八面河油田稠油热采过程油层保护技术研究

２０１１年Ｏ９月　江汉石油职工大学学报　

Ｊｏｕｒｎａｌ　ｏｆ　Ｊｉａｎｇｈａｎ　Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ　Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ　ｏｆ　Ｓｔａｆｆ　ａｎｄ　Ｗｏｒｋｅｒｓ　第２４卷第５期　

八面河油田稠油热采过程油层保护技术研究　

王天奇，万彬，钱　勇，方梦莉　

（中国石化股份胜利油田分公司清河采油厂工艺所，山东寿光２６２７１４）　

［摘要］八面河油田应用地层预处理技术进稠油开采，采油量有所提高，较没有采用此项技术之前，注汽压力降低　了（１～２）ＭＰａ。为了更好提高开采效率，特提出三点建议：１、所有入井液应采用本区块产出水或与地层流体配伍性好　的水源，防止盐敏的发生；２、保持地层压力下的开发与开采；３、保存地层温度开采。　［关键词］　稠油热采；油层保护；敏感性；地层压力；地层温度　［中图分类号］ＴＥ３５７　［文献标识码］Ｂ［文章编号］　１ｏ０９—３０１Ｘ（２０１１）０５一ｏＯ２８一Ｏ４　

八面河稠油区块主要分布在东区面１３８区块、西区面　

１２０区、南区面２２块和面２３块沙四段等。按中国稠油分类　在开发方式匕，南区以注水开发为主，少数井蒸汽吞吐辅助　

开采，东、西区以单井蒸汽吞吐开发为主。因此，目前稠油热　

标准划分南区属于普通稠油工类，东、西区属普通稠油Ⅱ类。　采井主要集中在东、西区，其油层物性（见表１）。　

表１八面河油田稠油区块的油藏地质特征　

东、西稠油区的油藏地质特征虽有相近之处，但也存　

在较大的差别。东区属普通稠油Ⅱ类，储层主要是含粉　

砂细砂岩，胶结类型以接触、孔隙、孔隙一薄膜为主，胶结　

疏松。西区属普通稠油Ⅱ类，储层以含泥质细砂岩、灰质　

细砂岩和粉砂质细砂岩为主，其次有细砂质粉砂岩等。　

特别是沙四段，为薄互层，夹层发育。但两大稠油区块均　

有其共性都胶结疏松，孔隙大，吼道小，天然能量不足，储　

层岩石中填隙物主要为泥质，膨胀性粘土含量相对较高，　

西区平均含量１０．４％，东区平均含量６．２　。　

ｌ稠油热采过程储层伤害因素分析　

１．１储层伤害因素分析　

１．１．１外来流体损害　

外来流体与地层不配伍所造成的伤害。外来流体　

与储层敏感性矿物作用，发生水化膨胀、分散或生成新的　

次生沉淀，产生微粒运移，堵塞喉道，导致油层渗透性下　

降。对胶结疏松、粘土矿物含量高的油层，发生敏感性伤　害还可能加重出砂等不良后果。　

１．１．２压力变化对油层损害　频繁的改变生产压差、剧烈的压力激动等也将对油　

层伤害。在注汽后生产中，随着开发过程的进行，地层压　

力逐渐下降，导致岩石中的微小孔道闭合，从而引起油层　

渗透率降低，而渗透率的变化必然会影响地下渗流能力　

的变化，进而影响油井产能，损害油层。　１．１．３温度变化对油层损害　

稠油区块原油粘度高，粘度与温度呈负相关，温度　

每升高１０￣Ｃ，原油粘度就下降近一半。注汽后起隔热管　

下泵过程中温度短期内下降幅度较大，进而原油粘度迅　

猛增加，从而降低原油流动能力，同时原油中的蜡质将沉　

积下来，形成有机垢。这些沉淀物极易堵塞喉道，使油层　

渗透性下降，伤害油层。　

１．２储层敏感性分析　

取面ｌ２０—１井２Ｏ块岩心样品和面ｌ３　７，一１井沙四　

段二砂组岩心样品进行储层敏感性实验，实验结果表明　

两大稠油区块敏感性特征如下：弱速敏，中等偏弱水敏，　

中等偏弱碱敏，无酸敏，且注酸后能使渗透率增大。　

同时通过室内实验证明两大区块具有较强的高温　

水敏性（渗透率降低约８０　）和中等碱敏性（渗透率降低　

［收稿日期］２０１１一Ｏ７—２１　［第一作者简介］王天奇（１９８１一）．女．工程师，２００３年毕业－Ｉ－Ｋ－￣大学地质学专业．现从事油田生产管理工作。

　王天奇等．八面河油田稠油热采过程油层保护技术研究　２９　

约３６．７　），是导致地层伤害和注蒸汽压力上升的主要　

原因。据此开展了稠油热采过程油层保护技术研究。　

２稠油热采过程油层保护技术　

２．１蒸汽吞吐防膨处理技术　

根据上述敏感性分析资料，稠油区块具有较强的高　

温水敏性，因此在注入蒸汽后容易造成粘土膨胀、运移、　

堵塞，影响热采效果。为此，我们开展了防膨剂优选实　

验。针对储层强水敏的特征，选取Ｋ一２、（）ｗ一３—７、　

ＳＣＹ一６、ＢＹ－－ＢＡ３四种高温防膨剂进行了筛选评价，　

首先进行防膨率测试实验，初步优选出效果好的高温防　

膨剂。　

２．１．１防膨率测试实验　

把防膨剂稀释成１Ｏ　的溶液，量取４０ｍｌ，称取５．０ｇ　

钠土，一起放人高温高压容器中，摇匀后在３ｏｏ￣Ｃ恒温箱　

中静置１２ｈ，取出后计算并评价其防膨效果。其结果（见　

表２）。防膨率按（１）式计算：　

Ｆ一　ｙ￣—－弋ｖ７，×１Ｏ０　（１）　一　…～　

式中：Ｆ一防膨率　

Ｖ０一煤油中钠土体积，ｍｌ　

Ｖ１一防膨剂溶液中钠土体积，　

ｖ２一蒸馏水中钠土体积，ｍＩ。　

表２防膨剂防膨实验结果　

序号　钠　积　备注　

实验结果表明，防膨剂都有较好的防膨率，其中Ｋ一　

２效果最好，（）ｗ～３—７次之，ＢＹ—ＢＡ３居第三，ＳＣＹ一６　

稍差。我们选择效果好的Ｋ一２、（．　Ｗ一３—７进行下一步　

实验，以评价和筛选出更好的样品。　

２．１．２岩心流动实验　

实验一水敏岩心恢复渗透率实验　针对已污染岩心（即高温已经水敏岩心）在注蒸汽　

过程中添加高温防膨剂Ｋ一２、ｏｗ一３—７以恢复岩心　渗透率。实验在２５０℃条件下进行，注入含５　浓度高　

温防膨剂蒸馏水２００ＰＶ，测岩心渗透率值。实验结果　

（见表３）。　表３水敏岩心恢复渗透率实验表　

墓　翳　

实验结果表明，对已污染岩心采用伴蒸汽注入法实　

验，两种防膨剂处理效果均较好，岩心的渗透率为达到水　

敏后的２倍以上，保持了初始渗透率的６Ｏ　以上。因　

此，两种高温粘土防膨剂采用伴蒸汽注入法都可以起到　

抑制粘土膨胀的作用。　

实验二未污染岩心预处理实验　

另一类是针对未污染岩心用高温防膨剂Ｋ一２、ＯＷ　

一３—７进行预处理，达到抑制粘土膨胀的效果。在常温　

条件下用５　浓度Ｋ一２、０ｗ一３—７对岩心处理２ｈ，然　

后在２５０℃条件下注入２００ＰＶ蒸馏水，测岩心渗透率值。　

实验结果（见表４）。　

表４未污染岩心预处理效果实验表　

实验结果表明，Ｋ一２采用前置注入方式时渗透率恢复　

值仅达到初始渗透率的２ｏ　一３０　，效果不理想，而Ｃｌｗ。＿３　

—７采取此方式注入能保持初始渗透率的７Ｏ　以上。　

２．１．３防膨剂注入工艺的选择　

针对Ｋ一２不能对地层起保护作用，我们联系Ｋ一２　生产厂家了解到高温粘土防膨剂Ｋ一２的作用机理是高　

温条件下使岩心中的粘土矿物发生化学反应，改变粘土　

的结构和组成，使粘土转化为不水敏的其它矿物，从而恢　

复水敏岩心的渗透率，在低于２ＯＯ￣Ｃ条件下不发生反应，　

因此在注入方式上只能采取伴蒸汽注入的方式，采用前　

置液注入的方式不能起到防止高温水敏伤害的目的。但　

由于受现场条件限制及老乡干扰影响，现场施工只能采　

取地层预处理（注蒸汽前注入）的方式。最终我们选取　

０ｗ一３—７做现场投加用防膨剂。　

２．２防止注汽过程的碱敏伤害研究　

敏感性实验表明，稠油区块在高温下具有中等碱敏特　

性，同时检测锅炉入口水及出口凝析液的矿化度和ＰＨ也　３０　江汉石油职工大学学报　

表明，锅炉出口凝析液具有高碱性（见表５），因此，为了防　止注汽过程对油层造成碱敏伤害，开展防碱敏伤害研究。　

表５锅炉入口水和出口凝析水矿化度分析　

２．２．１降ｐＨ值剂研究筛选　

为了防止注汽过程的油层碱敏，主要应该降低蒸汽　

的ｐＨ值。目前主要采用化学方法降低蒸汽凝析液的碱　

性，根据注汽安全生产的要求，降蒸汽的ｐＨ技术既要使　

凝析液的碱性降低到允许的范围之中，同时又不能对设　

备造成大的腐蚀损坏，腐蚀性和降ｐＨ值性能是降ｐＨ　

值剂的主要性能指标。　

据此开展了几种降ｐＨ值剂腐蚀实验，实验方法如　

下：将实验样品放置在高压反应釜中，将反应釜的温度设　

置为３５０℃，实验压力１７ＭＰａ，实验时间４小时以上，实　

验结束后逐渐降低温度和釜内压力，取出实验样品，刮去　

表面腐蚀层，计算其腐蚀速度。表６是几种降ｐＨ值剂　

的腐蚀实验结果。　

表６几种降ｐＨ值剂腐蚀实验结果　

腐蚀速率ｇ／ｍ２．ｈ　样品名称　Ｎ８Ｏ试片ｉ＇４８０试片　（】号）　（２号）　

通过表６的实验结果可以看出，ＪＪ一９是首选的降　

ｐＨ值化学剂，其次为现河样品。　

为了更好评价ＪＪ一９和现河样品，又进行了系列实　

验。表７是降ｐＨ值剂最佳浓度实验表，表８是耐温实验　

表，表９是降ｐＨ值剂与蒸汽及地层液体配伍性实验表。　

表７降ＰＨ最佳浓度实验结果　

表８中和后凝析液耐高温ＰＨ变化　表９配伍性实验结果　

根据实验结果表可以看出ＪＪ一９在耐温后降ＰＨ值　

性能方面要优于现河样品，因此最终确定防止注汽过程　

的降ｐＨ值剂为ＪＪ一９。　

２．２．２降ｐＨ值剂注人工艺的研究　

降ｐＨ值剂注入有两种方式：前置液注入方式和伴　

蒸汽注入方式。　

前置液注人方式的优点在于安全性强，施工简单，　

缺点是有效期短，伴随着蒸汽的注入，前置液的作用被逐　

渐弱化。伴蒸汽注入的优点在于有效期长，作用时间长；　

缺点是施工复杂，对施工人员素质要求较高。　

根据以上的分析，对于碱敏性不是很强的区块可以　

采用前置液注入的方式，对于碱敏性很强的层段（面１２０　

砂岩储层）则要将两种注入方式结合起来。　

２．３现场应用效果　

通过历年来热采井现场应用效果对比表可看出，同　

一口井在做地层预处理后在注汽压力方面较未处理井有　

所降低，基本低１—２ＭＰａ，同时产油量也会有相应的提　

高，具体见（表１０）。　

３结论与建议　

３．１结论　

（１）自２００６年稠油区块热采规模开发以来已累计热　

采１６４井次，统计应用预处理技术改善油层的有１４２井　

次，达总热采井次的８６．５９　。　

（２）针对八面河油田稠油区块地质特征，在分析储层　

敏感性及伤害因素基础上，研究形成了配套注汽过程油　

层保护措施即地层预处理技术。　

（３）注汽过程油层保护措施现场应用实践表明，应　

用地层预处理后较没有处理时注汽压力降低１－－２　ＭＰａ，　

采油量均有所提高。　

３．２建议　

（】）所有人井液应采用本区块产出水或与地层流体