彰武油田注水冷傷害及注熱水礦場(chǎng)試驗(yàn)研究

沈德梅，李萬(wàn)春，張　鑫，劉雙秀

(中國(guó)石化東北油氣分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，吉林長(zhǎng)春 130062)

?

彰武油田注水冷傷害及注熱水礦場(chǎng)試驗(yàn)研究

沈德梅，李萬(wàn)春，張?chǎng)危瑒㈦p秀

(中國(guó)石化東北油氣分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，吉林長(zhǎng)春 130062)

彰武油田為低滲透高含蠟高凝固點(diǎn)普通稠油油藏，產(chǎn)能建設(shè)后注冷水開(kāi)發(fā)。通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)資料、室內(nèi)實(shí)驗(yàn)及數(shù)值模擬研究等方法，證明隨著原油黏度的增加，水驅(qū)波及體積和采出程度呈下降趨勢(shì)，剩余油飽和度呈上升趨勢(shì)，注冷水不利于油田開(kāi)發(fā)；注冷水使注水井井底流溫低于地層溫度，造成油層冷傷害。注熱水礦場(chǎng)試驗(yàn)表明，試驗(yàn)區(qū)注熱水開(kāi)發(fā)，既可保持油層溫度，實(shí)現(xiàn)有效注水，又能有效減緩產(chǎn)量遞減、改善開(kāi)發(fā)效果。

彰武油田；低滲透油藏；普通稠油油藏；注水開(kāi)發(fā)

1　地質(zhì)開(kāi)發(fā)概況

彰武油田彰武2區(qū)塊構(gòu)造位于松遼盆地南部彰武斷陷，為巖性-構(gòu)造油藏，平均空氣滲透率26.9×10-3μm2，平均孔隙度17.4%，地下原油黏度45.5 mPa·s，地層原始?jí)毫ο禂?shù)0.94，地層溫度49 ℃/1 158.06 m，含蠟平均10.4%，凝固點(diǎn)平均31.5 ℃，為低滲透高含蠟高凝固點(diǎn)普通稠油油藏。

彰武2區(qū)塊于2013年4月進(jìn)入注水開(kāi)發(fā)階段，總體開(kāi)發(fā)效果較差。開(kāi)發(fā)形勢(shì)表現(xiàn)為自然遞減大、產(chǎn)量下降快，日產(chǎn)油由開(kāi)發(fā)初期的70.9 t降至25.6 t；含水上升快，階段含水上升率5.6%；注采比高，但壓力保持水平低，目前壓力系數(shù)0.55。

2　注冷水對(duì)彰武油田開(kāi)發(fā)效果的影響

2.1注冷水導(dǎo)致井底附近原油黏度急劇升高

彰武油田產(chǎn)能建設(shè)后注冷水開(kāi)發(fā)，但據(jù)國(guó)內(nèi)外對(duì)高凝油藏進(jìn)行的注水冷傷害研究認(rèn)為，當(dāng)油藏溫度與析蠟點(diǎn)溫度相差小于20 ℃時(shí)，注冷水開(kāi)發(fā)會(huì)在注水井近井帶形成一個(gè)降溫區(qū)，造成井底附近滲流阻力增大，影響開(kāi)發(fā)效果，這類油藏為易受冷傷害油藏[1]，彰武2區(qū)塊就屬于此類油藏。據(jù)統(tǒng)計(jì)彰武2區(qū)塊10口井主吸層流溫平均40 ℃，中心區(qū)平均37 ℃，由黏溫曲線(圖1)可見(jiàn)，油層溫度低于45 ℃時(shí)黏度進(jìn)入溫度敏感區(qū)，40 ℃和37 ℃時(shí)黏度分別為1 200和2 500 mPa·s。在彰武作業(yè)現(xiàn)場(chǎng)打撈出的井下管柱上覆蓋大量凝固的原油和石蠟，管柱腐蝕嚴(yán)重，由此可見(jiàn)彰武2區(qū)塊存在儲(chǔ)層冷傷害現(xiàn)象。

圖1　彰武2區(qū)塊黏溫曲線

2.2啟動(dòng)壓力梯度實(shí)驗(yàn)研究

國(guó)內(nèi)外實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示，低滲透油藏?zé)o論水還是油，都存在較明顯的啟動(dòng)壓力梯度，即產(chǎn)生非達(dá)西滲流現(xiàn)象[2]。為研究不同原油黏度下儲(chǔ)層的啟動(dòng)壓力梯度，2015年開(kāi)展了啟動(dòng)壓力梯度實(shí)驗(yàn)研究，實(shí)驗(yàn)用油為彰武地層原油，實(shí)驗(yàn)用水按彰武地層水礦化度配置標(biāo)準(zhǔn)鹽水。根據(jù)彰武油田儲(chǔ)層特點(diǎn)和實(shí)驗(yàn)條件，確定啟動(dòng)壓力梯度測(cè)定方法為恒速穩(wěn)態(tài)法；實(shí)驗(yàn)要求驅(qū)替流速較小，滿足低速非達(dá)西滲流規(guī)律。

低速非達(dá)西滲流方程[3]：

(1)

滲流曲線用二次方程(2)進(jìn)行擬合，獲得系數(shù)a,b,c，并定義它們?yōu)樾甭室蜃印?/p>

(2)

在非達(dá)西滲流方程(1)中有兩個(gè)未知變量Ke和γ，本文采用二次函數(shù)曲線切線的斜率和截距來(lái)描述變量Ke和γ(圖2)。

圖2　非達(dá)西滲流曲線

二次函數(shù)曲線上任意一點(diǎn)的切線表達(dá)式為：

(3)

比較方程(2)和(3)可以得

(4)

(5)

實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示，氣測(cè)滲透率17.29%、孔隙度16.7%的低滲透巖心，驅(qū)替相黏度變大，滲流曲線則向右偏移，黏度越大，向右偏移距離越大。可見(jiàn)，在驅(qū)替速度不變的情況下，黏度越大非達(dá)西滲流特征越明顯，啟動(dòng)壓力梯度越大(圖3、圖4)。

圖3　不同黏度下巖心滲流曲線

2.3建立典型數(shù)學(xué)模型，研究注冷水對(duì)開(kāi)發(fā)效果的影響

為了解彰武油田注冷水對(duì)水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果的影響，建立一注八采反九點(diǎn)井網(wǎng)典型模型，地層參數(shù)采用油藏實(shí)際參數(shù)，同時(shí)考慮油井壓裂、注水井未壓裂情況，通過(guò)數(shù)值模擬方法對(duì)開(kāi)發(fā)效果的影響進(jìn)行研究。

圖4　不同黏度下啟動(dòng)壓力梯度曲線

方案設(shè)計(jì)地層原油黏度分別為40，50，100，300，500，1 200 mPa·s 6個(gè)方案，水驅(qū)10年，評(píng)價(jià)原油黏度的升高對(duì)開(kāi)發(fā)效果的影響。

研究表明：隨著原油黏度的增加，水驅(qū)波及體積、采出程度呈下降趨勢(shì)，剩余油飽和度呈上升趨勢(shì)[4]。原油黏度由100 mPa·s升至500 mPa·s，水驅(qū)波及體積由25.16%降至13.79%，下降11.37個(gè)百分點(diǎn)，采出程度由6.73%降至2.62%，下降4.11個(gè)百分點(diǎn)，剩余油飽和度由51.8%升至54%，上升2.2個(gè)百分點(diǎn)(表1)。由此可見(jiàn)注冷水對(duì)彰武油田開(kāi)發(fā)有不利影響。

表1　不同原油黏度水驅(qū)開(kāi)發(fā)指標(biāo)對(duì)比

3　注熱水礦場(chǎng)試驗(yàn)室內(nèi)研究

3.1儲(chǔ)層冷傷害機(jī)理研究

彰武2區(qū)塊是低滲透油藏，且油質(zhì)稠、含蠟量高、凝固點(diǎn)高，注入水溫度低于油層溫度、接近結(jié)蠟溫度，導(dǎo)致注水井井底附近形成降溫區(qū)，使油層流體乳化、石蠟與瀝青有機(jī)垢沉積、蠟晶吸附在巖石表面[5]。巖石的潤(rùn)濕性由親水轉(zhuǎn)為親油，造成吸水能力降低[6]。受儲(chǔ)層冷傷害影響，含油飽和度較高的九佛堂Ⅲ6、7、8小層吸水差，相對(duì)吸水量?jī)H占21.6%。

儲(chǔ)層溫度降低使溶解平衡、化學(xué)平衡發(fā)生移動(dòng)，原油中的某些重質(zhì)組份析出成為有機(jī)垢，或使地層水中的可溶性無(wú)機(jī)鹽過(guò)飽和析出成為無(wú)機(jī)垢沉淀，進(jìn)而堵塞油氣滲流通道，降低油井產(chǎn)能[7]。彰武2區(qū)塊油井日產(chǎn)能力較低，平均單井日產(chǎn)液1.7 m3，平均單井日產(chǎn)油 0.6 t。

3.2注熱水礦場(chǎng)試驗(yàn)研究

在注水冷傷害機(jī)理和室內(nèi)研究的前提下，優(yōu)選彰武2區(qū)塊中心區(qū)ZW2-2-1、ZW2-3-1、ZW2-6-5三個(gè)井組開(kāi)展注熱水試驗(yàn)(表2)。注入水溫度控制在50℃，既可保證注入水后油層溫度不變，又可保障高凝油在油藏的順利流動(dòng)[8]。注入水源用地層水，其礦化度比較接近油層水的礦化度，可有效防止注入水引起的黏土膨脹，保證注入壓力不會(huì)快速上升。該試驗(yàn)于2015年4月份開(kāi)始，吸水剖面監(jiān)測(cè)顯示，ZW2-6-5井注熱水后，吸水剖面反轉(zhuǎn)，注采對(duì)應(yīng)較好的主力層九佛堂Ⅲ7小層吸水變好，相對(duì)吸水量由注熱水前的12.1%提高到100%(圖5)。注熱水后試驗(yàn)井區(qū)產(chǎn)量遞減有效減緩，月遞減率由注熱水前的6%下降至2%(圖6)。

4　結(jié)論

(1)彰武2區(qū)塊地層溫度49 ℃，含蠟平均10.34%，凝固點(diǎn)平均31.5 ℃，屬于易受冷傷害的高凝油藏。注水開(kāi)發(fā)實(shí)踐證實(shí)，注冷水使注水井井底流溫低于地層溫度，造成油層冷傷害等開(kāi)發(fā)難題。

圖5　ZW2-6-5井注熱水前后吸水剖面

表2　彰武2區(qū)塊3口注熱水井的相關(guān)技術(shù)指標(biāo)

(2)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和數(shù)模研究也顯示，隨著原油黏度的增加，水驅(qū)波及體積、采出程度呈下降趨勢(shì)，剩余油飽和度呈上升趨勢(shì)，注冷水不利于彰武油田的開(kāi)發(fā)。

(3)注熱水礦場(chǎng)試驗(yàn)證明，中心區(qū)3個(gè)井組注熱水開(kāi)發(fā)后，既可保持油層溫度、實(shí)現(xiàn)有效注水，又有效減緩了產(chǎn)量遞減，改善了開(kāi)發(fā)效果。

[1]田乃林，馮積累，任瑛，等.早期注冷水開(kāi)發(fā)對(duì)高含蠟高凝固點(diǎn)油藏的冷傷害[J].石油大學(xué)學(xué)報(bào)，1997，21(1)：42-45.

[2]任曉媚，齊銀，張寧生，等.低滲透孔隙介質(zhì)中低速非達(dá)西滲流特征研究進(jìn)展[J].西安石油大學(xué)學(xué)報(bào)，2007，22(增1)：32-36.

[3]呂成遠(yuǎn)，王建，孫志剛.低滲透砂巖油藏滲流啟動(dòng)壓力梯度實(shí)驗(yàn)研究[J].石油勘探與開(kāi)發(fā)，2002，29(2)：86-89.

[4]王強(qiáng)，盧德平，注冷水開(kāi)發(fā)對(duì)高凝油油層傷害的初步認(rèn)識(shí)[J].特種油氣藏，2002，9(增)：46-49.

[5]金華，袁潤(rùn)成，史斌，等.段六撥油田注水過(guò)程儲(chǔ)層損害原因分析[J].油氣田地面工程，2007，26(10)：36-37.

[6]姚英，姜漢強(qiáng)，黨龍梅，等.高凝油油藏冷傷害機(jī)制[J].中國(guó)石油大學(xué)學(xué)報(bào)，2009，33(3)：95-98.

[7]劉慧卿，黃少云，畢國(guó)強(qiáng)，等.北小湖油田油層冷傷害實(shí)驗(yàn)研究[J].石油大學(xué)學(xué)報(bào)，2001，25(5)：45-47.

[8]姚傳進(jìn).濰北油田高凝油流變性研究[J].油氣地質(zhì)與采收率，2011，18(1)：63-66.

編輯：王金旗

1673-8217(2016)04-0110-03

2016-03-10

沈德梅，高級(jí)工程師，1977年生，1999年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院石油工程系，現(xiàn)從事油藏工程研究工作。

TE345

A