王苛宇，周康，申哲娜（陜西延長石油 （集團）有限責(zé)任公司研究院，陜西 西安710075）

金志，石芳惠（陜西延長石油 （集團）有限責(zé)任公司研究院，陜西 西安710075）

熱水驅(qū)作為一種重要的三次采油方法，其前期的研究與應(yīng)用成果表明能夠提高油藏流體的流動效率，增加油井產(chǎn)量，其本質(zhì)上是一種非混相驅(qū)替原油的過程［1～3］。但多數(shù)研究立足于稠油油藏中，而與稠油相比，輕質(zhì)油的組分和性質(zhì)不同，熱采的機理及其對驅(qū)油效率的貢獻也不同［4～7］。因此，筆者從界面張力、潤濕性、毛細管力、黏度、相對滲透率、流體蒸餾和熱膨脹這些方面對熱水驅(qū)提高超低滲透輕質(zhì)油藏采收率機理進行研究。

1 試驗裝置及材料準備

1）試驗裝置 多功能巖心驅(qū)替裝置、TX500C型旋轉(zhuǎn)滴超低界面張力儀、PDE 1700LL型高溫高壓界面張力儀、DSA100光學(xué)接觸角測量儀、L5－50P高速離心機、HAAKE RS600流變儀、鋼制容器、烘箱等。

2）試驗用油 某超低滲油田地面脫氣原油，試驗前進行脫水及過濾處理，40℃下黏度為8.5mPa·s。

3）試驗用水 某超低滲油田地層水 （礦化度113g／L）、注入水 （礦化度67g／L）。

4）試驗所用巖心 某超低滲油田天然巖心，滲透率在0.2mD左右以及巖心薄片。

下面從界面張力、潤濕性、毛細管力、黏度、相對滲透率、流體蒸餾和熱膨脹這些方面對熱水驅(qū)提高超低滲透輕質(zhì)油藏采收率機理進行試驗研究與分析。

2 試驗研究與分析

2.1 不同溫度熱水驅(qū)對油水界面張力的影響

增加毛管數(shù)是提高驅(qū)油效率的一項重要途徑，而降低油水界面張力是增加毛細管數(shù)的一個方面［8～9］。因此，首先對熱水驅(qū)過程中溫度引起的油水界面張力變化情況進行了研究。采用TX500C型旋轉(zhuǎn)滴超低界面張力儀對40～90℃下的油水界面張力進行測定，采用PDE 1700LL型高溫高壓界面張力儀對100～180℃下的油水界面張力進行測定。

測定了地層水與原油在40～180℃間的界面張力，結(jié)果如圖1所示。

由圖1可見，隨著溫度升高，油水界面張力呈下降趨勢。這是因為溫度升高液體體積膨脹，分子間距離增加，吸引力減小，從而令油、水分子間的力場差異減弱，在宏觀上表現(xiàn)為界面張力的降低，且稀油中有少量的瀝青質(zhì)、膠質(zhì)等極性物質(zhì)，它們在低溫時吸附于油水界面及巖石顆粒表面，以液膜、固態(tài)膜的形式存在，隨著溫度升高，這些極性物質(zhì)逐漸解除吸附，從而使得油水界面張力減?。?0～13］。但溫度由40℃上升到140℃，界面張力從13.6mN／m 降 低 到12.5mN／m， 僅 降 低8.1%， 即 使 升 高 到180℃，界面張力降低幅度也不足30%，且界面張力在101～102數(shù)量級之間。研究結(jié)果表明，若要通過改變油水界面張力來大幅度提高驅(qū)油效率，那么其值需降低103～104數(shù)量級。因此，僅依靠熱水的升溫作用無法達到該目的，必須借助表面活性劑的低界面張力特性。

圖1 溫度對油水界面張力的影響

圖2 巖心經(jīng)不同溫度注入水浸泡15d后的接觸角示意圖

圖3 巖心經(jīng)不同溫度地層水浸泡15d后的接觸角示意圖

2.2 不同溫度熱水驅(qū)對潤濕性的影響

油藏巖石潤濕性在很大程度上對孔隙中流體的分布狀態(tài)、流動特點和毛細管力吸水排油過程起著控制作用。因而必然對驅(qū)油效率產(chǎn)生顯著影響［14，15］。利用DSA100光學(xué)接觸角測量儀考察溫度（40～180℃）對巖心潤濕性的影響。

表1 巖心經(jīng)不同溫度熱水浸泡15d后的接觸角

在不同溫度巖心注入水、地層水 （注入水礦化度較地層水低）熱水下浸泡15d后的巖心潤濕性如圖2、圖3和表1所示。

由圖2、圖3和表1可知，隨熱水溫度升高，接觸角先降低后增大，但均在水濕范圍內(nèi)變化。砂巖本性親水，與水接觸后會在其表面形成一層水膜；而與油長期接觸后，油中膠質(zhì)、瀝青質(zhì)等天然活性物質(zhì)會在其表面發(fā)生吸附，令其油濕性增強。試驗所用巖心為未洗油天然巖心，隨溫度升高，其上附著的部分膠質(zhì)、瀝青質(zhì)等油濕物質(zhì)發(fā)生解吸，從而令巖心片接觸角減小，親水性增強。但當(dāng)溫度上升到一定值后，巖心與水膜間的氫鍵斷裂，水膜厚度變薄，造成巖心片接觸角增大，親水性減弱。同時，礦化度的增加會加劇水膜變薄的程度，因此當(dāng)巖心片在礦化度較低的注入水中浸泡時，溫度達到160℃后，其潤濕接觸角才開始變大，有向油濕方向變化的趨勢，而當(dāng)其在礦化度較高的地層水中浸泡時，溫度僅100℃，其潤濕性接觸角就開始變大。

2.3 不同溫度熱水對毛細管力的影響

毛細管力曲線測定常用的方法有：半滲透隔板法、離心法、常規(guī)壓汞法和恒速壓汞法。為了確保數(shù)據(jù)的可比性，需要對經(jīng)不同溫度處理的同一巖心進行毛細管力曲線的測定，因而必須保證測試過程中巖心不受外來介質(zhì)的污染；同時，考慮到巖心滲透率低，測試中必須有足夠的外來動力［16～18］。因此，參照石油行業(yè)標準SY／T 5346—2005，采用離心機法，利用美國貝克曼儀器公司生產(chǎn)的L5－50P高速離心機考察溫度40～180℃對毛細管力曲線的影響。

圖4 不同溫度熱水作用后的毛細管力曲線

測試了巖心經(jīng)40～180℃熱水作用后的毛細管力曲線，結(jié)果如圖4和表2所示。

由圖4結(jié)果可知：當(dāng)溫度小于120℃時，隨溫度升高，毛細管力曲線向左側(cè)偏移，曲線中間平緩段延長，且斜度減小，同一含水飽和度對應(yīng)的毛細管力不斷降低。當(dāng)溫度在120～180℃之間時，溫度變化對毛細管力影響不大，各溫度下的毛細管力曲線幾乎重合。可見，溫度達到120℃以前，通過升溫可以起到較好的降低毛細管力的作用。

由于巖心滲透率低，氣相能夠進入的孔隙體積有限，最小濕相飽和度較高，即使溫度達到90℃，最小濕相飽和度仍大于50%。但隨著溫度升高，最小濕相飽和度不斷減小，當(dāng)溫度達到180℃時，其值降低到37.21%。將毛細管力曲線的中間平緩段延長至含水100%，得到氣相剛開始進入巖心的閥壓，試驗結(jié)果顯示，該值隨著溫度的升高不斷降低，并在溫度達到160℃時恒定。最小濕相飽和度和閥壓的減小，表明隨溫度升高，巖心的孔隙結(jié)構(gòu)得到改善，巖心滲透性變好，巖石物性變好。

表2 不同溫度條件下相滲曲線特征值

2.4 不同溫度熱水驅(qū)對原油黏度的影響

由圖5分析測試的原油黏溫曲線可得，原油在40～120℃溫度范圍內(nèi)，黏度隨著溫度的升高而明顯降低，降低幅度較大，由40℃的8.5mPa·s降低到120℃的3.0mPa·s，表現(xiàn)出較好的黏溫敏感性。當(dāng)溫度高于120℃后，原油黏度降低幅度較小。說明注熱水能降低低黏原油黏度，但是最佳注入溫度不要超過120℃，高于120℃降黏幅度較小，會造成熱量利用不充分。原油稀油黏度降低有助于稀油在地層中流動，改善油水黏度比，對原油在地層中流動有重要促進作用，從而提高采收率。

2.5 不同溫度熱水驅(qū)對油水相對滲透率的影響

根據(jù)油藏工程及滲流相關(guān)理論，分析相對滲透率曲線可以解釋油層儲油能力和兩相滲流規(guī)律。如束縛水飽和度及殘余油飽和度越小，說明油層的儲油能力和產(chǎn)油能力越強。反之，如束縛水飽和度及殘余油飽和度越大，則表明油層儲油能力和產(chǎn)油能力越差。此外，可動油全部產(chǎn)出時水的相對滲透率越高，說明儲層水淹越嚴重，后期剩余油挖潛的能力越弱［19］。試驗流程如圖6所示。

把不同溫度條件下相滲曲線上的束縛水飽和度、殘余油飽和度、等滲點飽和度等特征值進行整理和匯總，結(jié)果見表2。

由表2中數(shù)據(jù)，可作出超低滲油藏巖心在不同溫度條件下的束縛水飽和度及殘余油飽和度特征值隨含水飽和度的變化曲線，如圖7所示。

圖5 不同溫度的原油黏度變化曲線

圖6 油水相對滲透率測試流程圖

圖7 溫度對Swi和Sor的影響

由圖7可以看出，束縛水飽和度由40℃的37.04%到180℃的46.7%，隨溫度升高呈增大趨勢。其可能導(dǎo)致的原因是：溫度升高巖石表面吸附的極性物質(zhì)在高溫下解附，使大量水轉(zhuǎn)而吸附于巖石表面；溫度對巖石的潤濕性有較大的影響，升高溫度巖石變得更加水濕，接觸角減小，原本是油濕或中性油濕的巖心表面變得開始趨向于水濕，束縛水飽和度增加。再者，由于巖心為低滲透巖心，孔喉多以細喉-特細喉、微喉為主，溫度升高，巖石骨架和顆粒膨脹，堵塞了細小的流動通道，使死孔隙變多，束縛水飽和度增加。同時殘余油飽和度由40℃的25.92%到100℃的18.8%，隨著溫度的升高，殘余油飽和度有所降低，特別當(dāng)溫度在40℃到120℃范圍內(nèi)時，殘余油飽和度減小趨勢明顯。引起殘余油飽和度降低的主要原因是：由于原油的黏度隨溫度的升高而不斷降低，升溫降黏改善了流動能力，從而導(dǎo)致水驅(qū)效率增加，殘余油飽和度降低，說明熱水驅(qū)能提高油藏產(chǎn)油能力和原油采收率。

2.6 不同溫度熱水驅(qū)對流體的蒸餾作用

熱水驅(qū)過程中，油、熱水兩相共存于儲層，原油經(jīng)注入熱水加熱后是否也會發(fā)生蒸餾作用，從而改善原油開發(fā)效果，提高采收率，這是需要研究證實的問題。在地層壓力下，模擬不同溫度熱水與原油接觸，研究熱水驅(qū)時原油是否有蒸餾作用發(fā)生。測試儀器設(shè)備為鋼制容器：規(guī)格100mL，耐壓20MPa；烘箱：最高加熱溫度200℃。

由于地下的原油和水處于高壓（地層壓力約16.1MPa）混合狀態(tài)，因此研究中測試了在目前地層壓力條件下原油／水混合體系在不同溫度 （40、60、70、80、90、100、120、140、160、180℃）下的蒸餾情況。測試結(jié)果發(fā)現(xiàn)，在地層壓力和40～180℃下，出口端均未收集到蒸餾組分。通過查閱分析相關(guān)資料認為，在該次研究的測試溫度和壓力條件下油／水和油體系均無蒸餾作用發(fā)生。

圖8 原油在不同溫度下的膨脹率與膨脹系數(shù)

圖9 地層水膨脹率和膨脹系數(shù)變化圖

2.7 溫度對流體的熱膨脹作用

1）原油 原油熱膨脹測試結(jié)果如圖8所示。

從圖8中可以看出，隨著溫度升高，原油膨脹率變大，在100℃ 以內(nèi)膨脹率在1.5%～3.95%之間，100℃以上時，膨脹率突然增大，最高達8.76%。且隨著溫度升高，原油膨脹系數(shù)總體呈減小趨勢，40℃到100℃膨脹系數(shù)由7.5×10－4～4.9×10－4℃－1，100℃ 以上時，膨脹系數(shù)突然增加后再繼續(xù)減小。

2）地層水 地層水在地層壓力條件下，不同溫度的熱膨脹系數(shù)和膨脹率變化規(guī)律如圖9所示。

由圖9可知，地層水膨脹率和膨脹系數(shù)在測試溫度范圍內(nèi)均呈增大趨勢，但膨脹系數(shù)的增大幅度隨溫度升高逐漸減小。地層水的膨脹率和膨脹系數(shù)均顯著小于地層原油的膨脹率和膨脹系數(shù)。由于熱水的注入，地層流體和巖石會被加熱，從而流體和巖石會發(fā)生熱膨脹，這在一定程度上對地層壓力恢復(fù)起到積極的作用。另外，熱膨脹會引起流體密度和黏度的降低，這樣原油的流動性會增強?？傊?，在地層壓力下，溫度的改變對原油的影響是不可忽視的，原油具有較高的膨脹率和膨脹系數(shù)，注熱水能夠顯著增加地層能量。由此試驗研究結(jié)果可知，熱水驅(qū)過程中原油體積膨脹是主要的驅(qū)油機理之一。

3 結(jié)論

通過超低滲透輕質(zhì)油藏?zé)崴?qū)相關(guān)機理的研究，得出了以下認識：熱水驅(qū)過程中，降低油水界面張力、原油的蒸餾以及潤濕性的改善在一定程度上對熱水驅(qū)提高采收率有促進作用，但效果不明顯。而熱膨脹、降低毛細管力、減小原油黏度是改善油水相對滲透率的主要原因，是超低滲透輕質(zhì)油藏?zé)崴?qū)的主要驅(qū)油機理。通過試驗分析對超低滲透輕質(zhì)油藏?zé)崴?qū)驅(qū)油機理有了更深入的認識，對熱水驅(qū)開采低滲透儲層具有重要的參考評估和指導(dǎo)意義。

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