彰武油田注水冷伤害及注热水矿场试验研究

2016-08-24沈德梅李万春刘双秀

石油地质与工程 2016年4期

关键词：彰武压力梯度冷水

沈德梅，李万春，张　鑫，刘双秀

(中国石化东北油气分公司勘探开发研究院，吉林长春 130062)

彰武油田注水冷伤害及注热水矿场试验研究

沈德梅，李万春，张鑫，刘双秀

(中国石化东北油气分公司勘探开发研究院，吉林长春 130062)

彰武油田为低渗透高含蜡高凝固点普通稠油油藏，产能建设后注冷水开发。通过现场资料、室内实验及数值模拟研究等方法，证明随着原油黏度的增加，水驱波及体积和采出程度呈下降趋势，剩余油饱和度呈上升趋势，注冷水不利于油田开发；注冷水使注水井井底流温低于地层温度，造成油层冷伤害。注热水矿场试验表明，试验区注热水开发，既可保持油层温度，实现有效注水，又能有效减缓产量递减、改善开发效果。

彰武油田；低渗透油藏；普通稠油油藏；注水开发

1　地质开发概况

彰武油田彰武2区块构造位于松辽盆地南部彰武断陷，为岩性-构造油藏，平均空气渗透率26.9×10-3μm2，平均孔隙度17.4%，地下原油黏度45.5 mPa·s，地层原始压力系数0.94，地层温度49 ℃/1 158.06 m，含蜡平均10.4%，凝固点平均31.5 ℃，为低渗透高含蜡高凝固点普通稠油油藏。

彰武2区块于2013年4月进入注水开发阶段，总体开发效果较差。开发形势表现为自然递减大、产量下降快，日产油由开发初期的70.9 t降至25.6 t；含水上升快，阶段含水上升率5.6%；注采比高，但压力保持水平低，目前压力系数0.55。

2　注冷水对彰武油田开发效果的影响

2.1注冷水导致井底附近原油黏度急剧升高

彰武油田产能建设后注冷水开发，但据国内外对高凝油藏进行的注水冷伤害研究认为，当油藏温度与析蜡点温度相差小于20 ℃时，注冷水开发会在注水井近井带形成一个降温区，造成井底附近渗流阻力增大，影响开发效果，这类油藏为易受冷伤害油藏[1]，彰武2区块就属于此类油藏。据统计彰武2区块10口井主吸层流温平均40 ℃，中心区平均37 ℃，由黏温曲线(图1)可见，油层温度低于45 ℃时黏度进入温度敏感区，40 ℃和37 ℃时黏度分别为1 200和2 500 mPa·s。在彰武作业现场打捞出的井下管柱上覆盖大量凝固的原油和石蜡，管柱腐蚀严重，由此可见彰武2区块存在储层冷伤害现象。

图1　彰武2区块黏温曲线

2.2启动压力梯度实验研究

国内外实验结果显示，低渗透油藏无论水还是油，都存在较明显的启动压力梯度，即产生非达西渗流现象[2]。为研究不同原油黏度下储层的启动压力梯度，2015年开展了启动压力梯度实验研究，实验用油为彰武地层原油，实验用水按彰武地层水矿化度配置标准盐水。根据彰武油田储层特点和实验条件，确定启动压力梯度测定方法为恒速稳态法；实验要求驱替流速较小，满足低速非达西渗流规律。

低速非达西渗流方程[3]：

(1)

渗流曲线用二次方程(2)进行拟合，获得系数a,b,c，并定义它们为斜率因子。

(2)

在非达西渗流方程(1)中有两个未知变量Ke和γ，本文采用二次函数曲线切线的斜率和截距来描述变量Ke和γ(图2)。

图2　非达西渗流曲线

二次函数曲线上任意一点的切线表达式为：

(3)

比较方程(2)和(3)可以得

(4)

(5)

实验结果显示，气测渗透率17.29%、孔隙度16.7%的低渗透岩心，驱替相黏度变大，渗流曲线则向右偏移，黏度越大，向右偏移距离越大。可见，在驱替速度不变的情况下，黏度越大非达西渗流特征越明显，启动压力梯度越大(图3、图4)。

图3　不同黏度下岩心渗流曲线

2.3建立典型数学模型，研究注冷水对开发效果的影响

为了解彰武油田注冷水对水驱开发效果的影响，建立一注八采反九点井网典型模型，地层参数采用油藏实际参数，同时考虑油井压裂、注水井未压裂情况，通过数值模拟方法对开发效果的影响进行研究。

图4　不同黏度下启动压力梯度曲线

方案设计地层原油黏度分别为40，50，100，300，500，1 200 mPa·s 6个方案，水驱10年，评价原油黏度的升高对开发效果的影响。

研究表明：随着原油黏度的增加，水驱波及体积、采出程度呈下降趋势，剩余油饱和度呈上升趋势[4]。原油黏度由100 mPa·s升至500 mPa·s，水驱波及体积由25.16%降至13.79%，下降11.37个百分点，采出程度由6.73%降至2.62%，下降4.11个百分点，剩余油饱和度由51.8%升至54%，上升2.2个百分点(表1)。由此可见注冷水对彰武油田开发有不利影响。

表1　不同原油黏度水驱开发指标对比

3　注热水矿场试验室内研究

3.1储层冷伤害机理研究

彰武2区块是低渗透油藏，且油质稠、含蜡量高、凝固点高，注入水温度低于油层温度、接近结蜡温度，导致注水井井底附近形成降温区，使油层流体乳化、石蜡与沥青有机垢沉积、蜡晶吸附在岩石表面[5]。岩石的润湿性由亲水转为亲油，造成吸水能力降低[6]。受储层冷伤害影响，含油饱和度较高的九佛堂Ⅲ6、7、8小层吸水差，相对吸水量仅占21.6%。

储层温度降低使溶解平衡、化学平衡发生移动，原油中的某些重质组份析出成为有机垢，或使地层水中的可溶性无机盐过饱和析出成为无机垢沉淀，进而堵塞油气渗流通道，降低油井产能[7]。彰武2区块油井日产能力较低，平均单井日产液1.7 m3，平均单井日产油 0.6 t。

3.2注热水矿场试验研究

在注水冷伤害机理和室内研究的前提下，优选彰武2区块中心区ZW2-2-1、ZW2-3-1、ZW2-6-5三个井组开展注热水试验(表2)。注入水温度控制在50℃，既可保证注入水后油层温度不变，又可保障高凝油在油藏的顺利流动[8]。注入水源用地层水，其矿化度比较接近油层水的矿化度，可有效防止注入水引起的黏土膨胀，保证注入压力不会快速上升。该试验于2015年4月份开始，吸水剖面监测显示，ZW2-6-5井注热水后，吸水剖面反转，注采对应较好的主力层九佛堂Ⅲ7小层吸水变好，相对吸水量由注热水前的12.1%提高到100%(图5)。注热水后试验井区产量递减有效减缓，月递减率由注热水前的6%下降至2%(图6)。