2016, Vol. 38
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2. 中国石油勘探开发研究院, 北京 海淀 100083
2. Research Institute of Petroleum Exploration & Development, PetroChina, Haidian, Beijing 100083, China
高凝油油藏与常规油藏存在很大的差异，尤其是原油性质对油藏温度十分敏感。注入流体的温度会影响油藏温度的变化，从而直接影响高凝油油藏的开发效果[1-3]。目前国内外有学者研究过温度对高凝油油藏开发效果的影响[4-9]，但不同地区的高凝油的特点也不尽相同，南苏丹P油藏高凝油样品属于高含蜡、高黏度、高含酸原油，原油流动性较差，且具有很强的析蜡趋势。陆辉[10]等对该区高凝油油藏的流变性进行了详细而深入的研究，阳晓燕[11-12]等对该区注水开采对油藏温度场的影响进行了二维物理模拟和数值模拟研究。
南苏丹P油田作为中国石油海外开发的大油田，受政治、经济和合同模式的制约较大[13]，为了快速收回投资且高效经济地开采，需要进一步研究温度对南苏丹P高凝油油藏水驱油效率的影响及规律。本文采用物理模拟与数值模拟相结合的方法，研究不同注水温度下高凝油驱油效率的变化，并确定注水温度界限来降低注水开采的成本。
1 研究区高凝油黏温特性高凝油的特殊性主要体现在温度对原油性质影响较大[10-14]。图 1是实测南苏丹P高凝油油藏Y层原油黏温关系曲线。
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| 图1 南苏丹P油藏Y层高凝油油样黏温曲线 Fig. 1 High pour point oil viscosity-temperature curve of Y layer,P reservoir,South Sudan |
从图中可以确定出该高凝油油藏的析蜡温度为63.0℃左右，凝固点温度为46.0℃左右。当原油温度高于析蜡温度63.0℃，蜡全部溶解于原油中，原油呈液态单相体系，原油的流动性与普通稀油基本一样，只是因重烃含量高而黏度稍大，但是仍呈现牛顿流体性质。
2 注水温度对水驱油效率影响实验南苏丹P油藏具有正常的压力温度系统，静温度梯度为(3.52~3.77) ℃/(100 m)(平均3.65℃/(100 m))，1 400 m处的油层温度是82.3℃。 用恒压法测定油水相对渗透率的装置进行水驱油实验研究，实验中所用的水为油田水，水型为NaHCO$_3$，矿化度为10 221.1 mg/L。 根据前面的研究结果，在高于析蜡点、析蜡点附近以及凝固点下的不同温度范围内进行了一维长岩芯含气油实验、一维长岩芯脱气油实验和一维短岩芯脱气油实验，得到了水驱油效率的变化规律。
2.1 一维长岩芯含气油实验分别对注水水温度为50.0，65.0，85.0℃等3种情况进行实验，实验结果如图 2，图 3所示。
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| 图2 不同温度下采出程度与注入水量关系曲线 Fig. 2 Recovery vs. water injection volume curve at different temperatures |
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| 图3 不同温度下采出程度对比曲线 Fig. 3 Comparative curve of recovery rate at different temperatures |
实验结果表明，85.0，65.0，50.0℃ 的最终采出程度分别为49.0%、36.5%和23.2%。50~65℃，单位温度内增加的采出程度为0.9%；65.0~85.0℃，单位温度内增加的采出程度为0.6%。随温度的增加，采出程度不断增加，但是在析蜡点之上，随温度上升，采出程度增加的幅度较小。
温度越高，含水率上升越缓慢，无水采收率越高，无水采收率按含水低于 2.0%计算，85.0℃，65.0℃和50.0℃等3个温度下的无水采收率依次为 18.0%、17.7%和16.5%。随着温度的升高，高凝油最终采出程度也变大。
在65.0~85.0℃，油样表现为稀分散悬浮液，宏观上表现为牛顿流体，故从85.0℃降温到65.0℃的驱油效率降幅较小。在50.0~65.0℃，由于析出蜡量显著增加，微观蜡晶颗粒之间的平均距离较远，形状不规则，彼此间易相互作用形成结构，为胶质、沥青质提供桥梁，导致原油黏度急剧变化，油水流度比降低较快，因此从65.0℃降温至50.0℃时，无水采收率和最终采收率下降幅度较大。
2.2 一维长岩芯脱气油实验分别对注水温度为40.0，60.0，100.0℃3种情况进行实验。从图 4中曲线上可以看出，注水温度为100.0℃和60.0℃时采出程度相差较小，前者采收率为60.0%，后者采收率为55.7%。注水温度为40.0℃和60.0℃时无水采收率相差不大，因为水驱刚开始时，岩芯温度仍然保持在油藏温度，岩芯不受外界温降影响。低温注水时油水黏度差比较大，黏性指进较严重，注入水沿大孔道突进，含水上升较快，故而最终采出程度较低。
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| 图4 不同注水温度下的采出程度对比曲线 Fig. 4 Comparative curve of recovery rate at different temperatures |
分别对渗透率为800 mD和1 500 mD的一维短岩芯进行实验，实验注入水温度分别为42.0，50.0，65.0，75.0，84.5℃。从两组岩芯的实验结果(图 5和图 6)可以看出，温度越大，无水采收率和最终采收率越大，且随温度的增加，驱油效率增加的幅度逐渐减小。
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| 图5 800 mD岩芯温度与驱油效率关系曲线（） Fig. 5 Curve of displacement efficiency vs. temperatures(800 mD) |
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| 图6 1 500 mD岩芯温度与驱油效率关系曲线（） Fig. 6 Curve of displacement efficiency vs. temperatures(1500 mD) |
通过以上实验结果可知，高凝油对温度较敏感，注水温度直接影响高凝油油藏开发效果，温度越高，无水采收率和最终采收率越大。温度低于析蜡点，驱油效率变化较大。高于析蜡点，随温度的增加，原油黏度对温度敏感性降低，驱油效率增加的幅度减小。
3 注水温度对水驱油效率影响分析在物理模拟研究的基础上，以南苏丹P高凝油油藏Y油层为研究对象建立机理模型，通过数值模拟方法进一步研究注水温度对驱油效率的影响[15]。模拟高凝油油藏开发动态的关键是模型能考虑油藏温度场的变化以及由此造成的原油性质的改变。STARS模块可充分考虑高凝油油藏模拟的关键因素，同时能基于实验结果对析蜡反应进行设计[16]。
原油中的蜡组分是C16H34以上的烷烃，常温常压下呈固态。依据高凝油的化学组成，将原油划分为非结蜡(C1~C15)和结蜡组分(C16+)，并定义了蜡的固相组分WAX。由蜡组分的构成可知，当温度下降到析蜡温度后，蜡的沉积反应为：1C16+→1WAX。所以模型中的组分有H2O、C1~C15、C16+和WAX等4种[17]。由于蜡组分结晶反应对油藏温度极为敏感，为了更好描述不同温度条件下的蜡组分转化为固相的比例，分别给出多个温度(两个不同的压力条件)下的反应系数。依据驱替实验的结果进行模型拟合运算，确定了结蜡反应相关系数。
在此基础上建立了三维四相拟组分井组模型[18]，模型中的相对渗透率曲线和黏温曲线等物性参数均来自于室内实验。
3.1 注水温度对开发效果的影响首先利用新建的全因素(考虑结蜡)模型计算了不同注水温度，注入量1.5 PV时油藏的开发效果，并与不考虑结蜡模型的计算结果进行了对比，结果见图 7。
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| 图7 预测结果对比曲线 Fig. 7 Comparative curves of prediction results at different temperatures |
从图 7中可以看出随着注水温度的增加，全因素模型预测结果变化较大，不考虑结蜡模型采出程度变化幅度很小。全因素模型体现了高凝油的流变特征，注水温度对油藏开发效果的影响明显。注入水温度为20℃，全因素模型比不考虑结蜡模型采出程度低4%。由全因素模型的采出程度曲线可知，当注入水温度高于63℃时，油藏可取得较好的开发效果，建议注水温度应高于析蜡点。
3.2 不同注入量对开发效果的影响利用全因素机理模型计算了不同注入量下采出程度随注入水温度的变化规律，结果见图 8。由预测结果可知，当注水量恒定的条件下，随着注水温度的增加，油藏采出程度先迅速升高，当注水温度达到63.0℃后，油藏采出程度增幅减小。不同注水温度下温度场和饱和度的分布规律(注入量为1.5 PV)，见图 9~图 11。
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| 图8 不同注入量下采出程度随注入水温度的变化 Fig. 8 Comparative curve of recovery rate vs. injection temperature at different injection rates |
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| 图9 注水温度为20.0℃油藏温度场和含油饱和度场分布（注入量=1.5 PV） Fig. 9 Reservoir temperature field and saturation field at the condition of injection temperature 20.0℃(Injection rate=1.5 PV) |
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| 图10 注水温度为40.0℃油藏温度场和含油饱和度场分布（注入量=1.5 PV） Fig. 10 Reservoir temperature field and saturation field at the condition of injection temperature 40.0℃(Injection rate=1.5 PV) |
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| 图11 注水水温度为54.0℃油藏温度场和含油饱和度场分布（注入量=1.5 PV） Fig. 11 Reservoir temperature field and saturation field at the condition of injection temperature 54.0℃(Injection rate=1.5 PV) |
油藏温度场表明温度下降主要集中在注水井附近，且随着注水温度的升高，注水井附近油藏温度下降减少。油藏饱和度场分布表明随着注水温度的升高，油藏剩余油明显减少。
4 结语(1) 高凝油对温度较敏感，注水温度的不同很大程度上影响开发效果。温度越高，无水采收率和最终采收率均增大。温度越低见水时间越早，见水后含水上升也就越快。
(2) 析蜡点前后，驱油效率变化较大。高于析蜡点，随温度的增加，原油黏度对温度敏感性降低，驱油效率增加的幅度逐渐减小。
(3) 高凝油油藏注水开发初期，近井地带受效快，温度变化大。地层对注水温度的受效半径随时间的推移而趋于定值。近井地带受注入温度影响较大。低注入温度会导致高凝油析蜡，降低注入能力，影响注水效果。因此，注水温度应高于析蜡点。
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