南蘇丹高凝油油藏冷傷害機理研究

廖長霖，吳向紅，王喻雄，楊勝來，馬 凱，馮 敏

(1.中國石油 勘探開發(fā)研究院，北京 100083； 2.中國石油尼羅河公司，南蘇丹朱巴；3.中國石油大學(北京) 石油工程學院，北京 102249)

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南蘇丹高凝油油藏冷傷害機理研究

廖長霖1，吳向紅1，王喻雄2，楊勝來3，馬 凱1，馮 敏1

(1.中國石油 勘探開發(fā)研究院，北京 100083； 2.中國石油尼羅河公司，南蘇丹朱巴；3.中國石油大學(北京) 石油工程學院，北京 102249)

通過室內(nèi)實驗對南蘇丹高凝油油藏因析蠟導致地層冷傷害的可能性進行研究。實驗結(jié)果表明，溫度低于析蠟點后，高凝油中蠟晶體析出，呈現(xiàn)非牛頓流體特征，具有剪切稀釋性和觸變性，隨著溫度降低，析出的蠟顆粒半徑逐漸變大，很容易在孔隙喉道處被捕集，造成地層冷傷害；滲流曲線表現(xiàn)出明顯的非線性滲流特征，滲流體系存在啟動壓力梯度，油水相滲兩相區(qū)范圍變窄，等滲點右移，油水兩相滲流能力降低；當溫度低于析蠟點時，油水流度比增大，導致見水早、無水采收率和最終采收率都明顯低于溫度高于析蠟點的水驅(qū)效果。建議南蘇丹高凝油油藏在實施注水開發(fā)時應保證注入水到達井底的溫度高于地層原油的析蠟點，防止地層冷傷害的發(fā)生。

高凝油油藏；儲層冷傷害；蠟沉積；注入水溫度；南蘇丹

廖長霖，吳向紅，王喻雄，等.南蘇丹高凝油油藏冷傷害機理研究[J].西安石油大學學報(自然科學版)，2016，31(4):64-68.

LIAO Changlin,WU Xianghong,WANG Yuxiong,et al.Study on reservoir cold damage mechanism of high pour point oil reservoir in southern Sultan [J].Journal of Xi'an Shiyou University (Natural Science Edition),2016,31(4):64-68.

引　言

南蘇丹高凝油油藏主要分布于法魯奇油田Yabus組，埋深1 250～14 00 m，原始地層壓力為13.3 MPa(深度1 400 m)，飽和壓力為2.9～3.6 MPa，油層溫度為82.3 ℃(深度1 400 m)，油層平均孔隙度24%，平均滲透率887×10-3μm2，為中高孔滲、低飽和油藏。油藏條件下原油黏度7～500 mPa·s，凝固點為36～42 ℃，析蠟點在53～63 ℃，平均含蠟量為31.3%，屬高凝油。法魯奇油田自2006年投產(chǎn)，受合同期限制，主要利用天然能量開發(fā)，采用稀井高產(chǎn)、大段合采、大泵提液等開發(fā)技術(shù)，達到了很好的開發(fā)效果。但隨著開發(fā)的進行，出現(xiàn)油田含水上升快(73.5%)、新井產(chǎn)量逐年降低、自然產(chǎn)能遞減大、主力區(qū)塊壓力保持水平較低(50～60%)等問題，迫切需要規(guī)模注水保持油田高效開發(fā)。而如果采用常規(guī)注冷水開發(fā)，將導致油層溫度降低，原油在油層孔隙中析蠟并發(fā)生蠟相沉積，造成地層冷傷害。

因此，為能夠更準確地把握南蘇丹高凝油油藏的冷傷害機理，防止注水冷傷害的發(fā)生，在前人研究[1-11]的基礎上，通過室內(nèi)實驗，對南蘇丹高凝油油藏蠟相沉積、冷傷害過程中的儲層流體滲流特征變化及冷傷害對油藏注水開發(fā)效果影響等方面進行實驗研究。

1　高凝油蠟相沉積分析

1.1高凝油流變特征

采用德國HAAKE MARS流變儀研究南蘇丹高凝油體系流變性能。選取法魯奇油田1號油樣，測定溫度對高凝油體系表觀黏度的影響、高凝油體系的黏溫曲線和觸變環(huán)曲線。根據(jù)10 s-1恒剪切速度下原油黏溫曲線(圖1(a))可知，隨著溫度的升高，高凝油黏度呈現(xiàn)先急劇降低而后平緩的趨勢。為了觀察凝固點(43 ℃)和析蠟溫度(63 ℃)附近高凝油表觀黏度的變化，選取凝固點附近黏度變化陡峭段的4個溫度點(43 ℃、46 ℃、49 ℃、52 ℃)和析蠟溫度附近黏度變化平緩段的2個溫度點(66 ℃和87 ℃)進行不同剪切速率黏度測試，分別測定高凝油體系的表觀黏度曲線，測試剪切速率為0.005～5 000 s-1。

由高凝油表觀黏度曲線(圖1(b))可知，隨著溫度升高，相同剪切速率下高凝油表觀黏度下降。溫度在43～52 ℃時，高凝油中的蠟按相對分子質(zhì)量的大小依次析出，開始形成連續(xù)相液態(tài)烴和分散相蠟晶的二相體系，其黏度不再是溫度的單一函數(shù)，并隨剪切速率而變化，高凝原油逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)榉桥ｎD型流體，具有剪切稀釋性，表觀黏度隨剪切速度的增大而下降。溫度為66 ℃和87 ℃時，高凝油的黏度基本不隨剪切速率的增大而降低，表現(xiàn)出牛頓流體特性。由于溫度高于析蠟點后，原油中的蠟晶全部溶解，瀝青質(zhì)和膠質(zhì)高度分散稀化，含蠟原油的黏度降至最低，流動性最好，此時再繼續(xù)升高溫度，含蠟原油的黏度和流動性能變化幅度很小，宏觀上表現(xiàn)為伴隨著實驗溫度的升高，含蠟原油逐漸趨于平穩(wěn)的低黏度值。

圖1　黏溫曲線和不同溫度下表觀黏度隨剪切速率的變化曲線Fig.1　Apparent viscosity-temperature curve and apparent viscosity-shear rate curves at different temperature

通過不同溫度下高凝油體系的觸變環(huán)曲線(圖2)可以看出，在相同剪切速率下，溫度為43～49 ℃時高凝油上行線剪切應力大于下行線剪切應力，構(gòu)成正觸變環(huán)，高凝油表現(xiàn)正觸變性。隨著高凝油溫度降低，曲線的滯后面積(觸變環(huán)面積)變大，其觸變性增強，高凝油體系需要相對較長的時間來重組內(nèi)部結(jié)構(gòu)，體系具有更長的松弛時間。溫度為52～87 ℃時高凝油上行線剪切應力與下行線剪切應力基本重合，剪切速率與剪切應力的關(guān)系幾乎呈直線并經(jīng)過原點，此溫度段高凝油體系未表現(xiàn)出觸變特性，此時高凝油表現(xiàn)出牛頓流體的黏度特性，與低溫條件下高凝油體系觸變性具有明顯的區(qū)別。

圖2　不同溫度高凝油體系觸變環(huán)曲線Fig.2　Thixotropic loop curves of in different temperature high pour point oil system

分析上述實驗結(jié)果可知，當實驗溫度降低時，在受到剪切作用后含蠟原油中的蠟晶會發(fā)生伸展、變形或者分散，使流動阻力相對減小，表現(xiàn)出剪切變稀的現(xiàn)象，所以出現(xiàn)低溫時下行線對應的黏度較上行線中黏度值小的現(xiàn)象。溫度越低，剪切作用越強，含蠟原油表現(xiàn)出的觸變性越強。當實驗溫度較高時，含蠟原油中的蠟晶充分溶解，瀝青質(zhì)和膠質(zhì)高度分散稀化，在受到剪切作用后溶液中的分子結(jié)構(gòu)基本不發(fā)生變化，故觸變環(huán)曲線的下行線基本與上行線重合。

1.2高凝油相態(tài)特征

選取法魯奇油田2號油樣，研究南蘇丹高凝油體系隨溫度變化的相態(tài)特征。在恒定地層壓力13.5 MPa條件下，從地層溫度87.8 ℃緩慢降溫，通過高壓顯微系統(tǒng)HPM觀察和記錄降溫過程中高凝油的蠟晶生長和析出過程。圖3展示了不同溫度下高凝油析蠟過程。當溫度高于析蠟溫度(63 ℃)時，地層原油為均勻的液相，沒有固相顆粒；當溫度低于析蠟溫度時，液相中開始出現(xiàn)細小的晶體顆粒；隨著溫度的繼續(xù)降低，晶體顆粒逐漸增多并且長大，直觀地展示出了高凝油的析蠟過程。

圖3　高凝油析蠟過程Fig.3　Wax precipitation process of high pour point oil

應用高溫高壓瀝青沉淀激光測試裝置，依據(jù)高壓顯微系統(tǒng)觀測的固相析出點和相態(tài)實驗測試數(shù)據(jù)，繪制出高凝油的固相沉淀三相P-T相圖(圖4)。圖中有液相、氣/液兩相、液/固兩相和氣/液/固三相共4個相區(qū)，相態(tài)變化復雜，析蠟線就是固相析出分界線。地層壓力13.5 MPa條件下的析蠟溫度為63 ℃，壓力為3 MPa時析蠟溫度為60 ℃。當壓力低于泡點壓力后，地層原油析蠟溫度有所升高。根據(jù)P-T相圖可以確定南蘇丹高凝油油藏地層原油的固相析出溫度和壓力條件，并且可判定析蠟溫度隨壓力下降呈線性降低趨勢但變化不大。

圖4　高凝油三相P-T相圖Fig.4　The P-T phase diagram of high pour point oil

1.3高凝油蠟沉積量測定

應用顆粒計數(shù)統(tǒng)計和體積測量軟件，選取法魯奇油田2號油樣，測試不同溫度下南蘇丹高凝油油藏中的石蠟顆粒數(shù)量、體積大小及其分布。測試結(jié)果如圖5所示，圖中柱狀圖為石蠟顆粒數(shù)量分布，曲線為石蠟顆粒體積分布。結(jié)果可知，顆粒數(shù)量分布與顆粒尺寸大小呈指數(shù)遞減趨勢；隨著溫度降低，析出蠟顆粒逐漸變大，小尺寸蠟顆粒數(shù)量逐漸減少，而大尺寸蠟顆粒分布呈逐漸增加趨勢。溫度為60 ℃時的蠟顆粒橫切面積主要分布(顆粒體積分布>10%)在0～1 200 μm2，溫度為45 ℃時的蠟顆粒橫切面積主要分布在0～8 000 μm2。隨著溫度降低，單位體積高凝油析蠟量呈不斷增加趨勢，60 ℃時析蠟量僅為4.7%，當溫度降低到45 ℃時析蠟量大幅度升高到29%(圖6)。

根據(jù)法魯奇油田巖心測試數(shù)據(jù)分析可知，法魯奇油田巖心孔喉半徑主要分布在20～60 μm，由此可計算出孔喉的橫截面積主要分布在1 256～11 304 μm2。因此，當溫度低于析蠟溫度時，隨著溫度的逐漸降低，蠟顆粒半徑逐漸增大，當蠟顆粒半徑大于孔喉半徑之后，固相蠟顆粒很容易在孔隙喉道處被捕集，造成地層冷傷害。

圖5　不同溫度下高凝油固相顆粒分布Fig.5　Distribution of solid particles in high pour point oil at different temperature

圖6　析蠟量與溫度關(guān)系曲線Fig.6　Relationship between the amount of wax precipitation and temperature

2　地層冷傷害的滲流特征

選取法魯奇油田1號油樣，分析南蘇丹高凝油油藏地層冷傷害滲流特征。對比不同溫度下高凝油單相滲流曲線(圖7(a))可知，溫度為66 ℃和90 ℃時，即流體溫度高于析蠟點溫度時，滲流曲線為直線，顯示出較明顯的達西線性滲流特征。當溫度為43～52 ℃時，即流體溫度低于析蠟點溫度時，滲流曲線變?yōu)榍€，表現(xiàn)為明顯的非線性滲流特征，此時高凝油滲流體系存在啟動壓力梯度，且溫度越低，啟動壓力梯度越高。根據(jù)非穩(wěn)態(tài)法測得油-水相對滲透率曲線(圖7(b))可知，隨著溫度的降低，兩相區(qū)范圍變窄，等滲點右移；同時等滲點相對滲透率降低，油水兩相滲流能力明顯降低。

圖7　不同溫度下單相滲流曲線和油水相滲曲線Fig.7　Single-phase seepage curves and oil-water relative permeability curves at different temperature

3　冷傷害對注水效果的影響

通過一維巖心水驅(qū)實驗分析冷傷害對注水開發(fā)效果的影響。對比采出程度與注入體積關(guān)系曲線(圖8(a))可知，在析蠟點之上，隨溫度的增加，采出程度不斷增加，但采出程度增加的幅度較小。85 ℃、65 ℃、50 ℃的最終采出程度分別為49%、36.5%、23.2%。50～65 ℃，單位溫度內(nèi)增加的采出程度為0.887%/ ℃；65～85 ℃，單位溫度內(nèi)增加的采出程度為0.625%/ ℃。

對比含水率與采出程度關(guān)系曲線(圖8(b))可知，溫度越高，含水率上升越緩慢，無水采收率越高。無水采收率按含水低于2%計算，85 ℃、65 ℃、50 ℃三個溫度下的無水采收率依次為18%、17.7%、16.5%；隨著溫度的升高，最終采收率也升高。上述實驗結(jié)果表明，當溫度高于析蠟點時，油樣表現(xiàn)為稀分散懸浮液，宏觀上表現(xiàn)為牛頓流體，故從85 ℃降溫到65 ℃的驅(qū)油效率降低值較小。在溫度區(qū)間50～65 ℃時驅(qū)油效率變化較大。由于在這個溫度區(qū)間內(nèi)，析出蠟量顯著增加，微觀蠟晶顆粒之間的平均距離較遠，形狀不規(guī)則，彼此間易相互作用形成蠟晶體結(jié)構(gòu)，為膠質(zhì)、瀝青質(zhì)提供橋梁，導致原油黏度急劇變化，油水流度比降低較快，導致無水采收率和最終采收率都下降較快。

圖8　不同溫度下采出程度和含水率的變化曲線Fig.8　Reserves recovery percent curves and water cut curves at different temperature

4　結(jié)　論

(1)蠟相沉積實驗表明，當溫度低于析蠟點后，高凝油呈現(xiàn)非牛頓流體特征，具有剪切稀釋性和觸變性；隨著溫度降低，析出的蠟顆粒半徑逐漸變大，當蠟顆粒半徑大于孔喉半徑之后，很容易在孔隙喉道處被捕集，造成地層冷傷害。

(2)滲流實驗表明，當溫度低于析蠟點后，滲流曲線表現(xiàn)出明顯的非線性滲流特征，高凝油滲流體系具有啟動壓力梯度，且溫度越低，啟動壓力梯度越高；隨著溫度的降低，兩相區(qū)范圍變窄，等滲點右移，油水兩相滲流能力明顯降低。

(3)水驅(qū)實驗表明，溫度低于析蠟點時，油水流度比大，見水早，并導致無水采收率和最終采收率都明顯低于溫度高于析蠟點的水驅(qū)效果。建議在實施高凝油注水開發(fā)時應保證注入水到達井底的溫度高于地層原油的析蠟點，防止地層冷傷害的發(fā)生。

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責任編輯：賀元旦

Study on Reservoir Cold Damage Mechanism of High Pour Point Oil Reservoir in Southern Sultan

LIAO Changlin1,WU Xianghong1,WANG Yuxiong2,YANG Shenglai3,MA Kai1,FENG Min1

(1.Research Institute of Petroleum Exploration and Development,CNPC,Beijing 100083,China;2.Nile Company,CNPC,Juba,Southern Sultan;3.Faculty of Petroleum Engineering,China University of Petroleum (Beijing),Beijing 102249,China)

The possibility of the reservoir cold damage caused by wax precipitation in the high pour point oil reservoir in southern Sultan was studied by laboratory experiments.The experiment results show that,when the temperature is lower than the wax precipitation point,the wax crystal in high pour point oil will precipitate,the high pour point oil has the characteristics of non Newtonian fluid,that is,the characteristics of shear thinning and thixotropy;with the temperature reducing,the size of the precipitated wax particle becomes larger,the larger wax crystal particle is easy to gather at the throat of pore to cause the cold damage of reservoir; the oil-water seepage curves show obvious nonlinear seepage characteristics,the seepage system has start-up pressure gradient,the two-phase region becomes narrow,the isotonic point moves to right,the seepage capacity of oil and water all decreases.When the temperature is higher than the wax precipitation point,water-oil mobility ratio increases,which will lead to water breakthrough earlier,water-free recovery factor and ultimate recovery factor of water flooding lower than that when the temperature is lower than the wax precipitation point.Therefore it is suggested that in the water injection development of high pour point oil reservoir in southern Sudan,the bottom-hole temperature of injected water should be higher than the wax precipitation point so as to prevent the cold damage to the reservoir.

high pour point oil reservoir;reservoir cold damage;wax precipitation;water injection temperature;southern Sultan

A

2016-02-25

國家重大專項“蘇丹3/7區(qū)高凝油油藏高效開發(fā)技術(shù)”(編號：2011ZX05032-002)和“蘇丹3/7區(qū)塊Palogue油田大型邊底水高凝油油藏經(jīng)濟高效開發(fā)技術(shù)示范工程”(編號：2011ZX05058)；中國博士后基金(編號：2015M571064)

廖長霖(1986-)，男，工程師，博士，主要從事油藏數(shù)值模擬研究。E-mail: liaocup@163.com

10.3969/j.issn.1673-064X.2016.04.011

TE348

1673-064X(2016)04-0064-05