沈德梅，李萬春，張　鑫，劉雙秀

(中國石化東北油氣分公司勘探開發(fā)研究院，吉林長春 130062)

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彰武油田注水冷傷害及注熱水礦場試驗研究

沈德梅，李萬春，張鑫，劉雙秀

(中國石化東北油氣分公司勘探開發(fā)研究院，吉林長春 130062)

彰武油田為低滲透高含蠟高凝固點普通稠油油藏，產(chǎn)能建設后注冷水開發(fā)。通過現(xiàn)場資料、室內(nèi)實驗及數(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，剩余油飽和度呈上升趨勢，注冷水不利于油田開發(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。注熱水礦場試驗表明，試驗區(qū)注熱水開發(fā)，既可保持油層溫度，實現(xiàn)有效注水，又能有效減緩產(chǎn)量遞減、改善開發(fā)效果。

彰武油田；低滲透油藏；普通稠油油藏；注水開發(fā)

1　地質(zhì)開發(fā)概況

彰武油田彰武2區(qū)塊構造位于松遼盆地南部彰武斷陷，為巖性-構造油藏，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，地層原始壓力系數(shù)0.94，地層溫度49 ℃/1 158.06 m，含蠟平均10.4%，凝固點平均31.5 ℃，為低滲透高含蠟高凝固點普通稠油油藏。

彰武2區(qū)塊于2013年4月進入注水開發(fā)階段，總體開發(fā)效果較差。開發(fā)形勢表現(xiàn)為自然遞減大、產(chǎn)量下降快，日產(chǎn)油由開發(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　注冷水對彰武油田開發(fā)效果的影響

2.1注冷水導致井底附近原油黏度急劇升高

彰武油田產(chǎn)能建設后注冷水開發(fā)，但據(jù)國內(nèi)外對高凝油藏進行的注水冷傷害研究認為，當油藏溫度與析蠟點溫度相差小于20 ℃時，注冷水開發(fā)會在注水井近井帶形成一個降溫區(qū)，造成井底附近滲流阻力增大，影響開發(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，油層溫度低于45 ℃時黏度進入溫度敏感區(qū)，40 ℃和37 ℃時黏度分別為1 200和2 500 mPa·s。在彰武作業(yè)現(xiàn)場打撈出的井下管柱上覆蓋大量凝固的原油和石蠟，管柱腐蝕嚴重，由此可見彰武2區(qū)塊存在儲層冷傷害現(xiàn)象。

圖1　彰武2區(qū)塊黏溫曲線

2.2啟動壓力梯度實驗研究

國內(nèi)外實驗結(jié)果顯示，低滲透油藏無論水還是油，都存在較明顯的啟動壓力梯度，即產(chǎn)生非達西滲流現(xiàn)象[2]。為研究不同原油黏度下儲層的啟動壓力梯度，2015年開展了啟動壓力梯度實驗研究，實驗用油為彰武地層原油，實驗用水按彰武地層水礦化度配置標準鹽水。根據(jù)彰武油田儲層特點和實驗條件，確定啟動壓力梯度測定方法為恒速穩(wěn)態(tài)法；實驗要求驅(qū)替流速較小，滿足低速非達西滲流規(guī)律。

低速非達西滲流方程[3]：

(1)

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

(2)

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

圖2　非達西滲流曲線

二次函數(shù)曲線上任意一點的切線表達式為：

(3)

比較方程(2)和(3)可以得

(4)

(5)

實驗結(jié)果顯示，氣測滲透率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?？梢姡隍?qū)替速度不變的情況下，黏度越大非達西滲流特征越明顯，啟動壓力梯度越大(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)學模型，研究注冷水對開發(fā)效果的影響

為了解彰武油田注冷水對水驅(qū)開發(fā)效果的影響，建立一注八采反九點井網(wǎng)典型模型，地層參數(shù)采用油藏實際參數(shù)，同時考慮油井壓裂、注水井未壓裂情況，通過數(shù)值模擬方法對開發(fā)效果的影響進行研究。

圖4　不同黏度下啟動壓力梯度曲線

方案設計地層原油黏度分別為40，50，100，300，500，1 200 mPa·s 6個方案，水驅(qū)10年，評價原油黏度的升高對開發(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，剩余油飽和度呈上升趨勢[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個百分點，采出程度由6.73%降至2.62%，下降4.11個百分點，剩余油飽和度由51.8%升至54%，上升2.2個百分點(表1)。由此可見注冷水對彰武油田開發(fā)有不利影響。

表1　不同原油黏度水驅(qū)開發(fā)指標對比

3　注熱水礦場試驗室內(nèi)研究

3.1儲層冷傷害機理研究

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

儲層溫度降低使溶解平衡、化學平衡發(fā)生移動，原油中的某些重質(zhì)組份析出成為有機垢，或使地層水中的可溶性無機鹽過飽和析出成為無機垢沉淀，進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注熱水礦場試驗研究

在注水冷傷害機理和室內(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、ZW2-6-5三個井組開展注熱水試驗(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[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，保證注入壓力不會快速上升。該試驗于2015年4月份開始，吸水剖面監(jiān)測顯示，ZW2-6-5井注熱水后，吸水剖面反轉(zhuǎn)，注采對應較好的主力層九佛堂Ⅲ7小層吸水變好，相對吸水量由注熱水前的12.1%提高到100%(圖5)。注熱水后試驗井區(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%，凝固點平均31.5 ℃，屬于易受冷傷害的高凝油藏。注水開發(fā)實踐證實，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口注熱水井的相關技術指標

(2)室內(nèi)實驗和數(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，剩余油飽和度呈上升趨勢，注冷水不利于彰武油田的開發(fā)。

(3)注熱水礦場試驗證明，中心區(qū)3個井組注熱水開發(fā)后，既可保持油層溫度、實現(xiàn)有效注水，又有效減緩了產(chǎn)量遞減，改善了開發(fā)效果。

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編輯：王金旗

1673-8217(2016)04-0110-03

2016-03-10

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

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