海上高凝油油藏開發技術對策研究

尚寶兵，李俊飛，吳華曉，牟 媚，于法浩

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 塘沽 300452)

高凝油油田原油含蠟量高、凝固點和析蠟點高，且對溫度敏感，使得油田開發及采油工藝技術與常規油田具有較大差異[1-2]。受環境因素限制以及平臺空間制約，海上高凝油油田的高效開發更加困難。基于原油物性和地層物性特征，渤海K油田在投產階段即研究確定了適宜的注采技術對策，為高效開發提供保障。

1 油田概況

渤海K油田位于渤海海域南部，整體為受東西向大型滑脫斷裂控制的斷塊、半背斜構造，油藏埋深2 000～2 200 m，目的層沙河街組沙三上段以辮狀河三角洲沉積為主，為高孔、中高滲儲層。油田原始地層溫度約為90℃，原油含蠟量27%～29%，膠質瀝青質含量14%～15.5%，析蠟點55℃，凝固點35℃。具有含蠟量高、膠質瀝青質含量高、凝固點和析蠟點高的特征，是典型的高凝油油田，高效開發難度大。

2 儲層物性評價

2.1 儲層物性特征

渤海K油田儲集層主要為沙河街組沙三上段。儲層巖性以中細粒、中粗粒巖屑長石砂巖為主，儲層礦物成分主要為石英、長石、巖屑。巖石孔隙發育，孔隙類型以原生粒間孔為主，連通性好，孔隙形態多為不規則形。儲層具有高孔、中高滲的物性特征，平均孔隙度29.1%，平均滲透率1.117 7μm2。粘土礦物以伊/蒙混層為主，其次為高嶺石和綠泥石，多充填于粒間孔隙喉道處。

2.2 原油特性

通過吸附色譜法對本油田取得的5組油樣進行分析，得到各組分含量(表1)。測定K2油樣的流變性(見圖1)，可見本油田原油流變性對溫度較為敏感，當溫度高于析蠟點時為牛頓流體，溫度對原油黏度影響較小。當溫度低于析蠟點時，由于蠟晶析出的影響，原油逐漸轉變為非牛頓流體，黏溫曲線變化很大。

表1 原油組分含量及特征溫度

圖1 原油黏溫曲線

2.3 儲層敏感性評價

儲層中含有高嶺石、蒙脫石、伊利石等敏感性礦物，與外來流體易發生各種物理化學作用，導致生產能力或注入能力下降，即發生油氣層損害。利用該油田的實際巖心，根據地層水樣配置了模擬地層水，進行儲層敏感性評價(見表2)。

表2 儲層敏感性評價結果

注：Ki為初始滲透率，KL為巖樣發生物理化學作用后的滲透率。

可以看出，該油田儲層水敏和酸敏性較強，注水過程中易發生水敏損害，造成儲層滲透率下降，需要合理控制注入水的礦化度。

3 注水溫度優化研究

針對高凝油油藏，相關實驗研究及開發實踐表明，若注入水溫度過低，注水井周圍將形成冷水帶，導致該區域內原油析蠟，堵塞喉道，造成油層冷傷害，使得注水井表皮系數增大、注水壓力升高，油田開發采收率降低[3-7]。因此對于這類油藏，保證注水溫度高于原油的析蠟點溫度具有重要意義。

3.1 井筒總傳熱系數確定

井筒內流體向周圍環境傳熱時，需要克服油管壁、環空、套管壁和水泥環等的熱阻。這些不同導熱介質產生的導熱熱阻之間相互串聯，形成了井筒的總傳熱系數[8-10]。針對常見的海上油井井身結構，考慮空氣段和海水段對井筒傳熱的影響，其井筒熱阻組成如圖2所示。

單位管長的總傳熱系數即為各串聯熱阻總熱阻的倒數：

(1)

式中，Rti為井筒流體與油管間的對流換熱熱阻，(m·℃)/W；Rtube為油管壁的導熱熱阻，(m·℃)/W；Ran為油套環空熱阻，(m·℃)/W；Rcas為套管壁的導熱熱阻，(m·℃)/W；Rcem為水泥環的導熱熱阻，(m·℃)/W；R6為環境導熱熱阻，(m·℃)/W;λtube為油管壁導熱系數，W/(m·℃)；λcas為套管導熱系數，W/(m·℃)；λcem為水泥導熱系數，W/(m·℃)；λe為地層導熱系數，W/(m·℃);αfi為油管內壁對流換熱系數，W/(m2·℃)；αfo為隔水導管外流體(空氣或海水)對管壁的對流換熱系數，W/(m2·℃);rti為油管內徑，m；rto為油管外徑，m；rci為套管內徑，m；rco為套管外徑，m；rho為水泥環外緣外徑，m。

圖2 海上油井井筒熱阻構成

3.2 井筒溫度場計算模型建立

為了簡化復雜的井下情況，井筒溫度場計算時作了如下假設：

(1)從井筒到水泥環的熱量傳遞過程為一維穩定傳熱，水泥環外緣至地層為一維不穩定傳熱；

(2)井筒和地層中都只考慮徑向傳熱，不考慮沿井深方向的傳熱；

(3)流體在油管中流動摩擦而產生的熱量忽略不計。

根據能量守恒方程，可以得到井筒溫度場分布的數學模型為：

KL(Te-T)dl-Gwgdl=WdT

(2)

式中：T為井筒中產液的溫度，℃；Te為地層溫度，℃；To為井底油藏中部溫度，℃；l為井底至井中某一深度的垂直距離，m；Gw為水通過油管的質量流量，kg/s；W為水當量，W=GwCw，W/℃；Cw為水的比熱容，J/(kg·℃)；g為重力加速度，m/s2。

根據以上數學模型，可計算得到滿足生產要求的注入水溫度。

3.3 注入水溫度優化

以55℃(原油析蠟點溫度)作為注入水到達井底的溫度要求，利用建立的注水井井筒溫度場計算模型，以該油田A7注水井為例進行了計算。該井斜深2 070 m，日均注水量200 m3/d。在不同的井口注水溫度下，注入水達到井底的溫度變化如圖3所示。

圖3 注水溫度敏感性分析

注入水溫度高于井筒環境溫度，進入井筒后溫度逐漸降低。隨著井深增加，環境溫度不斷升高，注入水溫度又隨之呈現升高的趨勢。通過理論計算，當井口的注水溫度控制在60℃以上時，可保證注入水到達井底后其溫度不低于原油的析蠟點，避免地層冷傷害。

4 隔熱油管防蠟優化研究

本油田采用普通油管生產時，產液溫度低于原油析蠟點，井筒存在結蠟風險。為防止井筒結蠟，研究應用了隔熱油管防蠟技術，通過減少油井產液在井筒中的熱損失，提高產液溫度，達到防蠟目的(見圖4)。

與普通油管相比，隔熱油管的導熱系數更低，目前常用的E級隔熱油管的導熱系數低至0.002～0.006 W/(m·℃)[11-12]。在本油田，采用114 mm×76 mm的E級隔熱油管條件下，通過本文所建立的井筒溫度場計算模型，以A1井為例優化了隔熱油管下深。針對該井，當從井口下入1 400 m的隔熱油管后，可保證產液溫度高于原油的析蠟點溫度，達到防蠟的目的。通過此方法，優化設計該油田各油井隔熱油管下深為600～1 500 m。

圖4 不同隔熱油管下深時的井口溫度

5 開發效果評價

目前，K油田共有生產井13口，注水井7口。根據以上研究成果，在注水工藝上實施了提高注入水溫度、嚴控注入水水質的措施，盡量減小由于注水引起的儲層傷害。油田投產后，注水井的井口溫度基本維持在60℃以上；注水水質較為穩定，實際注水量滿足配注要求，地層能量得到有效補充(見圖5-7)。

圖5 注水井的井口注水溫度統計

圖6 注入水中含油量變化

圖7 注入水中懸浮物固體含量變化

在采油工藝上，通過采用隔熱油管保溫生產來提高產液溫度，防止井筒結蠟。生產穩定時油井井口溫度基本維持在57℃以上，井筒中未出現結蠟問題，有效達到了防蠟目的(見圖8)。

圖8 部分油井實際產液溫度

4 結論與建議

(1)K油田原油含蠟量高，屬于典型的高凝油油藏，儲層具有較強的水敏和酸敏性，注水開發過程中易引起水敏堵塞、地層冷傷害等問題。

(2)建立了注水井井筒溫度場計算模型，指導優化了注水井的注水溫度，有效防止了由于注水引起的地層冷傷害。油田投產后注水水質穩定，注水量滿足需求。

(3)通過采用隔熱油管保溫生產提高了油井產液溫度，有效避免井筒結蠟，保證了油井的平穩生產，促進了油田的高效開發。