析蠟不可逆性對低滲高凝油流動性及水驅(qū)效果的影響

王業(yè)飛 吳寒超 丁名臣 陳五花 司永昌 李強

摘要：高凝油析蠟具有不可逆性，對注水開發(fā)及油藏后期進一步提高采收率造成影響。系統(tǒng)對比降溫和升溫模式下高凝油析蠟-溶蠟行為、黏度、流變性、油相滲流能力及水驅(qū)效果。結(jié)果表明：某高凝油溶蠟點為71.5 ℃，明顯高于其析蠟點的62.3 ℃，存在不可逆性；溫度高于溶蠟點時，降溫和升溫模式中原油黏度值基本相同，水驅(qū)采收率相當；溫度介于溶蠟點和析蠟點時，降溫模式中原油未析蠟，黏度小，為牛頓流體，無滲流啟動壓力，水驅(qū)采收率較高（超過60%）；升溫模式中蠟晶未完全溶解，黏度高，為非牛頓流體，存在啟動壓力，水驅(qū)采收率明顯降低（小于50%），不可逆性影響顯著；對于已受冷傷害的高凝油油藏，注熱小幅度提高油藏溫度是不夠的，必須達到溶蠟點以上，否則水驅(qū)效果會明顯變差。

關(guān)鍵詞：高凝油； 溫度； 析蠟不可逆性； 流動性； 水驅(qū)采收率

中圖分類號：TE 349 文獻標志碼：A

引用格式：王業(yè)飛，吳寒超，丁名臣，等.析蠟不可逆性對低滲高凝油流動性及水驅(qū)效果的影響［J］.中國石油大學學報（自然科學版），2023，47（6）：80-86.

WANG Yefei， WU Hanchao， DING Mingchen， et al. Effect of wax precipitation irreversibility on flowability and water flooding for high pour point crude oil in low permeability reservoir［J］.Journal of China University of Petroleum（Edition of Natural Science），2023，47（6）：80-86.

Effect of wax precipitation irreversibility on flowability and water flooding for high pour point crude oil in low permeability reservoir

WANG Yefei1， WU Hanchao1， DING Mingchen1， CHEN Wuhua1， SI Yongchang2， LI Qiang1，3

（1.School of Petroleum Engineering in China University of Petroleum （East China）， Qingdao 266580， China;

2.CPMC Tianjin Design Institute， Tianjin 300457， China;

3.Shengli Oilfield Company of SINOPEC， Dongying 257001， China）

Abstract： Wax precipitation of high pour point oil is irreversible， which has significant effect on development of water injection and other enhanced methods. Under cooling and heating procedures， the wax precipitation-wax dissolution behavior， viscosity， rheological property， oil phase seepage ability and water flooding efficiency of high pour point oil were systematically compared. The results show that the wax dissolution temperature of a high pour point oil is 71.5°C， which is significantly higher than the wax precipitation point of 62.3 °C， and there is irreversibility. When the temperature is higher than the wax dissolution point， the crude oil viscosity values in the cooling and heating modes are basically the same， and the water flooding recoveries are equivalent. When the temperature of the crude oil is between the wax dissolution point and the wax precipitation point， the wax does not precipitate during the cooling process， and the viscosity is relatively small， showing Newtonian fluid performance and having no seepage starting pressure， and higher water flooding recovery （more than 60%）. In the heating mode， the wax crystal is not completely dissolved， the viscosity is high， and it is a non-Newtonian fluid. There is a starting pressure， and water flooding recovery is significantly reduced （ less than 50% ）， indicating the obvious irreversible effect. Considering cold damage of high pour point oil reservoir， its temperature is not enough to be slightly increased by hot water injection， and it should reach above the wax melting point， otherwise the water flooding efficiency will be significantly worse.

Keywords：high pour point oil; temperature; wax precipitation irreversibility; flowability; water flooding recovery

高凝油通常是指凝固點高于40 ℃、含蠟量大于10%的原油［1］。高凝油一般采用注水開發(fā)，但冷水驅(qū)替會導致油藏溫度降低，一旦原油析蠟，就會造成冷傷害，影響原油的采收率［2-4］。為解決析蠟對高凝油開發(fā)效果的影響，往往選擇注熱水等加熱地層的方式，恢復地層溫度，進一步提高采收率［5-6］。但高凝油的析蠟存在不可逆性，即某高凝油降低到某一溫度開始析蠟，再加熱使高凝油溫度恢復到該溫度，析出的蠟晶也不會完全溶解。由此提出析蠟點和溶蠟點的概念。劉家林等［7］對沈84-安14塊原油進行物性分析，發(fā)現(xiàn)溶蠟點比析蠟點平均高出8 ℃，說明析出蠟晶的完全溶解，需要更高溫度。王敉邦等［8］通過激光法測得高凝油溶蠟點比析蠟點高11.5 ℃。Kk利用DSC方法測試發(fā)現(xiàn)所研究的原油樣品溶蠟點均大于析蠟點［9］。研究［10-11］表明，當溫度低于溶蠟點時，再加熱升溫也難以使原油流動性達到析蠟之前狀態(tài)。筆者設(shè)計降溫和升溫模式試驗，前者模擬高凝油藏注冷水的降溫開發(fā)過程，后者模擬注熱水加熱恢復地層溫度的過程；在兩種溫度變化模式中，對比不同溫度點高凝油析蠟-溶蠟行為、黏度、流變性、油相滲流能力及水驅(qū)效果的差異。

1 試 驗

1.1 試驗材料與儀器

試驗材料：濰北油田某井組脫氣高凝原油，凝固點為42 ℃，89 ℃下黏度為13.5 mPa·s（剪切速率7.34 s-1），密度為0.84 g/cm3；模擬地層水，礦化度為50976 mg/L，其中Cl-、HCO3-、SO42-、Na++K+、Ca2+和Mg2+的質(zhì)量分數(shù)分別為30915.2、237.2、36.6、18655.2、848.9和282.9 mg/L。滲流及驅(qū)油試驗用巖心為石英砂環(huán)氧樹脂膠結(jié)人造巖心。

試驗儀器：安東帕MCR302型流變儀，奧地利安東帕有限公司；梅特勒DSC1差示掃描量熱儀，梅特勒-托利多國際貿(mào)易（上海）有限公司；Leica DM2700P偏光顯微鏡，德國徠卡控股（中國）集團有限公司；巖心驅(qū)替裝置，海安石油科研儀器有限公司（圖1）。

1.2 試驗方法

（1）DSC分析。利用差式掃描量熱法［12］測試高凝油降溫和升溫模式下的熱流變化，判斷高凝油的析蠟和溶蠟行為。用鋁制坩堝稱取樣品4～8 mg，將樣品放置于DSC樣品池中，升溫至90 ℃，恒溫10 min，然后在氮氣的保護下，以2 ℃/min的速率將樣品從90 ℃降溫至-20 ℃，再以同樣的速率將樣品升溫至90 ℃，并繪制樣品隨溫度變化的熱流數(shù)據(jù)圖。

（2）蠟晶微觀形態(tài)。為直觀判斷降溫和升溫模式中高凝油析蠟狀態(tài)的不同，利用Leica DM2700P偏光顯微鏡觀測65和50 ℃下高凝油中蠟晶的微觀形態(tài)。將油樣在90 ℃熱處理后，取樣均勻涂于載玻片上，保持降溫速率為0.5 ℃/min，緩慢冷卻至室溫，然后再以相同速率升溫至90 ℃，在偏光顯微鏡下觀察降溫和升溫模式下65和50 ℃下的蠟晶形態(tài)并拍照。

（3）黏溫及流變性。利用安東帕MCR302型流變儀測定降溫和升溫模式中，高凝油的黏度及流變性，初步判斷其在不同析蠟狀態(tài)和不同模式下的流型及流動能力［13］。將適量油樣加熱至90 ℃，恒溫10 min，再以0.5 ℃/min的速率降溫至設(shè)定溫度，待降至凝固點溫度（42 ℃）以下后，再以相同的速率升溫至90 ℃，在100 s-1的剪切速率下測定此過程中不同溫度下原油的黏度。重復上述過程，當溫度分別達到設(shè)定溫度（78、65、50 ℃）時，在0～100 s-1的剪切速率下測定此過程中不同溫度下原油的表觀黏度。

（4）油相滲流試驗。除黏度和流變性外，為直接確定高凝油在巖心中的流動特性，開展降溫和升溫模式中高凝油不同溫度下的單相滲流試驗［14］。試驗前將巖心抽真空（巖心直徑2.5 cm，長度30 cm，氣測滲透率50×10-3 μm2），89 ℃下飽和油并在此溫度下老化1 d。然后按照溫度由高到低的順序分別完成降溫模式下2個溫度點（65和50 ℃）的單一油相滲流試驗；調(diào)節(jié)高凝油的流量，由小到大逐漸增加，并記錄穩(wěn)定流動狀態(tài)下的出口端的流量和巖心兩端壓差，繪制流量-壓力梯度（巖心兩端壓差與長度的比值）關(guān)系曲線，其中該曲線反向延長在壓力梯度坐標軸上的截距即為啟動壓力梯度。重復上述步驟，按照溫度由低到高的順序分別完成升溫模式下3個溫度點（50、65和89 ℃）下的單一油相滲流試驗，按同樣的方法作圖進行數(shù)據(jù)分析。

（5）水驅(qū)油試驗。為最終判斷高凝油析蠟不可逆性對水驅(qū)油的影響，進行降溫和升溫模式下不同溫度的水驅(qū)油試驗。巖心進行抽真空、飽和水、水測滲透率，89 ℃下飽和油并在此溫度下老化7 d。然后按照溫度由高到低的順序，分別在89、78、75、70、65、60、50和45 ℃下開展水驅(qū)試驗，驅(qū)替速度0.5 mL/min，直至含水率達到98%結(jié)束。再按照溫度由低到高的順序，按上述水驅(qū)油試驗步驟，完成相同8個溫度下的水驅(qū)油試驗。

2 結(jié)果分析

2.1 高凝油的析蠟和溶蠟行為

差示掃描量熱法（DSC）測得降溫和升溫模式下高凝油放熱和吸熱的熱流曲線如圖2所示。

根據(jù)曲線與基線的偏離情況能夠判斷高凝油的析蠟點（降溫中第一個偏離基線的溫度點，WAT）和溶蠟點（升溫中最后回歸基線的溫度點，WDT）。由圖2可見，降溫模式下，溫度降低至62.3 ℃時，放熱曲線開始明顯偏離基線，原油中的高碳數(shù)烷烴由于熔點高首先結(jié)晶析出，原油從單一液態(tài)逐漸變成懸浮液，形成固液雙相體系，高凝油析蠟溫度為62.3 ℃。隨著溫度的進一步降低，原油中的烷烴按照熔點高低依次析出形成蠟晶，析蠟量不斷增加，且這些長鏈烷烴由于極性相近，相互連接形成空間網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，成為連續(xù)相，并且把液態(tài)的低碳數(shù)烷烴包裹在空間網(wǎng)絡(luò)中，使原油逐漸失去流動性［12，15］。升溫模式下溫度升高至71.5 ℃時，吸熱曲線回歸至基線，已析出蠟晶完全溶解，高凝油的溶蠟溫度為71.5 ℃。高凝油的溶蠟點WDT明顯高于析蠟點WAT，為9.2 ℃；在溶蠟點以下溫度范圍，原油溫度降低后即使再加熱恢復到初始水平，也難以完全溶解已析出的蠟晶，這進一步驗證高凝油析蠟的不可逆性［16-17］。析蠟不可逆性主要是因為原油中的石蠟含有多種烴類組分，其中正構(gòu)烷烴在較高溫度下依舊具有穩(wěn)定結(jié)構(gòu)，所以其一旦析出在升溫溶蠟時需要更高的溫度才能完全溶解已析出的蠟晶［18］。

為進一步確認降溫和升溫過程中相同溫度下原油含蠟狀態(tài)的差異，利用偏光顯微鏡觀測降溫和升溫程序中65和50 ℃時高凝油的蠟晶形態(tài)，結(jié)果見圖3。其中白色亮點為析出蠟晶，黑色為原油;圖3（a）、（c）為降溫模式，圖3（b）、（d）為升溫模式。

降溫模式至65 ℃時，由于溫度高于析蠟點，此時無明顯的蠟晶析出，視野呈現(xiàn)均勻的黑色（圖3（a））；而升溫模式至65 ℃時，此時溫度高于析蠟點但低于溶蠟點，視野中出現(xiàn)明顯的白色亮點（圖3（b）），即存在蠟晶。這直觀地說明溫度降低至溶蠟點以下后再升溫至析蠟點以上，析出的蠟晶也難以完全溶解。在50 ℃時，溫度低于析蠟點，升溫和降溫模式下均存在蠟晶，并呈片狀的形態(tài)分布在整個顯微鏡視野。這種晶體的比表面積較大，具有較大的比表面能，容易形成空間網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，導致其表現(xiàn)出復雜的非牛頓流體特性［19］。

2.2 析蠟不可逆性對原油黏度和流變性的影響

高凝油析蠟不可逆性導致降溫和升溫模式下相同溫度的原油中蠟晶的形態(tài)具有一定的差異性，引起原油黏度和流變性的不同。利用流變儀測試了降溫和升溫模式下高凝油的黏度和流變性，結(jié)果如圖4、5所示，圖4中剪切速率為100 s-1。

可以看出，當溫度高于溶蠟點71.5 ℃時，蠟晶完全溶解于原油中，降溫和升溫模式下所測的黏度基本一致（圖4），且黏度不隨剪切速率的增大而變化（圖5），原油為牛頓流體。當溫度介于溶蠟點71.5 ℃和析蠟點62.3 ℃間時，受析蠟不可逆性的影響，升溫模式下存在部分蠟晶仍未被完全溶解，導致高凝油黏度相對較大，表現(xiàn)為非牛頓流體狀態(tài)，但降溫模式下高凝油依舊為牛頓流體，黏度相對較小。以65 ℃為例，在剪切速率為100 s-1時，升溫模式測得黏度為33.5 mPa·s，明顯高于降溫模式中的25.3 mPa·s；而且升溫模式中原油黏度隨剪切速率的增大有一定減小，而降溫模式中黏度基本不變，也說明原油流變性的差異。當原油溫度低于析蠟點62.3 ℃時，降溫和升溫模式下蠟晶均以片狀的形態(tài)存在于原油中（圖3），但升溫模式下蠟晶的數(shù)量較多，因此同一溫度下，升溫模式中的黏度略大于降溫模式中的黏度，表現(xiàn)出非牛頓流體特征。

2.3 析蠟不可逆性對原油滲流特征的影響

受析蠟不可逆性影響，溫度在低于溶蠟點WDT時，降溫和升溫模式下原油含蠟狀態(tài)、黏度和流變性均有不同程度差異，影響其在孔隙介質(zhì)中的流動能力。單一油相滲流試驗測得降溫和升溫模式下，不同溫度條件高凝油滲流壓力梯度與流量關(guān)系如圖6所示。

當溫度為89 ℃時，高于原油溶蠟點，高凝油滲流壓力梯度和流量為過原點的近似直線，不存在啟動壓力梯度，為明顯的達西滲流。當溫度介于溶蠟點與析蠟點之間（65 ℃）時，對于降溫模式而言，滲流曲線反向延長線依舊為過原點的近似直線；但升溫模式下滲流曲線不通過原點，與橫軸相交于0.66 MPa/m的位置，說明該條件下原油的流動存在啟動壓力梯度。這是因為該條件下原油為非牛頓流體（圖5），在巖心中流動前，需施加足夠的壓力來破壞原油的蠟晶空間網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)［20］。這進一步說明溫度介于溶蠟點與析蠟點之間，降溫模式中高凝油流動能力明顯強于升溫模式。當溫度低于析蠟點（如50 ℃）時，降溫和升溫模式下高凝油流動均存在啟動壓力梯度，且啟動壓力梯度顯著升高，表現(xiàn)出非牛頓流體特征。

2.4 析蠟不可逆性對水驅(qū)油的影響

析蠟不可逆性會導致降溫和升溫模式中相同溫度下，高凝油含蠟狀態(tài)、黏度、流變性和滲流能力產(chǎn)生差異（尤其是溫度介于析蠟點和溶蠟點之間時）。為了進一步確認這種差異對高凝油水驅(qū)效果的影響，在降溫和升溫模式下開展了系列不同溫度條件水驅(qū)油試驗，結(jié)果如表1和圖7所示。其中1#～8#為降溫模式試驗，9#～16#為升溫模式試驗。

由圖7可見，溫度對高凝油水驅(qū)效果的影響存在兩個關(guān)鍵點，即析蠟點和溶蠟點。當溫度低于析蠟點時，水驅(qū)油采收率出現(xiàn)大幅度的下降現(xiàn)象；而高于溶蠟點時，水驅(qū)油采收率出現(xiàn)大幅度升高現(xiàn)象，由此導致該溫度區(qū)間內(nèi)，2種不同模式下的水驅(qū)采收率差異顯著，說明由析蠟點和溶蠟點構(gòu)成的溫度區(qū)間是高凝油水驅(qū)的高度敏感區(qū)。顯然，這種高度敏感區(qū)的存在與高凝油的析蠟不可逆性密不可分。當溫度高于溶蠟點71.5 ℃時，蠟晶完全溶解，雖然降溫模式下的水驅(qū)采收率要略高于升溫模式下的水驅(qū)采收率，但由于高凝油黏度（圖4）、流變性（圖5）相近，水驅(qū)采收率逐漸向一相同值趨近，都可達70%以上，溫度影響??；溫度低于析蠟點時，降溫和升溫模式下高凝油均為非牛頓流體，黏度高，啟動壓力和水驅(qū)采收率都較低，溫度影響不夠顯著。但降溫模式下的水驅(qū)采收率仍然高于升溫模式下的水驅(qū)采收率，顯示析蠟不可逆性對水驅(qū)存在影響；但當溫度介于溶蠟點和析蠟點之間（62.3～71.5 ℃）時，析蠟不可逆性對水驅(qū)油影響最顯著。降溫模式下高凝油仍為牛頓流體，黏度相對更小，滲流不存在啟動壓力梯度；但升溫模式下，高凝油為非牛頓流體，黏度更高，存在啟動壓力梯度（圖4～6），同時降溫后再升溫至溶蠟點以下時，部分蠟晶仍會殘存于巖心吼道和表面，影響了巖心的滲流能力，導致降溫模式下的水驅(qū)采收率超過60%，而升溫模式下低于50%，相差幅度可達15.3～18.6%［5，21］。

析蠟不可逆性對水驅(qū)油的影響結(jié)果表明，對于高凝油藏的開發(fā)，應(yīng)注重油藏溫度的維持，防止溫度降低到析蠟點及以下，導致原油中析出蠟晶，引起水驅(qū)效果急劇變差；對于注水開發(fā)已經(jīng)導致油藏冷傷害的高凝油油藏，加熱油藏小幅度提高溫度是不夠的，應(yīng)至少跨越溫度敏感區(qū)，達到溶蠟點以上，否則很難改善水驅(qū)效果。除此之外，析蠟不可逆性導致原油黏度增高，指進水竄加劇，是水驅(qū)效果差的重要原因。因此可以考慮通過化學驅(qū)的方法、如聚合物驅(qū)、復合驅(qū)或者泡沫驅(qū)的方法來實現(xiàn)較好的流度控制，擴大波及，進一步提高原油采收率。

3 結(jié) 論

（1）濰北油田某油井產(chǎn)出高凝油溶蠟點為71.5 ℃，明顯高出其析蠟點（62.3 ℃），進一步驗證高凝油析蠟存在不可逆性。

（2）溫度在析蠟點和溶蠟點之間時，析蠟不可逆對水驅(qū)油影響最為顯著，降溫水驅(qū)效率遠高于升溫水驅(qū)。對于已經(jīng)受到冷傷害的高凝油油藏，注熱小幅度提升油藏溫度是不夠的，應(yīng)達到溶蠟點以上，否則難以顯著改善水驅(qū)效果。

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