风城地区稠油粘度特性研究总结汇报.docx
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风城地区稠油粘度特性研究总结汇报
1地质概况
风城油田位于准噶尔盆地西北缘北端，距克拉玛依市东北约130km，该区北界为哈拉阿拉特山，东邻夏子街油田，南邻风3井区和沥青矿（已废弃），西面为重32、重检3井区，勘探面积约200km2。
井区内平均地面海拔380m，由于差异风化作用，地形起伏较大，残丘断壁四处可见，形成了有“风成城”之称的风蚀地貌。
区域构造位于准噶尔盆地西北缘乌夏断褶带的夏红北断裂上盘中生界超覆尖灭带上，北以乌兰林格断裂为界，南邻玛湖凹陷北部斜坡带。
风城油田自上而下地层可划分为白垩系吐谷鲁群，侏罗系齐古组、三工河组、八道湾组，三叠系，二叠系及石炭系。
侏罗系与上覆和下伏地层均呈角度不整合接触，侏罗系上统和下统之间也是角度不整合接触。
其中八道湾组在重40－重14井一线以北区域缺失，齐古组在乌兰林格断裂上盘和风16井北断裂以北区域缺失。
风城地区地下浅层蕴藏着丰富的稠油资源。
50年代中后期就发现了稠油，由于原油粘度高、流动性差，受当时工艺技术条件限制，未进行重点勘探。
到80年代初期，随着开采工艺及技术水平的提高，风城地区的稠油勘探进入了新的阶段。
2007年新疆油田公司对风城地区进行了整体规划部署，部署滚动评价井63口，并对部分评价井进行了取样分析，在此过程中发现风城地区原油粘度普遍偏高，部分原油在50℃时粘度达到了上百万，并且发现在不同时间取得的相同层位、同一口井的原油样品粘度差异较大，为了准确取得风城地区原油基础物性资料，必须对目前的粘度测试方法进行详细分析论证。
2基本概念
2.1粘度的定义
粘度是评定液体流动性的指标，它表示分子之间作相对运动时分子之间内摩擦力的大小，液体的粘度一般可以由动力粘度和运动粘度来表示。
1）动力粘度又称绝对粘度，是指液体在剪切应力作用下流动时内摩擦力的量度，单位是Pa.S,通常的使用单位是mPa.S。
动力粘度的物理意义可以理解为：
在单位接触面积上，相对运动速度梯度为1时，流体所产生的内摩擦力，由下列牛顿方程式所定义:
式中F——作相对运动的两相流层间的内摩擦力（剪切力），N；
A——两相流层间的接触面积，m2;
dv——两相流层间的相对运动速度，m/s
dl——两相流层间的距离，m
η——液体内摩擦系数，即该流体的绝对粘度，Pa.S；
2）运动粘度vt：
是指液体在重力作用下流动时内摩擦力的量度，其数值为相同温度下液体的动力粘度与其密度之比，即vt=ηt/ｐt单位是m2/S,通常的使用单位是mm2/S。
动力粘度和运动粘度分别用旋转粘度计和毛细管粘度计来测定。
原油含水率、测试方法、仪器类型、选用的剪切速率值等因素对实验室测得的原油粘度值均有不同程度的影响，以下分别从这几个方面来讨论影响原油粘度测定值的因素。
2.2牛顿流体和非牛顿流体
绝对粘度不随剪切速度梯度dv/dl的变化而变化的体系称为牛顿体系，其η在一定温度下为一定值；如果η不是定值而是随dv/dl的变化而变化时，称为非牛顿体系。
一般的液体油品为牛顿体系，但当有蜡析出或含有较多的沥青质或加入聚合物添加剂后，则往往是非牛顿流体。
3风城地区超稠油粘度测定的影响因素分析
3.1含水率的影响
在实际的稠油开采过程中，由于蒸汽吞吐向地层注入了大量的高温高压水蒸汽，极大地改善了油层中稠油的流动性质，有利于稠油的采出，但同时将会产生稠油乳状液，特别是W/O型稠油乳状液不利于采出液在地层、井筒和地面集输管线中的流动。
原油中的胶质、沥青质、环烷酸等极性化合物均具有较强的表面活性和乳化能力，是原油中的天然乳化剂。
对于绝大部分原油，沥青质乳化能力最强，无论是以分子状态还是以微粒状态存在，沥青质作为乳化剂都可形成稳定的乳状液，对乳化起关键作用。
风城地区稠油中含有很高的胶质和沥青质，从目前的检测数据来看，一半以上的原油胶质和沥青质总含量大于30%，平均值为28.31%，酸值平均为5.31mgKOH/g油，可以看出，风城地区稠油中含有较多的极性很强的胶质、沥青质、环烷酸等天然乳化剂，在开采中可以形成稳定的油水乳状液。
SY/T0520-1993《原油粘度测定旋转粘度计平衡法》中第1款规定：
本标准适用于测定含水不超过0.5%的原油的粘度。
在实际的检测工作中，如果脱水原油含水率达不到0.5%以下，会对原油粘度参数造成较大影响。
将不同时间取得的风重009井、风重003井原油经脱水后加自来水并高速搅拌，配制成不同含水率的稠油乳状液，分别在30℃、50℃、70℃、80℃下测定粘度数据，结果见表1。
表1不同含水率下稠油粘度数据对比表
井号
层位
取样日期
含水率%
动力粘度mPa·s
30℃
50℃
70℃
80℃
风重009
J1b
2007-10-10
0.3
984000
61400
7724
3379
1.0
998000
63500
7763
3385
5.0
1040000
71200
9345
4020
8.0
1080000
74864
9778
4211
10.0
1300000
91780
11622
4907
15.0
1410000
86600
11448
4820
20.0
1550000
105000
14157
6429
25.0
1720000
113000
15422
6732
29.3
1950000
125000
16172
7000
风重009
J1b
2007-10-24
0.1
360000
28800
4310
1980
5.0
376000
31300
5060
2140
10.0
398000
34200
5690
2420
15.0
413000
35700
5920
2510
19.5
422000
36600
6069
2560
风重003
J1b
2007-09-16
0.8
639000
44151
6209
2747
3.0
673000
47390
6419
2831
5.0
764000
52030
7356
3505
6.0
500000
36112
5009
2292
8.0
771000
52152
7262
3270
10.0
733000
51091
7220
3289
12.0
835000
55536
7723
3326
15.0
795000
56964
8036
3549
20.0
847000
59322
9013
3854
由表1可以明显看出，随着原油含水率的增大，粘度呈现出明显的上升趋势。
例如风重009井J1b（取样时间2007-10-10）原油含水率达到30%时，其粘度大约是脱水原油的2倍。
风重003井J1b（取样时间2007-09-16）原油含水率为20%时的粘度是脱水原油的1.33倍。
图2风重009井J1b（2007-10-24）稠油不同含水率下粘温关系曲线
图1风重009井J1b（2007-10-10）稠油不同含水率下粘温关系曲线
图3风重003井J1b（2007-09-16）稠油不同含水率下粘温关系曲线
3.2测试方法的影响
3.2.1旋转粘度计法测定动力粘度
研究院实验中心使用美国产的博力飞系列流变仪，重油公司目前使用新购置的安东帕流变仪，这两种仪器都执行石油行业标准：
SY/T0520—93《原油粘度测定---旋转粘度计法》，本标准适用于测定含水率不超过0.5%的原油的动力粘度和表观粘度。
测试所使用的仪器型号、测量范围、精度等见表2。
表2旋转粘度计、流变仪的型号及动力粘度测试范围表
仪器名称
仪器型号
测量范围mPa•s
精度
温度范围
控温精度
使用
单位
博力飞旋转粘度计
LVDV-Ⅲ+
1.2～6×106
±1%
-20℃～300℃
±0.1℃
研究院
RVDV-Ⅲ+
20～107
±1%
-10～120℃
±0.1℃
安东帕流变仪
MCR51
１～109
±1%
0℃～200℃
±0.05℃
重油公司
3.2.2毛细管粘度计法测定运动粘度
运动粘度测定仪的主体部分为毛细管粘度计，主要用于测定液体运动粘度，可测液体温度范围：
0℃～80℃，执行标准为《GB/T11137-89深色石油产品运动粘度测定法（逆流法）和动力粘度计算法》。
此标准适用于深色石油产品，不适用于测定沥青的粘度。
可测液体粘度范围见表3:
表3逆流毛细管粘度计尺寸和运动粘度范围表
尺寸号
粘度计常数C（mm2/S）/S
运动粘度范围vtmm2/S
毛细管内径mm（+2%）
100
0.015
3～15
0.63
150
0.035
7～35
0.78
200
0.1
20～100
1.02
300
0.25
50～200
1.26
350
0.5
100～500
1.48
400
1.2
240～1200
1.88
450
2.5
500～2500
2.20
500
8
1600～8000
3.10
600
20
4000～20000
4.00
/
60
12000～60000
4.50
/
66
13200～66000
5.00
试样的运动粘度按式
（1）计算：
vt=C·t………………
（1）
式中：
C——粘度计常数，（mm2/S）/S；
t——试样的流动时间，S。
3.2.3两种方法检测数据对比
2007年以来，对风重地区八道湾、齐古组储层稠油、超稠油进行了51井次的原油粘度测试，通过对该地区原油粘度资料的整理分析，发现老井的原油粘度与新井新测得的粘度数据有一定的差异，即使是相邻井，其粘度数据也差异较大。
例如，老井重44井与新井风重006井相邻，但原油粘度资料显示，在50℃条件下，重44井J3q2原油粘度为23020mPa·s，而风重006井J3q2原油粘度为185000mPa.s（2007-7-30测试），二者粘度值相差较大。
老井粘度数据为前期毛细管粘度计法测得，新井粘度数据为目前使用的旋转粘度计法（DV-Ⅲ+型旋转粘度计）测得，从表4中发现风重地区老井粘度数据普遍低于新井。
表4风城地区部分原油粘度数据表
层位
井号
粘度（50℃）mPa·s
备注
层位
井号
粘度（50℃）mPa·s
备注
J3q2
Z114
3385
老井
J3q3
重检3
4000
老井
Z113
5505
重19
3122.5
Z117
9495
重10
35475
重33
7220
风重001
448000
新井
重32
7847
风重010
81125
重1
23091
风重015
161741
重44
23020
风重016
316000
风重005
7180000
新井
风重018
9575
风重006
185000
风重023
13320
风重007
25300
重55A
684000
风重013
38700
重57
2100
风重017
15580
重58
20514
重59
88857
J1b
重046
3469
老井
J1b
风重003
126625
新井
重43
10135
风重004
37187
重45
21450
风重009
59442
重24
7492
风重018
9275
重26
10509
风重019
9462
重14
16198
风重024
9313
风重001
9413
新井
重57
56300
风重002
49867
重58
6465
为了分析毛细管粘度计法和旋转粘度计法对稠油粘度测定数据的影响，选取风重009井、风重003井、重58井、风重016井脱水原油样品，在50℃、80℃下分别使用旋转粘度计法和毛细管粘度计法测定粘度数据，结果见表5。
表5旋转粘度计法和毛细管粘度计法测试原油粘度对比表
井号
取样日期
密度（20℃）g/cm3
动力粘度mPa·s（50℃）
动力粘度mPa·s（80℃）
备注
旋转粘度计法
毛细管粘度计法
误差%
旋转粘度计法
毛细管粘度计法
误差%
风重009
2007-10-10
0.9663
61400
52550
7.76
3379
2759
10.10
风重009
2007-10-24
0.9628
28800
22558
12.15
1980
1680
8.19
风重003
2007-09-16
0.9660
44151
40883
3.84
2747
2466
5.34
重58
2007-08-16
0.9528
6465
6353
0.87
650
546
8.18
风重016
2007-08-16
0.9685
527000
461771
6.20
16680
14250
7.9
2007-08-16
0.9810
430000
445794
1.80
14980
14562
1.4
2007-08-17
0.9750
316000
298185
2.90
11370
10056
6.2
备注
25℃下标准油粘度96320mPa·s；
旋转粘度计法测得粘度97250mPa·s，相对误差0.96%；
毛细管粘度计法测得粘度97692mPa·s，相对误差1.40%。
通过表5中的数据可以看出，在方法允许的测量范围内，使用旋转粘度计法和毛细管粘度计法测得的原油粘度相差不大，可以证明这两种方法都是准确可靠的。
3.3检测仪器设备的影响
首先需要用已知粘度的标准油校正DV-Ⅲ+型旋转粘度计，如果测得的标准油粘度值与实际粘度误差在要求范围内，则说明DV-Ⅲ+型旋转粘度计测得的原油粘度值是否准确有效，校正结果见表6。
表6标准油校正DV-Ⅲ+型旋转粘度计数据列表
标准油型号
温度℃
标准粘度
mPa.S
剪切率1/S
测定粘度
mPa.S
相对误差%
备注
100000
25
96320
2.00
97250
0.96
60000
25
55040
4.00
54930
0.20
30000
25
30720
5.00
30500
0.72
12500
25
13000
10.00
13120
0.92
为了证明DV-Ⅲ+型旋转粘度计、MCR51型流变仪的准确性，研究院实验中心和重油公司同时针对重58井J1b（2007-08-01）、重58井J1b（2007-08-16）、脱水原油进行粘度测试，结果见表7。
表7重58井脱水原油粘度对比
温度℃
重58井J1b（2007-08-01）
重58井J1b（2007-08-16）
粘度mPa.S（DV-Ⅲ+）
粘度mPa.S（MCR51）
相对
误差%
粘度mPa.S
（DV-Ⅲ+）
粘度mPa.S
（MCR51）
相对
误差%
20
301000
288200
4.34
237000
224000
5.64
30
73824
73530
0.40
58889
58810
0.13
50
7723
7659
0.83
6387
6470
1.29
80
675.7
696
2.96
569.3
614
7.56
100
202
223
9.88
181.4
194
6.71
120
81.9
90.2
9.65
76.1
78
2.47
150
29.8
30.8
3.30
28.2
31
9.46
图4重58井J1b（2007-08-01）原油粘温曲线图5重58井J1b（2007-08-16）原油粘温曲线
从表7中数据可以看出，对于相同的原油样品，DV-Ⅲ+型旋转粘度计和MCR51型流变仪所测得的粘度数据相差不大，相对误差都在10%以内，符合SY/T0520—93《原油粘度测定---旋转粘度计法》中再现性规定，即非牛顿流体再现性误差小于20%，牛顿流体再现性误差小于15%。
3.4剪切速率的影响
原油在低温下一般属于非牛顿流体，同一温度下粘度随着剪切率增大而减小；高温下，原油一般表现为牛顿流体特征，一定温度下粘度是一个定值，不随剪切率而变化。
选取重58井原油（O2007-13680），在同一温度下选择三种剪切率测试原油粘度，结果见表8。
表8重58井原油（O2007-13680）粘度随剪切率变化数据表
温度℃
剪切率1/S
粘度mPa.S
30
1.25
59200
2.25
58889
3.0
58750
50
12.0
6417
20.0
6387
27.5
6382
80
25.1
568.5
40.9
569.3
57.7
568.5
100
6.6
181.8
11.2
181.4
15.8
181.2
120
16.5
76.3
25.7
76.1
37.0
76.2
从表8中可以看出，重58井原油在30℃、50℃下表现为非牛顿流体性质，粘度随剪切率增大而减小；80℃、100℃、120℃下表现为牛顿流体特性，粘度为一定值。
风城稠油含有较高的胶质沥青值，低温下一般属于非牛顿流体，检测其粘度参数时所选用的剪切速率不同，测得的粘度随着剪切率的增大而降低。
例如
图620℃下风重001井原油粘度与剪切率关系图图730℃下风重001井原油粘度与剪切率关系图
图850℃下风重001井原油粘度与剪切率关系图
从这三张图中可以看出，低剪切下风重001井原油在20℃、30℃、50℃时均表现为非牛顿流体特性，对于非牛顿流体来说，同一温度下，其粘度随着剪切速率的增大而减小。
从图8中曲线可以看出，50℃时风重001井原油在低剪切率下表现出明显的非牛顿流体特性，粘度随着剪切率的增大而降低，当剪切率达到5S-1以上时，原油表现出了牛顿流体的特性，剪切率增大时粘度趋于稳定。
3.5热处理过程中放置时间的影响
SY/T0520-1993《原油粘度测定旋转粘度计平衡法》中第4.1款“试样及预处理”中规定：
将试样分装在磨口瓶中，置于恒温浴密闭加热至80℃，恒温1h后取出，自然降至室温，在暗处存放48h后可供使用。
在实际检测中由于样品量大、周期短，样品脱水处理后一般没有严格按照标准规存放48h后使用，为此以风重003井、风重009井原油样品为代表，经过热处理后分别放置0h、4h、8h、16h、24h、48h后测定其粘度，分析不同放置时间对样品粘度的影响，见表9。
表9风重009井、风重003井原油热处理后在不同放置时间下的粘度对比
井号
层位
温度℃
粘度mPa.S
0h
4h
8h
16h
24h
48h
风重009井（2007-10-10）
J1b
30
984000
987000
982000
986000
984000
979000
50
61400
62533
61892
60560
62320
61650
70
7724
7856
7635
7740
7833
7708
80
3379
3394
3321
3289
3297
3333
风重003井（2007-09-16）
J1b
30
639000
627000
642000
638000
630000
644000
50
44151
44520
43834
43960
44110
43706
70
6209
6140
6355
6287
6400
6375
80
2747
2750
2863
2811
2800
2790
通过表9中数据可以看出，风重009井、风重003井原油经过热处理后，不同放置时间对样品粘度影响甚小。
表10风重016井不同批次原油热处理后在不同放置时间下的粘度对比
井号
层位
取样时间
检测时间
粘度mPa.S
50℃
80℃
120℃
150℃
风重016井
J3q3
2007-08-16
2007-8-28
527000
16680
776.4
198.8
2007-9-9
523000
16313
734.8
192.7
相对误差，%
0.38
1.11
2.75
1.56
2007-08-17
2007-9-3
316000
11370
642.5
159.4
2007-9-9
319000
11674
565.4
160.5
相对误差，%
0.47
1.32
6.39
0.35
根据实验结果对比分析，对于风重地区稠油，进行热处理后，放置4小时后与放置一周后测定其粘度，对其测定值影响较小。
4风城稠油物性规律研究
4.1原油密度与原油粘度关系
风重地区稠油为高密、高粘、高凝固点原油，其原油物性的空间分布规律有以下特征：
从原油密度、原油粘度与深度关系图看（图9、图10），原油密度、原油粘度与深度关系不明显。
但是仍然看出一定的规律，相同深度条件下侏罗系八道湾组原油粘度和原油密度要低于侏罗系齐古组原油的密度和粘度。
图9原油密度与深度关系图
图10原油粘度与深度关系图
基于目前得到的风城稠油粘度、密度资料，风城地区原油50℃粘度与50℃时的密度在趋势上呈指数变化关系，见图11。
图11风城地区50℃时地面原油密度与粘度关系图
4.2风城稠油族组份特征
粘度决定于化合物的分子结构和大小。
烃类的粘度与其分子大小，环的数目和类型有关。
研究表明，各种烃类中，烷烃的粘度最小，环状化合物的粘度大，并且随着环在分子中的比例的增长，粘度也随之增加。
在两个环以下的烃类中，环烷环比芳香环增加的粘度要大。
三个环以上的烃类，芳香环比环烷环增加的粘度要大。
在环数相同的烃类中增加侧链的长度也会增加烃的粘度。
当原油中存在着一定量的非烃类物质（胶质和沥青质）时，相互作用的胶质包围沥青质形成了胶束，胶束大小对原油的粘度起着重要作用。
对风城地区具有代表性的原油烃类、非烃类的组分含量进行了实验分析与数据整理，其组分含量数据见表11。
由表11可知，风城地区稠油饱和烃含量变化在25.9%～47.2之间；芳香烃的含量主要集中在16.3%～26.5％之间；胶质、沥青质总含量较高，大部分集中在30%左右。
表11风城地区部分稠油组分数据表
层位
井号
井段
取样日期
密度（20℃）g/cm3
动力
粘度（50℃）mPa·s
族组分含量%
总收率%
饱和烃
芳香烃
合计
非烃
沥青质
合计
J3q
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