一种降低蒸汽吞吐过程中稠油乳化风险的方法

摘要

本发明公开一种降低蒸汽吞吐过程中稠油乳化风险的方法，包括以下步骤：分析稠油样品的胶质和沥青质含量，并通过实验确定目标油田的乳化机理；根据注热‑焖井‑自喷‑下泵生产不同阶段的热损失速率指标，确定提高油井产液速度的最佳时机；根据注入温度、周期注汽量评价地层原油流动半径，并以目标油田的出砂临界速度Vc作为排液量的最高值；焖井结束后自喷，逐步放开油嘴，尽可能让日产液速度QL最大(要求QL TBHP)。

权利要求

1.一种降低蒸汽吞吐过程中稠油乳化风险的方法，其特征在于，包括以下步骤：根据油藏特点和地层流体特性，分析稠油样品胶质和沥青质的含量，并通过实验数据确定目标油田的乳化机理和乳化模式；

根据注热‑焖井‑自喷‑下泵生产不同阶段的顶底盖层热损失速率、产液携热速率指标，确定提高油井产液速度的最佳时机；

根据不同油藏注入蒸汽的温度、周期注入量和注入速度评价注入蒸汽后的地层原油可自由流动半径，并以目标油田的出砂临界速度Vc作为排液量的最高值；

焖井结束后自喷，逐步放开油嘴，使自喷日产液速度QL最大，同时控制自喷速度小于出砂临界速度Vc；

自喷结束后下入电潜泵，启泵后及时逐步增大泵频率，为降低地层出砂风险，在保证QLmax

根据数值模拟软件，定量评价不同返排速度对周期累产油、周期增油量的影响；

用数值模拟软件预测不同日产液速度QL条件下的井底流动温度TBHP，根据井底流动温度选择耐高温电潜泵Tmax，并确保Tmax>TBHP。

2.根据权利要求1所述一种降低蒸汽吞吐过程中稠油乳化风险的方法，其特征在于，确定目标油田的乳化机理、乳化模式，具体包括以下步骤：室内测定不同含水率情况不同温度下乳化的稠油乳状液在50℃下的粘度；

确定稠油乳状液乳化的反相点；

确定油水混合液粘度随温度变化的模式。

3.根据权利要求2所述一种降低蒸汽吞吐过程中稠油乳化风险的方法，其特征在于，确定乳化反相点的具体操作如下：将目标油田的典型井地层水与原油混合后，搅拌速度500转/分，搅拌时间为10分钟，乳化温度50℃，制备形成稠油乳状液；实验温度范围为：10至90℃，实验点间的温度差为10℃；原油含水率范围：0.0％、10％、20％、30％、40％、50％、60％、‑1

70％、80％、90％，实验点间的含水率差小于等于10％；粘度测定时剪切速率实验取50s ；得到目标油田不同温度条件下稠油乳状液随着含水率变化的粘度曲线；得出在反相点之前，随着含水率的增加，稠油乳状液的粘度呈现指数形式的增加；在反相点之后，随着含水率的增加，稠油乳状液的粘度明显下降。

4.根据权利要求1所述一种降低蒸汽吞吐过程中稠油乳化风险的方法，其特征在于，能够在最佳时机，通过提高电潜泵的频率、扩大油嘴以提高油井产液速度，从而降低乳化风险。

说明书

一种降低蒸汽吞吐过程中稠油乳化风险的方法

技术领域

[0001] 本发明属于石油开采技术领域，特别是涉及一种通过对注蒸汽热采井在最佳的时间窗口，根据地层有效自由流动半径和临界出砂速率进行电潜泵频率和油嘴大小的调整，
在不增加出砂风险的情况下，提高油井日产液速度，从而实现降低蒸汽吞吐过程中稠油乳
化风险的方法。

背景技术

[0002] 热力采油技术(如蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油等)是一项可以大幅度提高稠油油田采收率的有效技术，是目前陆上稠油开发的有效手段。渤海稠油储量规模大，稠
油粘度范围广(地层条件原油粘度从50mPa·s到50000mPa·s均有分布)，目前渤海正在进
行海上稠油蒸汽吞吐的矿场实践。目前渤海蒸汽吞吐开发的区块地层条件下原油粘度从南
堡35‑2油田的450mPa·s提升到旅大27‑2油田的2330mPa·s，井底注热温度从180℃提升到
340℃。随着原油粘度的增加，原油微观组成在不断发生变化；随着注入温度的提升，高温过
程中的乳化风险加剧。乳状液的高粘度特性使得油田的开采难度增大，乳化后日产油量急
剧降低，直接影响稠油油藏注蒸汽热采的效果，从而影响最终采收率。因此，如何避免和减
少油水乳状液在地层中的产生，从而保证蒸汽吞吐效果，是后续海上稠油热采进一步扩大
规模必须解决的问题。

[0003] 现有专利和科技文献的报道主要围绕稠油冷采开发过程中的乳化机理和乳化后的治理，解决的是稠油乳化后在井筒中破乳的问题，而对于地层乳化的问题尚不能有效解
决。而蒸汽吞吐过程由于注入流体温度高(通常300℃左右)，且操作过程频繁(先注汽，再放
喷，然后下泵生产)，加速了稠油乳化的风险，现有的关于冷采过程的乳化机理难以解决稠
油油藏蒸汽吞吐井乳化的问题。

发明内容

[0004] 本发明的目的是为了克服现有技术中的不足，提供一种降低蒸汽吞吐过程中稠油乳化风险的方法。本发明从原油组成成分的角度出发，研究了温度、含水率等热采关键参数
对乳化的作用机理，在此基础上首次提出了通过对注蒸汽热采井在最佳的时间窗口，进行
电潜泵频率和油嘴大小的调整，在不增加出砂风险的情况下，提高油井日产液速度，可实现
降低蒸汽吞吐过程中稠油乳化风险的方法。

[0005] 本发明的目的是通过以下技术方案实现的：

[0006] 一种降低蒸汽吞吐过程中稠油乳化风险的方法，包括以下步骤：

[0007] 根据油藏特点和地层流体特性，分析稠油样品胶质和沥青质的含量，并通过实验数据确定目标油田的乳化机理和乳化模式；

[0008] 根据注热‑焖井‑自喷‑下泵生产不同阶段的顶底盖层热损失速率、产液携热速率指标，确定提高油井产液速度的最佳时机；

[0009] 根据不同油藏注入蒸汽的温度、周期注入量、注入速度评价注入蒸汽后的地层原油可自由流动半径，并以目标油田的出砂临界速度Vc作为排液量的最高值；

[0010] 焖井结束后自喷，逐步放开油嘴，使自喷日产液速度QL最大，同时控制自喷速度小于临界速度Vc；

[0011] 自喷结束后下入电潜泵，启泵后及时逐步增大泵频率，为降低地层出砂风险，在保证QLmax

[0012] 根据CMG数值模拟软件STARS模块，定量评价不同返排速度对周期累产油、周期增油量的影响；

[0013] 用CMG数值模拟软件STARS模块预测不同日产液QL条件下的井底流动温度TBHP，根据井底流动温度有针对性地选择耐高温电泵Tmax，并确保Tmax>TBHP。

[0014] 进一步的，确定目标油田的乳化机理、乳化模式，具体包括以下步骤：

[0015] 室内测定不同含水率情况不同温度下乳化的稠油乳状液在50℃下的粘度；

[0016] 确定稠油乳状液乳化的反相点；

[0017] 确定油水混合液粘度随温度变化的模式。

[0018] 进一步的，确定乳化反相点的具体操作如下：将目标油田的典型井地层水与原油混合后，搅拌速度500转/分，搅拌时间为10分钟，乳化温度50℃，制备形成乳状液；实验温度
范围为：10至90℃，实验点间的温度差为10℃；原油含水率范围：0.0％、10％、20％、30％、
40％、50％、60％、70％、80％、90％，实验点间的含水率差小于等于10％；粘度测定时剪切速
‑1
率实验取50s ；得到目标油田不同温度条件下随着含水率变化的粘度曲线；得出在反相点
之前，随着含水率的增加，乳状液的粘度呈现指数形式的增加；在反相点之后，随着含水率
的增加，乳状液的粘度明显下降。

[0019] 与现有技术相比，本发明的技术方案所带来的有益效果是：

[0020] 1.通过优化的最佳时间窗口，在不增加出砂风险的情况下，调整泵频率和油嘴大小，提高初期油井日产液速度，改变了油井近井地带在注蒸汽、焖井结束后的高温、高含水
饱和度环境(实验表明，高温、高含水环境能够加剧稠油和水形成油包水乳状液，从而导致
乳化后的原油比未乳化的原油粘度升高2‑3倍)，从而降低了稠油地层乳化风险，改善了蒸
汽吞吐效果。

[0021] 2.已经被旅大21‑2油田A22H井第三轮蒸汽吞吐矿场实例证明的有益效果是：一个蒸汽吞吐周期内，热采有效期延长300天(从300天提升到637天)，周期累产油提高1.2万方
(从1.04万方提升到2.24万方)，周期增油量提高0.53万方(从0.65万方提升到1.18万方)，
周期油汽比提升2.0(从3.5提升到5.5)，极大地改善了热采吞吐井的效果。

[0022] 3.本发明从热采乳状液形成的机理(沥青质组分、高温、高含水有助于形成油包水乳状液)出发，首次提出的一种降低蒸汽吞吐过程中稠油乳化风险的方法，具有操作性强等
优点。

附图说明

[0023] 图1是油田产出液的两种基本形态油包水和水包油乳状液示意图。

[0024] 图2是不同温度下乳化的乳状液在50℃下的粘度随含水率的变化曲线。

[0025] 图3(a)是渤海典型稠油油田油水乳状液在10℃‑40℃时粘度随含水率的变化曲线。

[0026] 图3(b)是渤海典型稠油油田油水乳状液在50℃‑80℃时粘度随含水率的变化曲线。

[0027] 图4是渤海典型稠油油田油水乳状液无因次粘度随含水率的变化曲线。

[0028] 图5(a)至图5(c)是不同含水率的油水混合液粘度随温度变化的模式；图5(a)至图5(c)分别表示单调递减型模式、“倒V”型模式和“台阶”型模式。

[0029] 图6是旅大27‑2油田明化镇组A22H和A23H井生产过程中稠油乳化后的粘度曲线。

[0030] 图7是旅大27‑2油田典型稠油流变曲线。

[0031] 图8是典型蒸汽吞吐周期内产液速度、产液携热速率、顶底盖层热损失速率关系图。

[0032] 图9是典型蒸汽吞吐周期内不同产液速度下顶底盖层热损失速率。

[0033] 图10是典型蒸汽吞吐周期内不同产液速度下携带热量速率。

[0034] 图11是一个蒸汽吞吐周期内不同排液速度对周期增油量对比图。

[0035] 图12旅大27‑2油田两口蒸汽吞吐井井位图(纯油区，地层原油粘度2330mPa·s)

[0036] 图13(a)至图13(d)是旅大27‑2油田A23H井生产曲线；图13(a)表示日产油与含水率曲线，图13(b)表示井底流动温度，图13(c)表示比采油指数，图13(d)表示不同蒸汽吞吐
周期日产油对比图。

[0037] 图14是旅大27‑2油田A22H井不同吞吐轮次生产曲线。

[0038] 图15(a)和图15(b)是旅大27‑2油田明化镇组A22H井生产曲线及不同生产阶段的指标对比；图15(a)为第一个月回采水率；图15(b)为第一个月累产水量。

[0039] 图16是旅大27‑2油田A22H井不同吞吐轮次日产油指标对比。

[0040] 图17是旅大27‑2油田A22H井不同吞吐轮次蒸汽吞吐效果评价对比。

[0041] 图18是旅大27‑2油田A23H井不同吞吐轮次生日产油指标对比。

具体实施方式

[0042] 以下结合附图和具体实施例对本发明作进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。

[0043] 本发明提出一种降低蒸汽吞吐过程中稠油乳化风险的方法，主要步骤如下：

[0044] (1)稠油组分分析。稠油按照组分极性可分为四组分，即饱和组分、芳香组分、胶质和沥青质。另外，稠油中的酸性物质，如沥青质酸等有利于油包水型乳化液的形成，是潜在
的活性原料。稠油中的胶质、沥青质和蜡等组分是稳定剂，易吸附在油水界面上，稳定油包
水型乳状液。选取渤海典型稠油油田的原油组分进行分析，结果如表1所示。

[0045] 表1稠油组分分析结果

[0046]

[0047] 由表1可知，渤海典型稠油油田的平均胶质含量为19.65％、平均沥青质含量为7.86％。可见，与孤东油田相比，在相同条件下渤海的稠油更容易乳化。

[0048] 稠油乳状液类型也包括两种：油包水型和水包油型，如图1所示，这两种类型对于稠油的开发有着不同的影响。稠油与水要形成稳定的水包油型乳状液，必须加入表面活性
剂(乳化剂)，其粘度比纯油一般低数十倍至数百倍。稠油在开采之前与地下水并不形成乳
状液，而是在外部作用下形成了W/O型乳状液，而且这种乳状液是相当稳定的，尤其是稠油
的沥青质、胶质含量比较高时，使乳状液更加稳定。因为沥青质、胶质以及油中含微细固体
颗粒都是天然的乳化剂，这些乳化剂吸附在油水界面膜上，使膜的强度提高，从而增加乳状
液的稳定性。

[0049] 油包水型乳状液的形成对稠油开发的不利影响主要体现在以下两点：1)当含乳化液的原油通过渗油孔道时，会增大油流体系在孔道中的滞留量，从而增加油流的阻力，降低
油相渗透率，相对提高了水相渗透率；2)油包水型乳状液具有较高的粘度，即具有较强的粘
附性，故在地层孔隙流动过程中会对与其相接触的易流动的和比较容易流动的杂质有较强
的粘带性，从而携带杂质粒径远大于油层的主要渗流喉道半径，这些杂质会对油层产生较
严重的机械堵塞，造成油井产量的大幅度下降。

[0050] (2)室内测定不同含水率情况不同温度下乳化的乳状液在50℃下的粘度，见图2。稠油油藏在热采过程中，注入的蒸汽或多元热流体等热介质携带的热量将加热地层，使地
层及多孔介质中的稠油温度大幅上升。当蒸汽释放热量冷凝成水后，又使得地层中含水饱
和度大幅增加。热采井开井生产后，近井地带地层中的高温、高含水以及流体快速流动均为
稠油乳化提供了有利条件。

[0051] 渤海典型稠油反相乳化室内实验结果表明(如图2)：1)随着稠油乳化温度的升高，乳状液粘度急剧升高，乳化程度越严重；2)油水混合液在相同温度下乳化，含水率越高，乳
状液粘度越大，乳化程度越严重。由此可知，热采尤其是注蒸汽热采过程中，高温及蒸汽冷
凝水造成的高含水饱和度均会导致稠油乳化程度加剧。

[0052] (3)确定乳化反相点。对于一定含水的原油乳状液，在其含水率的临界浓度处，原油乳状液的表观粘度最大，随着含水率的进一步增大，原油乳状液的表观粘度急剧下降，表
观粘度开始下降的含水临界值即为反相点。将渤海典型油田典型井地层水与原油混合后，
搅拌速度500转/分，搅拌时间为10分钟，乳化温度50℃，制备形成乳状液。实验温度范围：10
至90℃，实验点间的温度差为10℃。原油含水率范围：0.0％、10％、20％、30％、40％、50％、
60％、70％、80％、90％，实验点间的含水率差不大于10％。粘度测定时剪切速率实验中取
‑1
50s 。

[0053] 图3(a)和图3(b)为渤海典型稠油油田不同温度条件下随着含水率变化的粘度曲线。分析图3(a)和图3(b)可知，在相同温度条件下，随着含水率的增加，油水混合物的粘度
均呈现先增加后降低的“倒V型”形状特点。研究表明，稠油反相乳化的含水率在60％‑70％，
在反相点之前，随着含水率的增加，乳状液的粘度呈现指数形式的增加；在反相点之后，随
着含水率的增加，乳状液的粘度下降明显。

[0054] 定义含水原油粘度与脱水原油粘度的比值为无因次粘度，并绘制了渤海典型稠油油田不同温度下的无因次粘度图版，如图4所示。分析图4可知，在反相点之前，随着含水率
的增加，无因次粘度一直增加；且不同温度条件下增加的趋势基本一致。在含水率到达反相
点之后，无因次粘度随着含水率的增加降低，温度值越低，反相点出现越早。

[0055] (4)确定油水混合液粘度随温度变化的模式。图5(a)至图5(c)为不同含水率的油水混合液粘度随温度的变化曲线。分析图5(a)至图5(c)可知，可以按照变化规律分成三类：
一是含水率0.0％‑60％，随着温度的增加，油水混合物粘度整体下降；二是含水率70％左
右，随着温度的增加，粘度先增加后降低，但整体呈现“倒V型”形状，有一个峰值，拐点温度
在30℃；三是含水率80％左右，粘度先增加后降低，整体呈现“台阶型”形状，有一个粘度相
对稳定的阶段，粘度稳定阶段的温度范围在40‑50℃。

[0056] 渤海典型稠油油田的原始地层温度刚好在50℃左右，返排初期含水率90％以上，这表明一旦稠油在高含水期形成油包水型乳状液，将很难自然破乳。

[0057] (5)将实际蒸汽吞吐井的取样数据与室内实验数据进行对比，分析实际吞吐井的乳化规律。图6为旅大27‑2油田明化镇组A22H、A23H井在生产过程中取的油样化验的实际粘
度数据。可见，旅大27‑2油田两口热采井生产过程中的实际化验值符合室内研究的规律和
变化趋势：一是随着含水率的增加，粘度大幅度提升；二是温度越高，相同含水率条件下的
无因次粘度越小。

[0058] (7)对目标油田稠油流变性进行研究。图7是海上旅大27‑2油田油样流变性的实验分析结果。牛顿流体的黏度与剪切速率无关，而非牛顿塑性流体的黏度则随着剪切速率的
变小而增大。当温度降到80℃，原油可从牛顿流体变成非牛顿流体。

[0059] (8)对提高返排速度最佳时机的研究。图8为渤海典型油田蒸汽吞吐一个周期内产液速度、产液携热速率、顶底盖层热损失速率关系图。可知，在排液速率不变的情况下，产液
携热速率迅速下降，而向顶底盖层热损失速率呈现先增加后降低的趋势。可见，在下泵生产
后的前3个月，热损失速率处于较高的水平。可见，提高返排速率，并不会导致注入热量快速
被携带采出，从而影响蒸汽吞吐的效果。

[0060] 图9为不同排液速率下的顶底盖层热损失速率。可见同一时刻，顶底盖层的热损失速率随排液量的增加反而降低，这为提高返排速度造成了有利条件。

[0061] 图10分别为不同排液速率下产出液携带热量损失速率。可见，随着排液速度的增加，携带热损失速率也有所增加；但在3个月后，不同排液速度的热损失速率趋于一致。因
此，蒸汽吞吐最初的3个月进行电潜泵频率和油嘴大小的调整，在不增加出砂风险的情况
下，提高油井日产液速度，尽可能在较短时间内返排出高温液体，改变加热区域内的高温高
含水等有利于稠油形成油包水乳状液的环境，对整个蒸汽吞吐周期(通常一年)的效果影响
显著，可实现降低蒸汽吞吐过程中稠油乳化的风险。

[0062] 考虑到温度的升高和注入蒸汽冷凝成热水，两个条件对原油乳化影响较大。同时考虑到原油剪切变稀的特性，提出通过在吞吐初期提高排液量，降低近井地带的岩石温度，
将高温流体快速采出，减少在高温和高含水饱和度环境的作用时间，这样有助于降低乳化
风险，同时可延长吞吐有效期，改善周期内的热采效果，见图11。

[0063] 将本发明的研究成果在旅大27‑2油田A22H第三轮吞吐的实践中进行了应用，在下泵后提高了排液量，A22H井第三轮热采有效期达到了637天(第一轮和第二轮吞吐分别为
300天和283天)，周期累产油2.24万方，远高于第一轮和第二轮吞吐的累产油量(分别为
1.04万方和1.06万方)，周期增油量提高0.53万方(从0.65万方提升到1.18万方)，周期油汽
比提升2.0(从3.5提升到5.5)，极大地改善了热采吞吐井的效果。具体有以下两个实例：

[0064] 实施案列1：渤海旅大27‑2油田A23H井第三轮吞吐排液不及时导致乳化，吞吐效果变差的实例。

[0065] 图12为旅大27‑2油田两口蒸汽吞吐井的位置。

[0066] 图13(a)为旅大27‑2油田A23H井的日产油与含水率曲线，分为三个阶段：天然能量3
衰竭开采阶段，主要目标是为了确定冷采产能；第一轮蒸汽吞吐，注入蒸汽4500m ，井底注
3
入温度340℃；第二轮蒸汽吞吐，注入蒸汽5250m ，井底注入温度340℃。A23H井50℃的时候
脱气脱水后的原油粘度为2462mPa·s，第二轮吞吐焖井结束开井后，产能迅速下降，取样后
检测粘度发现比50℃脱气脱水原油粘度高达3500mPa·s。经过分析发现，这部分稠油主要
3
是油包水型乳状液。由图13(a)可知，A23H天然能量开发日产油水平18m ，第一轮注热后生
3 3
产200天时日产油水平30m/d，第二轮增加了17％的蒸汽注入量，预测日产油45m /d，但由于
3
发生乳化，实际日产油水平23m (焖井结束后生产200天)，不仅未能达到设计，还远远低于
同期第一轮的日产油水平，严重影响了吞吐效果。

[0067] 通过分析井底流动温度、无因次比采油指数、周期内相同生产时间的日产油水平等指标如图13(b)～图13(d)可知，A23H井第二轮吞吐由于乳化降低了热采效果：第二轮井
底流动温度与第一轮相当，表明较多的热量用于加热了水；第二轮比采油指数远低于第一
轮，表明产油能力大幅度下降；第二轮吞吐的日产油水平远低于第一轮，递减率高达50％，
远大于20％的预测值。

[0068] 实施案列2：渤海旅大27‑2油田A22H井第三轮吞吐及时返排成功预防乳化实例。

[0069] 在A23H生产实践的基础上，为了改善A22H井第三轮吞吐的效果，提出了焖井结束后加速返排的策略，从而降低生产过程中乳化的负面影响。

[0070] 图14为旅大27‑2油田明化镇组A22H井的生产曲线，分为三个阶段：第一轮蒸汽吞3 3
吐，注入蒸汽3000m ，井底注入温度300℃；第二轮蒸汽吞吐，注入蒸汽4200m ，井底注入温度
3
340℃；第三轮蒸汽吞吐，注入蒸汽5000m ，井底注入温度340℃。A22H井目前生产560天，日
3 3 3
产油40m/d，远高于第一轮和第二轮吞吐是同时期的日产油水平(分别为25m/d和32m/d)。

[0071] 图15(a)和图15(b)分别为旅大27‑2油田A22H和A23H井焖井结束后第一个月生产的回采水率和累产水量对比曲线。可见，A23H井第二轮的注热量增加，但第一个月的累产水
量太低，第二轮的回采水率低于第一轮，造成近井地带含水饱和度较高，对造成油水乳化有
重要影响。反观A22H，虽然周期注入量逐渐增加，但是第一个月的累计排水量和回采水率也
相应的增加，近井地带含水饱和度较低，没有造成严重的油水乳化现象。

[0072] 根据A22H第三轮吞吐投产一年半的生产动态认识，应用本发明技术后，第三轮吞吐的有效期为637天，远高于第一轮吞吐和第二轮吞吐的300天和283天；第三周期累产油为
2.24万方，远高于第一轮吞吐和第二轮吞吐的1.04万方和1.06万方；第三周期累增油为
1.18万方，远高于第一轮吞吐和第二轮吞吐的0.65万方和0.58万方，见图16和图17。

[0073] 作为对照，邻井A23H未及时采用本发明结果，第三轮吞吐效果较差，第三轮吞吐的有效期为270天，接近于第一轮吞吐和第二轮吞吐的270天和250天；第三周期累产油为0.70
万方，低于第一轮吞吐和第二轮吞吐的1.27万方和0.71万方；第三周期累增油为0.19万方，
远低于第一轮吞吐和第二轮吞吐的0.64万方和0.24万方，见图18。

[0074] 本发明并不限于上文描述的实施方式。以上对具体实施方式的描述旨在描述和说明本发明的技术方案，上述的具体实施方式仅仅是示意性的，并不是限制性的。在不脱离本
发明宗旨和权利要求所保护的范围情况下，本领域的普通技术人员在本发明的启示下还可
做出很多形式的具体变换，这些均属于本发明的保护范围之内。