海上某稠油油田熱采井注汽溫度對(duì)儲(chǔ)層保護(hù)的影響

羅　剛，舒福昌，劉書杰，謝仁軍，周慧源，任坤峰

(1.荊州市漢科新技術(shù)研究所，湖北 荊州 434000；2.中海油研究總院，北京 100027)

稠油因?yàn)r青膠質(zhì)含量高而黏度大、流動(dòng)困難,開采難度很大。熱采注汽技術(shù)作為稠油開發(fā)的主要手段已廣泛應(yīng)用于國(guó)內(nèi)外稠油油藏的開發(fā)[1]。在稠油熱采注汽過程中，通常是將高溫蒸汽注入稠油油藏，使稠油降黏、蒸餾和熱解，改善油氣相對(duì)滲透率，實(shí)現(xiàn)對(duì)稠油的高效開采，注汽溫度越高，開采效果越好；但注入油藏的高溫高壓的熱水或蒸汽會(huì)與儲(chǔ)層巖石發(fā)生強(qiáng)烈的水巖反應(yīng)，造成巖石及粘土礦物的溶解傷害儲(chǔ)層，同時(shí)高溫蒸汽的冷凝液會(huì)與地層水發(fā)生一定的水液反應(yīng)傷害儲(chǔ)層[2-3]。所以，在稠油熱采注汽過程中，為不傷害儲(chǔ)層且達(dá)到高效開采，必須根據(jù)儲(chǔ)層的實(shí)際情況確定合適的注汽溫度。

作者在此針對(duì)海上某稠油油田儲(chǔ)層具體特征，研究了適合該油田熱采的注汽溫度。

1　實(shí)驗(yàn)

1.1　材料、試劑與儀器

海上稠油油田天然巖心。

煤油；鉻黑T指示劑；EDTA標(biāo)準(zhǔn)溶液。

蒸汽發(fā)生器；抗高溫巖心夾持器；微孔薄膜過濾儀；SZD-1型散射光臺(tái)式渾濁計(jì)，上海自來水公司。

1.2　方法

1.2.1不同溫度對(duì)儲(chǔ)層滲透率的損害研究

1)將天然巖心整形，測(cè)量其長(zhǎng)度和直徑；

2)將整形后的巖心進(jìn)行充分洗油；

3)在30 ℃下用煤油正向測(cè)定巖心的滲透率(即巖心污染前的滲透率)，利用達(dá)西公式計(jì)算滲透率K0[4]；

(1)

式中：μ為煤油粘度，mPa·s；L為巖心長(zhǎng)度，cm；Q為煤油流量，mL·s-1；ΔP為巖心兩端的壓差，MPa；A為巖心橫截面積，cm2。

4)在不同溫度下以1 mL·min-1和0.5 mL·min-1的蒸汽流量將巖心反向污染6 h，冷卻至室溫；

5)在30 ℃下用煤油正向測(cè)定巖心的滲透率(即巖心污染后的滲透率)，利用達(dá)西公式計(jì)算滲透率Kd；

6)按式(2)計(jì)算巖心滲透率損害率，損害率越高，表明傷害越嚴(yán)重。

(2)

1.2.2產(chǎn)出液的懸浮物含量測(cè)定

1)將微孔薄膜過濾儀的濾膜放入蒸餾水中浸泡30 min，并用蒸餾水洗3～4次；

2)取出濾膜放在105 ℃烘箱中烘干至恒質(zhì)量，記為m0(mg)；

3)將濾膜用蒸餾水濕潤(rùn)后裝到微孔濾器上；

4)取0.5 L不同溫度蒸汽通過巖心的產(chǎn)出液裝入微孔薄膜過濾儀中；

5)用氮?dú)饧訅?，使薄膜過濾儀內(nèi)壓力保持在0.1～0.15 MPa，打開閥門過濾水樣；

6)過濾完后用鑷子從濾器中取出濾膜并在105 ℃烘干至恒質(zhì)量，記為m1(mg)；

7)按式(3)計(jì)算產(chǎn)出液的懸浮物含量(c，mg·L-1)：

(3)

式中：0.5為取樣量，L。

1.2.3產(chǎn)出液與油田地層水的配伍性研究

2)將模擬油田地層水用2#砂芯漏斗過濾，待用；

3)將不同溫度蒸汽通過巖心的產(chǎn)出液和模擬油田地層水按一定體積比混合于具塞玻璃量筒中；

4)將混合液于80 ℃恒溫水浴鍋中加熱30 min，觀察是否有沉淀生成，并測(cè)定其濁度。

2　結(jié)果與討論

2.1　不同溫度對(duì)儲(chǔ)層滲透率損害率的影響

不同流量下，不同溫度對(duì)儲(chǔ)層滲透率損害率的影響見圖1。

圖1　不同流量下，不同溫度對(duì)儲(chǔ)層滲透率損害率的影響

由圖1可看出：在不同流量的蒸汽對(duì)巖心進(jìn)行驅(qū)替過程中，滲透率均有不同程度的損害；隨著溫度的升高，儲(chǔ)層滲透率損害率逐漸上升；當(dāng)溫度低于270 ℃時(shí)，損害率升幅緩慢；當(dāng)溫度高于270 ℃時(shí)，損害率升幅較大。因此，稠油油田的注汽溫度不宜超過270 ℃。

2.2　不同溫度對(duì)產(chǎn)出液的懸浮物含量的影響

產(chǎn)出液的懸浮物含量反映了熱采注汽過程中的出砂情況，據(jù)此可評(píng)價(jià)注汽溫度對(duì)儲(chǔ)層保護(hù)的影響。不同流量下，不同溫度對(duì)產(chǎn)出液的懸浮物含量的影響見圖2。

由圖2可看出：在相同流量下，隨著溫度的升高懸浮物含量逐漸增加；當(dāng)溫度低于270 ℃時(shí)，懸浮物含量增幅緩慢，當(dāng)溫度高于270 ℃時(shí)，懸浮物含量迅速增加；在相同溫度下，流量越大，懸浮物含量越大。說明在熱采注汽過程中，溫度越高，注氣量越大，出砂較多，不利于儲(chǔ)層保護(hù)。因此，稠油油田的注汽溫度不宜超過270 ℃。

圖2　不同流量下，不同溫度對(duì)產(chǎn)出液懸浮物含量的影響

2.3　不同溫度對(duì)產(chǎn)出液與油田地層水配伍性的影響

產(chǎn)出液與地層水的配伍性主要從濁度和結(jié)垢量?jī)蓚€(gè)方面來研究。

2.3.1濁度

濁度是指水中懸浮物(如泥土、砂粒、微細(xì)的有機(jī)物和無機(jī)物、浮游生物、微生物和膠體物質(zhì)等)對(duì)光線的阻礙程度。濁度越高，對(duì)儲(chǔ)層的傷害越大。

不同溫度下，產(chǎn)出液與油田地層水以不同比例混合時(shí)的濁度見表1。

表1　不同溫度下，產(chǎn)出液與油田地層水以不同比例混合時(shí)的濁度/NTU

由表1可以看出：相同比例下，溫度越高，濁度越大，且當(dāng)溫度高于270 ℃時(shí)，濁度明顯增大。說明隨著溫度的升高產(chǎn)出液與油田地層水混合液中懸浮物含量相對(duì)較高，不利于儲(chǔ)層保護(hù)。因此，稠油油田的注汽溫度不宜超過270 ℃。

2.3.2結(jié)垢量

在油田的開采過程中，如果入井流體與地層流體不配伍，可能會(huì)形成無機(jī)垢損害儲(chǔ)層。室內(nèi)研究評(píng)價(jià)了不同溫度產(chǎn)出液與油田地層水按1∶1混合后的結(jié)垢量，結(jié)果見圖3。

圖3　不同溫度產(chǎn)出液與油田地層水混合后的結(jié)垢量

由圖3可看出，產(chǎn)出液的溫度越高，結(jié)垢量越多，當(dāng)300 ℃的產(chǎn)出液與油田地層水按1∶1混合后，結(jié)垢量超過100 mg·L-1，對(duì)儲(chǔ)層造成嚴(yán)重的堵塞損害。因此，稠油油田的注汽溫度不宜過高。

綜合上述研究結(jié)果，認(rèn)為，該海上稠油油田在熱采注汽過程中，注汽溫度不宜超過270 ℃。

3　結(jié)論

從儲(chǔ)層滲透率損害率、產(chǎn)出液的懸浮物含量、產(chǎn)出液與油田地層水的配伍性等方面綜合研究了注汽溫度對(duì)海上某稠油油田熱采井儲(chǔ)層保護(hù)的影響。結(jié)果表明：溫度越高，儲(chǔ)層滲透率損害率越高、懸浮物含量越大、配伍性越差。為達(dá)到儲(chǔ)層保護(hù)、高效開采的目的，該海上稠油油田在熱采注汽過程中，注汽溫度不宜超過270 ℃。

參考文獻(xiàn)：

[1]王大為,周耐強(qiáng),牟凱.稠油熱采技術(shù)現(xiàn)狀及發(fā)展趨勢(shì)[J].西部探礦工程,2008,20(12):129-131.

[2]王紅濤，劉大錳，崔連訓(xùn)，等.稠油熱采儲(chǔ)層傷害及物性變化特征研究[J].鉆采工藝，2009,32(1):55-57.

[3]郭平.稠油熱采過程中的水-巖反應(yīng)實(shí)驗(yàn)研究[J].石油勘探與開發(fā)，2007，34(2)：222-225.

[4]向興金，董星量，岳江河.完井液手冊(cè)[M].北京:石油工業(yè)出版社，2002：9-10.