郑继龙，向靖，翁大丽，陈平，运入轩，赵军，胡雪

1．中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452

2．中国石油大学（北京）石油工程学院，北京 102249

落球黏度计对QK17-2油田原油黏温的影响

郑继龙1，2，向靖2，翁大丽1，陈平1，运入轩1，赵军1，胡雪1

1．中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452

2．中国石油大学（北京）石油工程学院，北京 102249

利用高温高压落球黏度计和高温高压转配样装置对QK17-2油田原油黏温特征进行了室内实验研究，分别测量了不同温度、不同压力条件下该油田原油和油水混合物的黏温及油藏条件下注入不同氮气量时油气混合液的黏温。研究结果表明，高含蜡导致QK17-2油田原油在一般高温下黏温异常增高，偏离黏温指数曲线；油水混合液的黏温随含水率变化存在极大值；注氮气达气油比为20以后，降黏效果不明显。

落球黏度计；油－水混合物；QK17-2油田；黏温；黏温特性；含水率；气油比

由于海上油田稠油地质储量相当可观，热采及注气降黏开采具有相当大的潜力，在这些过程中，黏温作为原油的主要物性参数，对油气田开发及原油管道集输均是至关重要。一般认为，原油黏温直接影响原油在地层多孔介质中的渗流能力及原油在井筒内和输油管线中的流动能力［1］。而影响原油黏温因素很多，如温度、压力、蜡质和沥青质成分、含水率以及在注气提高采收率过程中的注气量等［2］。虽然陆上油田已对原油黏温特征有一定研究，但海上油田在此方面的研究尚未开展，因此，利用渤海油田QK17-2油田原油进行原油黏温特征的先导性室内试验研究，对油气田开发方案的调整、提高采收率技术实施和原油长距离管输中加热站、管输降压的设计等都有至关重要意义。

1 影响原油黏温实验

QK17-2油田原油相关物性参数如表1所示。

表1 QK17-2油田原油物性参数

1．1 实验材料及仪器

通过研究发现，压力、温度、含水率及注气量等因素对原油黏温影响较大［3］，通过室内高温高压落球黏度计和高温高压转配样装置，对压力、温度、含水率及注气量等因素对原油黏温的影响规律进行深入研究，实验装置见图1。

实验用水：室内配置QK17-2油田地层水，地层水矿化度3 691 mg／L左右，经0．45μm微孔滤膜过滤。实验用油：QK17-2油田脱气、脱水原油。氮气：永腾气体（天津）销售有限公司生产，纯度99．9%。高压计量泵：江苏海安石油仪器有限公司。高温高压落球黏度计：江苏海安发达石油仪器有限公司。高温高压配样装置：江苏海安石油仪器有限公司。其他装置还包括高压管线、精密压力表、压力容器等。

图1 高温高压油气水黏温测量实验装置

1．2 实验步骤

1）按照溶液配置要求，应用模拟油和转配样装置调配实验所需的原油乳液，并将其泵入落球黏度计中，设定实验所需的温度和压力；

3）利用配样装置配气油比（物质的量比）为0、5、10、15、20、25、30的油-N2混合物，并将其转入落球黏度计中，分别在定压力和定温度下，测定油气混合物的黏温。

2 实验结果

2．1 原油黏温特性

2．1．1 一定温度下原油黏温与压力特性关系

通过实验可知，在实验温度一定的条件下，原油黏温与压力成线性关系［4］，压力越高，黏温越大。据此可为原油降压输送提供理论及实验依据。在实验温度低于70℃时，原油黏温受压力影响较大；实验温度高于100℃时，黏温受压力影响较小，且温度越高，压力对原油黏温的影响几乎可以忽略，见图2。

图2 一定温度下原油黏温－压力特性曲线

2．1．2 一定压力下原油黏温与温度特性关系

对QK17-2油田原油在不同压力下黏温关系实验数据进行拟合，得到一定压力下原油温度在60～140℃条件下黏温－温度特性拟合曲线，如图3所示。

图3 一定压力下原油黏温－温度特性拟合曲线

由图3可以看出，在一定压力条件下，QK17-2油田原油黏温随温度变化基本满足前人研究所得指数关系［5］。值得注意的是，实验测得60和70℃下的原油黏温点均有发飘上浮现象，尤其是60℃下测得的黏温严重偏离指数曲线，导致整体拟合程度下降；而对油样在80～140℃下所测黏温进行拟合，则指数曲线拟合程度非常高。这说明60和70℃下测得原油黏温有异常。结合QK17-2油田原油物性分析发现，由于高含蜡质、中含沥青质与胶质，原油凝固点可达30℃，因而在实验室常温（25℃）条件下，原油中的蜡质和沥青质会大量析出，导致原油黏温大幅度升高，而在逐渐升温的过程中，蜡质和沥青质才重新溶于原油。至80℃左右后，原油黏温曲线更加符合理想的指数曲线。可见在蜡质析出后，大量重新溶于原油需要一个较长的升温过程［6］。

利用上面所得黏温特性关系，可为海上稠油热采的过程中原油黏温的控制与变化规律提供一定的参考。与此同时，在高含蜡原油的开采及长管运输过程中加热站设计需针对性地控制温度，避免蜡质析出后重新溶回原油的过程较长而大幅增加原油黏温，降低输送效率。

2．2 不同含水率下油水体系黏温特性关系

三是全灌区干、支渠高标准衬砌率为95%，但斗渠以下渠系40%是土渠道运行，衬砌率低，渗漏损失大，且经过多年运行老化破损十分严重。

通过对QK17-2油田原油在不同含水率下油水体系黏温特性关系进行实验研究［7］，测得15 MPa时不同温度下油水混合液黏温随含水率变化的规律［8］，如图4所示。

图4 15 MPa下一定温度时油水混合液黏温－含水率曲线

由图4可看出，在同一温度、压力下，原油黏温随含水率的升高先呈现上升趋势，达到极大值后又呈下降趋势，并逐渐趋于平缓，此极值点为油水非乳化的拐点。QK17-2油田脱气原油黏温极值出现在含水率为30%左右。另外，在相同含水率的情况下，温度越高，原油的黏温越低，并且黏温随含水率的变化曲线越趋于平缓，极值点不明显。因此，在外输原油时掺水降黏应避免极值点，以最大限度的提高输油效率、降低能耗。

2．3 N2注入量对油样的减黏效果研究

在15 MPa的定压力下，改变温度，测量注入不同N2量时油气混合物的黏温［9］，得到不同温度下油气混合物黏温与气油比关系特性曲线［10］，如图5所示。

图5 15 MPa下油气混合物黏温－气油比曲线

由图5可以看出，在一定的温度及压力下，随N2注入量的增大，油气混合液的黏温下降迅速；当气油比达到15以后，油气混合液的黏温变化趋缓；当气油比超过20时，黏温随气油比的变化很小。而对于不同温度下的油气混合物黏温－气油比变化趋势总体均呈复合指数曲线。由此可见，N2的注入能显著地降低原油黏温，提高原油在孔隙中的流动能力。据此，在采用注氮提高采收率或提高油气输运能力应采用适宜的气油比，而并非越大越好，用以有效降低成本，达到最佳经济效益。

3 结论

1）QK17-2原油中含有大量的蜡质和沥青质，而蜡质和沥青质的析出能显著增加原油的黏温。当升温达到80℃以上后，原油中的蜡质才大量重新溶入原油，使得原油、油水体系黏温黏温曲线均可较准确地拟合为指数曲线。

2）QK17-2原油中蜡质、沥青质的影响，使油、水发生乳化的最佳温度发生一定程度的提高。QK17-2油田原油与水的非乳化极值拐点在30%左右，据此可为原油掺水输送时确定合适的含水率提供参考。

3）对QK17-2油田，N2的注入可显著降低其原油黏温。随注入N2量的增加，原油黏温迅速下降，当注入气油比达到20后，原油黏温下降不明显。因此，在注N2开采及油气输送时，需确定经济、适用的气油比。

［1］岳湘安，王尤富，王克亮．提高石油采收率基础［M］．北京：石油工业出版社，2007：18-19．

［2］杨胜来，魏俊之．油层物理［M］．北京：石油工业出版社，2004：22-24．

［3］熊钰，高平．两种介质注入对原油物性的影响［J］．新疆石油地质，2004，25（1）：58-60．

［4］辛艳萍．剪切历史对含蜡原油流变性的影响［J］．科学技术与工程，2015，15（7）：1-4．

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［9］初杰．稠油黏度与温度之间的相关性［J］．油气田地面工程，2014，33（5）：24-25．

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Effect of the falling sphere viscometer on viscosity properties of the crude oil in QK 17-2 oilfield

ZHENG Jilong1，2，XIANG Jing2，WENG Dali1，CHENPing1，YUNRuxuan1，ZHAO Jun1，HU Xue1
1．CNOOC EnerTech-Drilling＆Production Co．，Tianjin 300452，China
2．Institute of Petroleum Engineering，China University of Petroleum，Beijing 102249，China

The viscosity-temperature features of the crude oil of QK17-2 oil field were studied with high temperature-pressure falling ball viscometer and high temperature-pressure preparing and transferring equipment．The viscosity-temperature features of the oil-watermixture and crude oil under different temperatures and different pressureswere measured．And the viscosity-temperature features of the oil-gasmixture under reservoir conditionswith different ni-trogen injection volumeswere alsomeasured．The results show that the viscosity of QK17-2 crude abnormally rises under low temperatures because of the high wax contentwhich deviates from the viscosity-temperature index curve．As temperatures rise，the viscosity temperature ofoil-watermixture exists amaximum with the change ofwater ratio．Also the viscosity reduction efficiency is notobviouswhile the oil-nitrogen ratios are bigger than 20．

falling sphere viscometer；oil-watermixture；QK17-2 oilfield；viscosity temperature；viscosity-tempera-ture properties；water ratio；oil-nitrogen ratio

TE357

A

1009-671X（2015）03-081-04

10．3969／j．issn．1009-671X．201409005

2014-09-10．

日期：2015-04-22．

国家重大专项子课题资助项目（2011ZX05024-002-001）．作者简介：郑继龙（1987-），男，工程师．

郑继龙，E-mail：jilong296＠sina．com．

http：／／www．cnki．net／kcms／detail／23．1191．U．20150422．1547．003．htm l