大庆西部斜坡稠油地层流动性影响因素实验研究

钟立国，刘冰岩，李大勇，张海龙，林庆祥，文 强

(1.中国石油大学(北京)，北京 102249；2.中国石油大庆油田有限责任公司，黑龙江 大庆 163453)

0 引 言

大庆西部斜坡地区储层埋深为460～1 460 m，渗透率跨度较大，最低为64 mD，最高可达6 000 mD，改善稠油在地层中的流动性能是提高稠油产能的关键[1-6]。目前，大庆稠油开采技术以热采为主，试油取得了一定效果，但热采施工成本高，见效时间晚。稠油油藏压裂以常规压裂工艺为主，但压裂和开采过程中注入水会对稠油乳化状态产生影响，当注入水与原油乳化形成的乳状液为油包水型乳状液时，大量的小液滴使得油水界面表面积增大，产生具有更高表观黏度的流体，导致地层流动性降低[7-12]，压裂工艺效果较差，单井压裂后试油产量为 0.24～1.85 t/d，平均仅为 0.68 t/d。部分井在常规工艺下结合热化学措施，产量有一定幅度提高，压裂后平均日产油可达 0.90 t/d，但是低渗透率储层会导致流体注入困难。因此，开展了该地区稠油在地层中流动性能的主要影响因素及规律研究，为油田寻找合适的稠油开采方式提供理论依据。

1 稠油黏度影响因素分析

通过测定稠油的族组成、蜡含量、析蜡温度等性质以及稠油流变性实验，明确造成西部斜坡稠油在地层中高黏度的原因。

1.1 实验条件

实验用油为大庆油田西部斜坡地区油样，50 ℃下的黏度为203.51 mPa·s，属于普通稠油。实验仪器为德国产配置密闭系统的HAAKE MRASIII流变仪，最高测量温度为300 ℃，耐压为40 MPa；数显高速搅拌机，转速可达8 000 r/min。

1.2 实验结果及分析

1.2.1 稠油族组成

族组成是影响稠油黏度的重要因素，最常见的族组成分析方法为四组分方法[13]。通常情况下，稠油黏度与稠油中的沥青质含量正相关，与胶质、饱和酚、芳香酚含量负相关[14-17]。

稠油四组分测试结果如表1所示。由表1可知，稠油中主要组分为饱和酚，其次为芳香酚，沥青质含量仅为2.35 %。因此，沥青质含量不是影响实验油样黏度和地层流动性的主要因素。但随着开发的进行，含水不断上升，油样中胶质含量高会使得稠油在高含水的条件下，仍能形成稳定的油包水型乳状液，使得原油黏度增大。

表1 稠油四组分测定结果

1.2.2 蜡含量及析蜡温度

对实验用油的蜡含量和析蜡温度的测定结果表明，油样中蜡含量达到了14.25%，但析蜡温度仅为26 ℃。在油藏温度下几乎没有蜡析出，因此，析蜡也不是影响大庆西部斜坡稠油黏度和地层流动性的主要因素。

1.2.3 温度

在一定的剪切速率和压力下，随着温度升高稠油黏度降低[18]，测得黏温曲线如图1所示。由图1可知，温度对稠油黏度的影响存在拐点，在析蜡温度前稠油表现出非牛顿流体的特性，随着温度升高黏度大幅降低，在析蜡温度后稠油表现出牛顿流体的特性，随着温度升高黏度缓慢降低。

图1 稠油黏温曲线

Fig.1 Heavy-oil viscosity-temperature curve

1.2.4 乳化作用

在沥青质等界面活性物质作用下，原油易与水形成乳状液。水包油型乳状液之间的摩擦力很小，但是当形成的乳状液为油包水型乳状液时，由于大量的小液滴使得油水界面表面积增大，会产生比稠油本身具有更高表观黏度的流体，导致稠油地层流动性降低[7,19-21]。

综合以上研究发现，温度和含水乳化是影响大庆西部斜坡稠油黏度的主要因素。

2 稠油黏度影响因素研究

利用稠油流变性实验，对不同条件下温度和乳化作用的影响规律进行研究。

2.1 实验条件

将脱水稠油与去离子水按照不同比例混合均匀后，使用德国产配置密闭系统的HAAKE MRASIII流变仪测定含水率分别为0%、30%、50%和70%的稠油在不同温度下的黏度，并使用电子显微镜对不同含水率下稠油的微观结构进行分析。

2.2 实验结果及分析

不同含水率及温度下的稠油黏度见表2。由表2可知，温度和含水对稠油黏度影响非常大，稠油黏度随温度的增加而降低，120 ℃下可以达到20.60 mPa·s；温度从30 ℃升高到120 ℃，脱水稠油黏度降低了95.5%；当含水率不大于70%时，含水率越大稠油黏度越大，含水率为70%的稠油的黏度是脱水稠油黏度的30倍左右。

表2 不同含水率和温度下稠油黏度

稠油乳状液的黏度可以比稠油本身高很多倍，含水稠油的黏度主要取决于乳化到油中的水量，随着稠油含水率的增加，乳状液的黏度存在一个最大值，超过这个最大值后黏度又开始下降。这种黏度下降主要是由于自由水的存在以及油包水乳状液向水包油乳状液的转变，这通常被称为转相点。在含水率超过转相点之后油与水会形成水包油乳状液，黏度迅速下降[22]。但在稠油流变性实验中发现西部斜坡稠油即使在含水率达到70%的情况下仍未出现黏度的下降。并且继续增加含水后油水已经不能形成稳定的乳状液，未能找到转相点。因此，需要对西部斜坡稠油乳状液的类型进行研究。

为了明确实验油样与水之间的乳化状态及含水对稠油黏度的影响，对不同含水条件下实验油样进行微观油水存在状态研究，拍摄了不同含水率时稠油乳状液电子显微镜照片(图2，400倍)。由图2可知，由于胶质沥青质的作用，随着含水的上升，虽然油相中分散的水相颗粒逐渐变大，但直到含水率为70%时，油相仍为连续相；且随着含水的上升，油水相之间的摩擦阻力变大，最终导致稠油黏度变大。在稠油与水形成乳状液时，由于油比水黏稠，在油相是连续相时，水滴的碰撞频率会明显低于水相是连续相时油滴的碰撞频率，因此，油包水乳状液要比水包油乳状液更为常见。此外，添加表面活性剂可以通过润湿作用将稠油从油包水型乳状液转化为水包油型乳状液，水为连续相。这主要取决于表面活性剂在各相中的相对溶解度(更易溶的相趋于连续)和表面活性剂上的电荷[23]。

3 稠油流动性影响规律研究

为进一步模拟稠油在油藏中的流动状态，在模拟地层条件下，建立室内实验研究模型，通过稠油流动性实验，以采油指数为评价标准，对不同温度、渗透率、含水率下的稠油流动性进行评价，明确改善稠油开采效果的技术途径。

3.1 实验条件与方法

油样的取样地层温度为30 ℃，岩心渗透率为6 000 mD，因此，实验设计温度分别为30、50、80 ℃；渗透率分别为4 000、6 000、8 000 mD；含水率分别为0%、30%、50%、70%。

实验设备主要包括恒温箱、平流泵、填砂模型、压力数据采集系统等。

以取样井目前的温度、含水率及渗透率条件为基础，采用控制变量法研究温度、含水率和渗透率变化对西部斜坡稠油在地层中流动性能的影响。

3.2 实验结果及分析

3.2.1 温度对稠油流动性的影响

当渗透率为6 000 mD，含水率为0%时，不同温度下稠油流动性实验结果如表3所示。由表3可知，温度越高，采油指数越高，稠油地层流动性能越好。当温度从30 ℃升高至80 ℃时，采油指数增加了7.7倍。

在实验过程中，随着累计注入稠油的增加，注入压力呈先上升后平稳的趋势，且温度越低压力上升越提前。出口端出油前注入压力上升速度较快，出口端出油后注入压力上升速度变缓，一段时间后缓慢下降至略低于出油时的压力直至平稳，平稳后的入口与出口压差即为实验压差。

图2 不同含水西部斜坡稠油乳状液电子显微镜照片

表3 流动实验结果(渗透率为6 000 mD，含水率为0%)

3.2.2 渗透率对稠油流动性的影响

当温度为30 ℃，含水率为0%时，不同渗透率下稠油流动性实验结果如表4所示。由表4可知，随着渗透率的升高，采油指数增大，说明渗透率越高稠油地层流动性能越好。当渗透率由4 000 mD增加到8 000 mD时，采油指数增加了1.9倍。因为渗透率增大，地层孔隙空间越大，连通性越好，越有利于稠油的流动，采油指数越高。

表4 流动实验结果(温度为30 ℃，含水率为0%)

3.2.3 含水率对稠油流动性的影响

当渗透率为6 000 mD，温度为30 ℃时，不同含水率下稠油流动性实验结果如表5所示。由表5可知，含水率越高，采油指数越低，稠油地层流动性能越差。含水率为0%时的采油指数是含水率为70%时采油指数的17.7倍，这是由于含水上升，乳化作用增加，稠油黏度增大，在地层中流动时的启动压力梯度增大，稳定流动时的流动压力也增大。因此，在油田开发过程中，找到有效避免或减弱油水乳化的方法可以大幅度提高开发效果。

表5 流动实验结果(温度为30 ℃，渗透率为6 000 mD)

3.2.4 稠油地层流动性评价

在渗透率为6 000 mD的填砂管中，测定稠油在不同温度、不同含水率条件下的黏度和采油指数如表6所示，黏度和采油指数与温度和含水率的关系如图3所示。由表6、图3可知，相同温度下，原油黏度随含水率升高而急剧增大，含水率为70%的原油黏度相比不含水原油黏度增大了近30倍，而采油指数降低了94%。同一含水率下，随温度的升高，原油黏度降低，采油指数也明显下降。

表6 不同温度和不同含水率下的黏度和采油指数

图3 稠油黏度和流动实验采油指数与温度和含水率的关系

综合稠油黏度影响因素及流动性影响规律研究可知，稠油流动性主要受渗透率、黏度、含水率及温度的影响，地层流动性与黏度成反比，与岩石渗透率成正比，并且明显受含水率的影响。

4 结 论

(1)大庆西部斜坡稠油主要组分为饱和酚，其次为芳香酚，沥青质含量仅为2.35%。稠油中蜡含量达到了14.25%，但析蜡温度仅为26 ℃，在油藏条件下几乎没有蜡析出，因此，沥青质的影响和含蜡的影响都不是造成大庆西部斜坡地层稠油高黏度的主要原因。

(2)温度和乳化是影响大庆西部斜坡稠油黏度的主要因素，稠油黏度随温度的增加而降低，120 ℃下可以达到20.6 mPa·s，温度从30 ℃升高到120 ℃，脱水稠油黏度降低了95.5%。含水率越大稠油黏度越大，含水率为70%的稠油黏度是脱水稠油黏度的30倍左右。微观油水存在状态研究表明，即使在含水率为70%的条件下，稠油与水仍旧形成油包水型乳状液。

(3)地层渗透率越低、温度越低、含水乳化越严重，稠油地层流动性越差。不同温度和含水率下西部斜坡稠油的采油指数可相差10倍以上。温度和油水乳化作用是制约油田高效开发的主要因素，改善稠油乳化状态是实现降黏增产的有效手段。