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)

稠油因瀝青膠質(zhì)含量高而黏度大、流動困難,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，改善油氣相對滲透率，實現(xiàn)對稠油的高效開采，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與儲層巖石發(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層，同時高溫蒸汽的冷凝液會與地層水發(fā)生一定的水液反應(yīng)傷害儲層[2-3]。所以，在稠油熱采注汽過程中，為不傷害儲層且達(dá)到高效開采，必須根據(jù)儲層的實際情況確定合適的注汽溫度。

作者在此針對海上某稠油油田儲層具體特征，研究了適合該油田熱采的注汽溫度。

1　實驗

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型散射光臺式渾濁計，上海自來水公司。

1.2　方法

1.2.1不同溫度對儲層滲透率的損害研究

1)將天然巖心整形，測量其長度和直徑；

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)西公式計算滲透率K0[4]；

(1)

式中：μ為煤油粘度，mPa·s；L為巖心長度，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)西公式計算滲透率Kd；

6)按式(2)計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)用氮氣加壓，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，并測定其濁度。

2　結(jié)果與討論

2.1　不同溫度對儲層滲透率損害率的影響

不同流量下，不同溫度對儲層滲透率損害率的影響見圖1。

圖1　不同流量下，不同溫度對儲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，儲層滲透率損害率逐漸上升；當(dāng)溫度低于270 ℃時，損害率升幅緩慢；當(dāng)溫度高于270 ℃時，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)此可評價注汽溫度對儲層保護(hù)的影響。不同流量下，不同溫度對產(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，懸浮物含量增幅緩慢，當(dāng)溫度高于270 ℃時，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，不同溫度對產(chǎn)出液懸浮物含量的影響

2.3　不同溫度對產(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)垢量兩個方面來研究。

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)對光線的阻礙程度。濁度越高，對儲層的傷害越大。

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，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較高，不利于儲層保護(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，可能會形成無機(jī)垢損害儲層。室內(nèi)研究評價了不同溫度產(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，對儲層造成嚴(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海上某稠油油田熱采井儲層保護(hù)的影響。結(jié)果表明：溫度越高，儲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)：

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