中的瀝青質(zhì)含量正相關(guān)，與膠質(zhì)、飽和酚、芳香酚含量負(fù)相關(guān)[14-17]。

稠油四組分測試結(jié)果如表1所示。由表1可知，稠油中主要組分為飽和酚，其次為芳香酚，瀝青質(zhì)含量僅為2.35 %。因此，瀝青質(zhì)含量不是影響實(shí)驗(yàn)油樣黏度和地層流動(dòng)性的主要因素。但隨著開發(fā)的進(jìn)行，含水不斷上升，油樣中膠質(zhì)含量高會(huì)使得稠油在高含水的條件下，仍能形成穩(wěn)定的油包水型乳狀液，使得原油黏度增大。

表1 稠油四組分測定結(jié)果

1.2.2 蠟含量及析蠟溫度

對(duì)實(shí)驗(yàn)用油的蠟含量和析蠟溫度的測定結(jié)果表明，油樣中蠟含量達(dá)到了14.25%，但析蠟溫度僅為26 ℃。在油藏溫度下幾乎沒有蠟析出，因此，析蠟也不是影響大慶西部斜坡稠油黏度和地層流動(dòng)性的主要因素。

1.2.3 溫度

在一定的剪切速率和壓力下，隨著溫度升高稠油黏度降低[18]，測得黏溫曲線如圖1所示。由圖1可知，溫度對(duì)稠油黏度的影響存在拐點(diǎn)，在析蠟溫度前稠油表現(xiàn)出非牛頓流體的特性，隨著溫度升高黏度大幅降低，在析蠟溫度后稠油表現(xiàn)出牛頓流體的特性，隨著溫度升高黏度緩慢降低。

圖1 稠油黏溫曲線

Fig.1 Heavy-oil viscosity-temperature curve

1.2.4 乳化作用

在瀝青質(zhì)等界面活性物質(zhì)作用下，原油易與水形成乳狀液。水包油型乳狀液之間的摩擦力很小，但是當(dāng)形成的乳狀液為油包水型乳狀液時(shí)，由于大量的小液滴使得油水界面表面積增大，會(huì)產(chǎn)生比稠油本身具有更高表觀黏度的流體，導(dǎo)致稠油地層流動(dòng)性降低[7,19-21]。

綜合以上研究發(fā)現(xiàn)，溫度和含水乳化是影響大慶西部斜坡稠油黏度的主要因素。

2 稠油黏度影響因素研究

利用稠油流變性實(shí)驗(yàn)，對(duì)不同條件下溫度和乳化作用的影響規(guī)律進(jìn)行研究。

2.1 實(shí)驗(yàn)條件

將脫水稠油與去離子水按照不同比例混合均勻后，使用德國產(chǎn)配置密閉系統(tǒng)的HAAKE MRASIII流變儀測定含水率分別為0%、30%、50%和70%的稠油在不同溫度下的黏度，并使用電子顯微鏡對(duì)不同含水率下稠油的微觀結(jié)構(gòu)進(jìn)行分析。

2.2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果及分析

不同含水率及溫度下的稠油黏度見表2。由表2可知，溫度和含水對(duì)稠油黏度影響非常大，稠油黏度隨溫度的增加而降低，120 ℃下可以達(dá)到20.60 mPa·s；溫度從30 ℃升高到120 ℃，脫水稠油黏度降低了95.5%；當(dāng)含水率不大于70%時(shí)，含水率越大稠油黏度越大，含水率為70%的稠油的黏度是脫水稠油黏度的30倍左右。

表2 不同含水率和溫度下稠油黏度

稠油乳狀液的黏度可以比稠油本身高很多倍，含水稠油的黏度主要取決于乳化到油中的水量，隨著稠油含水率的增加，乳狀液的黏度存在一個(gè)最大值，超過這個(gè)最大值后黏度又開始下降。這種黏度下降主要是由于自由水的存在以及油包水乳狀液向水包油乳狀液的轉(zhuǎn)變，這通常被稱為轉(zhuǎn)相點(diǎn)。在含水率超過轉(zhuǎn)相點(diǎn)之后油與水會(huì)形成水包油乳狀液，黏度迅速下降[22]。但在稠油流變性實(shí)驗(yàn)中發(fā)現(xiàn)西部斜坡稠油即使在含水率達(dá)到70%的情況下仍未出現(xiàn)黏度的下降。并且繼續(xù)增加含水后油水已經(jīng)不能形成穩(wěn)定的乳狀液，未能找到轉(zhuǎn)相點(diǎn)。因此，需要對(duì)西部斜坡稠油乳狀液的類型進(jìn)行研究。

為了明確實(shí)驗(yàn)油樣與水之間的乳化狀態(tài)及含水對(duì)稠油黏度的影響，對(duì)不同含水條件下實(shí)驗(yàn)油樣進(jìn)行微觀油水存在狀態(tài)研究，拍攝了不同含水率時(shí)稠油乳狀液電子顯微鏡照片(圖2，400倍)。由圖2可知，由于膠質(zhì)瀝青質(zhì)的作用，隨著含水的上升，雖然油相中分散的水相顆粒逐漸變大，但直到含水率為70%時(shí)，油相仍為連續(xù)相；且隨著含水的上升，油水相之間的摩擦阻力變大，最終導(dǎo)致稠油黏度變大。在稠油與水形成乳狀液時(shí)，由于油比水黏稠，在油相是連續(xù)相時(shí)，水滴的碰撞頻率會(huì)明顯低于水相是連續(xù)相時(shí)油滴的碰撞頻率，因此，油包水乳狀液要比水包油乳狀液更為常見。此外，添加表面活性劑可以通過潤濕作用將稠油從油包水型乳狀液轉(zhuǎn)化為水包油型乳狀液，水為連續(xù)相。這主要取決于表面活性劑在各相中的相對(duì)溶解度(更易溶的相趨于連續(xù))和表面活性劑上的電荷[23]。

3 稠油流動(dòng)性影響規(guī)律研究

為進(jìn)一步模擬稠油在油藏中的流動(dòng)狀態(tài)，在模擬地層條件下，建立室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究模型，通過稠油流動(dòng)性實(shí)驗(yàn)，以采油指數(shù)為評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，對(duì)不同溫度、滲透率、含水率下的稠油流動(dòng)性進(jìn)行評(píng)價(jià)，明確改善稠油開采效果的技術(shù)途徑。

3.1 實(shí)驗(yàn)條件與方法

油樣的取樣地層溫度為30 ℃，巖心滲透率為6 000 mD，因此，實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)溫度分別為30、50、80 ℃；滲透率分別為4 000、6 000、8 000 mD；含水率分別為0%、30%、50%、70%。

實(shí)驗(yàn)設(shè)備主要包括恒溫箱、平流泵、填砂模型、壓力數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)等。

以取樣井目前的溫度、含水率及滲透率條件為基礎(chǔ)，采用控制變量法研究溫度、含水率和滲透率變化對(duì)西部斜坡稠油在地層中流動(dòng)性能的影響。

3.2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果及分析

3.2.1 溫度對(duì)稠油流動(dòng)性的影響

當(dāng)滲透率為6 000 mD，含水率為0%時(shí)，不同溫度下稠油流動(dòng)性實(shí)驗(yàn)結(jié)果如表3所示。由表3可知，溫度越高，采油指數(shù)越高，稠油地層流動(dòng)性能越好。當(dāng)溫度從30 ℃升高至80 ℃時(shí)，采油指數(shù)增加了7.7倍。

在實(shí)驗(yàn)過程中，隨著累計(jì)注入稠油的增加，注入壓力呈先上升后平穩(wěn)的趨勢，且溫度越低壓力上升越提前。出口端出油前注入壓力上升速度較快，出口端出油后注入壓力上升速度變緩，一段時(shí)間后緩慢下降至略低于出油時(shí)的壓力直至平穩(wěn)，平穩(wěn)后的入口與出口壓差即為實(shí)驗(yàn)壓差。

圖2 不同含水西部斜坡稠油乳狀液電子顯微鏡照片

表3 流動(dòng)實(shí)驗(yàn)結(jié)果(滲透率為6 000 mD，含水率為0%)

3.2.2 滲透率對(duì)稠油流動(dòng)性的影響

當(dāng)溫度為30 ℃，含水率為0%時(shí)，不同滲透率下稠油流動(dòng)性實(shí)驗(yàn)結(jié)果如表4所示。由表4可知，隨著滲透率的升高，采油指數(shù)增大，說明滲透率越高稠油地層流動(dòng)性能越好。當(dāng)滲透率由4 000 mD增加到8 000 mD時(shí)，采油指數(shù)增加了1.9倍。因?yàn)闈B透率增大，地層孔隙空間越大，連通性越好，越有利于稠油的流動(dòng)，采油指數(shù)越高。

表4 流動(dòng)實(shí)驗(yàn)結(jié)果(溫度為30 ℃，含水率為0%)

3.2.3 含水率對(duì)稠油流動(dòng)性的影響

當(dāng)滲透率為6 000 mD，溫度為30 ℃時(shí)，不同含水率下稠油流動(dòng)性實(shí)驗(yàn)結(jié)果如表5所示。由表5可知，含水率越高，采油指數(shù)越低，稠油地層流動(dòng)性能越差。含水率為0%時(shí)的采油指數(shù)是含水率為70%時(shí)采油指數(shù)的17.7倍，這是由于含水上升，乳化作用增加，稠油黏度增大，在地層中流動(dòng)時(shí)的啟動(dòng)壓力梯度增大，穩(wěn)定流動(dòng)時(shí)的流動(dòng)壓力也增大。因此，在油田開發(fā)過程中，找到有效避免或減弱油水乳化的方法可以大幅度提高開發(fā)效果。

表5 流動(dòng)實(shí)驗(yàn)結(jié)果(溫度為30 ℃，滲透率為6 000 mD)

3.2.4 稠油地層流動(dòng)性評(píng)價(jià)

在滲透率為6 000 mD的填砂管中，測定稠油在不同溫度、不同含水率條件下的黏度和采油指數(shù)如表6所示，黏度和采油指數(shù)與溫度和含水率的關(guān)系如圖3所示。由表6、圖3可知，相同溫度下，原油黏度隨含水率升高而急劇增大，含水率為70%的原油黏度相比不含水原油黏度增大了近30倍，而采油指數(shù)降低了94%。同一含水率下，隨溫度的升高，原油黏度降低，采油指數(shù)也明顯下降。

表6 不同溫度和不同含水率下的黏度和采油指數(shù)

圖3 稠油黏度和流動(dòng)實(shí)驗(yàn)采油指數(shù)與溫度和含水率的關(guān)系

綜合稠油黏度影響因素及流動(dòng)性影響規(guī)律研究可知，稠油流動(dòng)性主要受滲透率、黏度、含水率及溫度的影響，地層流動(dòng)性與黏度成反比，與巖石滲透率成正比，并且明顯受含水率的影響。

4 結(jié) 論

(1)大慶西部斜坡稠油主要組分為飽和酚，其次為芳香酚，瀝青質(zhì)含量僅為2.35%。稠油中蠟含量達(dá)到了14.25%，但析蠟溫度僅為26 ℃，在油藏條件下幾乎沒有蠟析出，因此，瀝青質(zhì)的影響和含蠟的影響都不是造成大慶西部斜坡地層稠油高黏度的主要原因。

(2)溫度和乳化是影響大慶西部斜坡稠油黏度的主要因素，稠油黏度隨溫度的增加而降低，120 ℃下可以達(dá)到20.6 mPa·s，溫度從30 ℃升高到120 ℃，脫水稠油黏度降低了95.5%。含水率越大稠油黏度越大，含水率為70%的稠油黏度是脫水稠油黏度的30倍左右。微觀油水存在狀態(tài)研究表明，即使在含水率為70%的條件下，稠油與水仍舊形成油包水型乳狀液。

(3)地層滲透率越低、溫度越低、含水乳化越嚴(yán)重，稠油地層流動(dòng)性越差。不同溫度和含水率下西部斜坡稠油的采油指數(shù)可相差10倍以上。溫度和油水乳化作用是制約油田高效開發(fā)的主要因素，改善稠油乳化狀態(tài)是實(shí)現(xiàn)降黏增產(chǎn)的有效手段。