趙衍彬

(中石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東 東營 257015)

稠油油藏的原油黏度大，蒸汽吞吐是目前比較有效的的開發(fā)方式。在熱采開發(fā)過程中，高溫蒸汽有效降低原油黏度，提高原油產(chǎn)量，但同時也會引起水巖反應、水油反應，導致儲層骨架礦物以及原油性質(zhì)發(fā)生變化，進而引起儲層巖石潤濕性、孔隙結(jié)構(gòu)和物性等變化[1-7]。對于具有水敏性、速敏性的稠油油藏，前人在此研究的基礎(chǔ)上，著重分析了高溫下黏土礦物的變化及其對孔喉結(jié)構(gòu)和物性的影響[8-10]，以及高溫對儲層的傷害[11-12]。在蒸汽吞吐開發(fā)過程中，隨溫度升高，敏感性儲層高溫變化的定量表征以及對制約敏感性稠油油藏的關(guān)鍵因素的認識還不足。為此，以具強敏感性的金家油田為例，在對大量實驗結(jié)果進行分析總結(jié)的基礎(chǔ)上，明晰了高溫儲層變化規(guī)律，厘清了開發(fā)的關(guān)鍵制約因素，以期為后續(xù)開發(fā)提供指導。

1 研究區(qū)概況

金家油田構(gòu)造上位于東營凹陷西南邊緣金家—樊家鼻狀構(gòu)造帶南端，沙一段為其主要含油層位，油藏埋深較淺，約760～1 100 m，儲層膠結(jié)疏松，油井出砂。沙一段儲層平均孔隙度為34.1%，滲透率平均值為465×10-3μm2，具有高孔中低滲特征。孔隙類型以原生粒間孔為主，孔喉半徑均值為2.2～4.2 μm，最大連通孔喉半徑為10.4～58.8 μm，孔喉類型主要為中小孔-細喉型。黏土礦物含量平均值為24.4%，黏土礦物以鈣基蒙脫石、伊/蒙混層為主，儲層具強水敏性，油藏類型為具強水敏性的巖性-地層超覆普通-特稠油油藏。金家油田沙一段油藏于1989年投入開發(fā)，主要采用過冷采、蒸汽吞吐、火燒等開發(fā)方式，目前主要為蒸汽吞吐開發(fā)，開發(fā)效果好于常規(guī)冷采，但總體采出程度低。開發(fā)過程中，油井普遍存在出砂嚴重、供液不足、產(chǎn)量遞減快等問題。

2 高溫儲層變化特征

在蒸汽吞吐的高溫條件下，儲層礦物及其結(jié)構(gòu)發(fā)生變化。為此在高壓釜物理模擬實驗[10]及其對相關(guān)實驗結(jié)果進行量化分析和總結(jié)的基礎(chǔ)上對高溫儲層變化進行評價。

2.1 黏土礦物高溫膨脹性變化

高溫條件下，蒙脫石發(fā)生一系列物理化學變化，導致其膨脹性變化，主要體現(xiàn)在蒙脫石晶間距變化和蒙脫石含量的變化2個方面。

蒙脫石膨脹性與其晶間距有關(guān)，晶間距大則膨脹性強，反之則膨脹性弱。高溫條件下隨溫度升高，蒙脫石脫水，主要表現(xiàn)為逐漸脫去表層水、層間水及羧基的過程，在這一過程中，蒙脫石晶間距逐漸變小，其大小與溫度呈對數(shù)關(guān)系，二者具有較好的負相關(guān)性(復相關(guān)系數(shù)為0.943 4)，即隨溫度升高，蒙脫石晶間距減小(如圖1所示)，當溫度高于200 ℃后，晶間距與常溫正常晶間距1.42 nm接近，蒙脫石膨脹性顯著減弱。

圖1 蒙脫石晶間距與溫度關(guān)系圖Fig.1 Relationship between crystal spacing of montmorillonite and temperature

高溫條件下，一方面，鈣基蒙脫石與石英等礦物反應可以產(chǎn)生大量斜鈣沸石，另一方面，儲層中鉀長石、高嶺石溶蝕提供充足K+，有助于蒙脫石、伊/蒙混層向伊利石轉(zhuǎn)化，導致蒙脫石含量減小。高壓釜物理模擬實驗之后，黏土礦物X衍射表明蒙脫石的絕對含量從100 ℃時的21%下降到300 ℃時的17.7%。蒙脫石的轉(zhuǎn)化率隨溫度升高而增大，二者表現(xiàn)為較好的正相關(guān)性(多項式復相關(guān)系數(shù)為0.989 4，如圖2所示)。從曲線斜率來看，在溫度高于100 ℃之后，隨溫度升高，蒙脫石轉(zhuǎn)化速度明顯變大。

圖2 蒙脫石轉(zhuǎn)化率與溫度關(guān)系圖Fig.2 Relationship between montmorillonite conversion and temperature

2.2 高溫溶蝕對孔隙的影響

在高溫、高壓及堿性介質(zhì)環(huán)境中，石英、長石和黏土礦物等都發(fā)生了明顯的溶蝕，伴隨著pH值的不斷降低，礦物的溶解量和礦物離子濃度都會顯著增加，反映了高溫下儲層中水巖反應不斷進行以及溶蝕作用的加劇。掃描電鏡照片顯示，成巖礦物在100～150 ℃時表現(xiàn)為局部微溶，隨溫度繼續(xù)升高，石英、長石等礦物則被溶蝕。

高溫下，礦物溶蝕產(chǎn)生了新的溶蝕孔隙。另外，高溫還會對原來的孔隙進行溶蝕改造，使得孔隙數(shù)量、孔徑大小、面孔率等發(fā)生變化。100～150 ℃時，大、中、小孔的孔隙數(shù)量受溶蝕作用影響，均有不同程度的增加，其中小孔隙的數(shù)量增加幅度較大，主要是由于高溫溶蝕產(chǎn)生了大量新的小孔隙引起的，而大、中孔孔隙數(shù)量的增加及其半徑的增大，使得整體平均孔徑和面孔率增大；150～300 ℃時，由于高溫溶蝕作用加劇，使得不同大小級別的孔隙發(fā)生連通合并，與此對應的是大、中、小孔孔隙數(shù)量的減小，其中以小孔下降幅度最大，而孔隙半徑和面孔率則進一步增大，如圖3和圖4所示。總體來看，100～300 ℃時孔隙數(shù)量的變化表現(xiàn)為先增后減，高溫溶蝕使孔隙半徑大小明顯增長，孔隙數(shù)量的增加和孔隙半徑的增大使得面孔率增大，面孔率與溫度呈對數(shù)關(guān)系，并且具有很好的正相關(guān)性(復相關(guān)系數(shù)為0.889 3)，如圖5所示。從高溫儲層孔隙數(shù)量、大小及孔隙結(jié)構(gòu)變化來看，高溫溶蝕對儲層改造是有利的。

圖3 不同溫度下含油薄片中孔隙數(shù)量變化圖Fig.3 Variation of porosity in oil-bearing flakes at different temperatures

圖4 平均孔徑與溫度關(guān)系圖Fig4 Relationship between average pore size and temperature

圖5 面孔率與溫度關(guān)系圖Fig5 Relationship between average face rate and temperature

2.3 高溫下儲層物性變化

高溫溶蝕產(chǎn)生大量溶蝕孔隙，增大了孔隙半徑，改變了孔隙結(jié)構(gòu)，對儲層物性造成影響。從高壓釜物理模擬實驗后物性變化來看，實驗前后孔隙度比值和滲透率比值均與溫度呈現(xiàn)對數(shù)關(guān)系，具有較高的正相關(guān)性(復相關(guān)系數(shù)分別為0.979 6和0.970 8)，表現(xiàn)為隨溫度升高，孔滲明顯增大。100～150 ℃時實驗前后孔隙度比值和滲透率比值均接近1，說明高溫產(chǎn)生的改善效果抵消蒙脫石膨脹等對儲層的負面影響。當溫度高于150 ℃，孔隙度比值、滲透率比值隨溫度升高不斷增大，且滲透率比值增幅明顯高于孔隙度比值，如圖6所示。說明高溫溶蝕作用對孔隙的改造不僅體現(xiàn)在孔隙數(shù)量增加、孔隙度增大的方面，更涉及到孔徑變大及孔喉連通性變好的方面，并且這種變好趨勢隨溫度的升高而進一步增強。由此說明高溫溶蝕作用大大改善了孔隙結(jié)構(gòu)，提高了儲層物性。

圖6 實驗前后孔隙度比值、滲透率比值與溫度關(guān)系Fig.6 Relationship between porosity ratio,permeability ratio and temperature before and after the experiment

2.4 高溫下含油性變化

從100～300 ℃時含油薄片的含油狀況來看，儲層中小孔隙數(shù)量最多，平均占比約為86%，但含油率最小，平均僅占2%；中等孔隙的數(shù)量平均占14%，含油率平均占12%；大孔隙數(shù)量最少，僅占5%，但含油率最大，占86%。由此可見，原油主要分布在大孔隙中。

圖7所示為不同溫度條件下不同孔隙含油率的變化情況。從100～300 ℃時含油率相對值變化情況來看，小孔隙中變化區(qū)間僅為0.40%～2.62%；中孔隙中含油率隨溫度升高而增加，從100 ℃時的6.63%增加到300 ℃時的25.49%；大孔隙中含油率隨溫度升高而下降，從100 ℃時的92.97%減少到300 ℃時的72.45%。說明了對于原油產(chǎn)出大孔隙出油貢獻最大，同時也表明大孔隙始終也是微觀剩余油最富集的場所。

圖7 不同溫度條件下不同孔隙含油率變化圖Fig.7 Variation of oil content in different pores under different temperature conditions

3 溶蝕顆粒與瀝青結(jié)合對儲層的影響

高壓釜物理模擬實驗后的結(jié)果表明，蒸汽吞吐過程中高溫可以有效抑制蒙脫石的膨脹性，降低其影響，高溫產(chǎn)生大量溶蝕孔隙，增大孔徑，提高連通性，改善儲層孔隙結(jié)構(gòu)，使物性變好，有利于原油溢出。但是，高溫溶蝕作用會產(chǎn)生大量溶蝕顆粒，這些溶蝕顆粒隨流體遷移，同樣會對儲層造成影響。

3.1 高溫溶蝕顆粒分析

圖8所示為不同顆粒濃度與溫度的關(guān)系。高壓釜物理模擬實驗后，利用電子探針和能譜聯(lián)合分析儀對出口液中顆粒成分進行了鑒定，結(jié)果表明，顆粒主要為石英、長石、方解石及黏土礦物，與掃描電鏡中觀察到的礦物溶蝕情況一致。利用庫爾特激光粒度分析儀對流出液中的顆粒粒徑進行分析，結(jié)果表明：100～300 ℃時，流出液中顆?？煞譃轲ね良?粒徑<4 μm)、細粉砂級(粒徑4～32 μm)、粗粉砂級(粒徑32～63 μm)，其中黏土級顆粒主要為黏土礦物，其濃度遠高于細粉砂級、粗粉砂級。黏土級、細粉砂級、粗粉砂級顆粒與溫度呈指數(shù)關(guān)系，具有較好的正相關(guān)性(復相關(guān)系數(shù)分別為0.880 6，0.995和0.942 3)，如圖8所示，表現(xiàn)為隨溫度的升高，顆粒濃度持續(xù)增大并且溫度越高增幅越大，200～300 ℃時顆粒濃度增幅遠大于100～200 ℃。300 ℃時遷出的黏土級顆粒濃度約為200 ℃時的7倍，為100 ℃時的9倍之多，說明了隨溫度升高，溶蝕作用加劇，產(chǎn)生的黏土及其他顆粒數(shù)量均成倍增長。

圖8 不同顆粒濃度與溫度關(guān)系圖Fig.8 Relationship between particle concentration and temperature

3.2 原油組分分析

對金家油田沙一段J10-17-x4井原油組分進行飽和烴氣相色譜分析，未檢測出正構(gòu)烷烴(C17～C35)色譜峰，圖譜上保留時間在33～41 min出現(xiàn)的高峰區(qū)，為環(huán)狀異構(gòu)烷烴類化合物。說明了金家油田沙一段地層遭受剝蝕過程中原油降解嚴重，導致原油變稠，瀝青質(zhì)含量增多，而原油族組分分析表明原油中瀝青質(zhì)含量占10.18%。

高壓釜物理模擬實驗后流出液中發(fā)現(xiàn)大量呈分散狀、凝絮狀、聚集狀等產(chǎn)狀不同的瀝青。瀝青隨流體流動，發(fā)生不同程度的聚集，由分散狀的瀝青質(zhì)點(0.10～0.25 μm)經(jīng)過膠溶作用形成瀝青絮凝，然后經(jīng)過締合形成瀝青晶粒(1～10 μm)，瀝青晶粒聚集形成瀝青大顆粒(10～100 μm以上)，如圖9 所示。在儲層中隨流體流動過程中瀝青由少積多、由小變大，易堵塞孔喉，包裹顆粒引起潤濕性反轉(zhuǎn)，對儲層造成傷害。

圖9 遷出液中瀝青沉積照片F(xiàn)ig.9 Photographs of Bitumen deposition in the effluents

3.3 顆粒與瀝青結(jié)合

黏土含量高，比表面很大并且具有負電性，對瀝青質(zhì)具有較強的吸附性，容易使原油體系中的穩(wěn)定性遭受破壞，引起瀝青質(zhì)的析出聚沉[13-14]。因此選取金家油田沙一段采油井(J10-17-x4井)油樣，摻入不同質(zhì)量分數(shù)的黏土，混合均勻后，用正庚烷做沉淀劑，測試瀝青沉淀點。結(jié)果表明瀝青沉淀點與黏土含量表現(xiàn)為對數(shù)關(guān)系，二者具有較好的負相關(guān)性(復相關(guān)系數(shù)為0.997 1)，瀝青沉淀點隨黏土含量的增加而顯著降低，如圖10所示，表明了隨黏土含量的增加，瀝青更易從原油中析出。

圖10 瀝青沉淀點與黏土含量關(guān)系圖Fig.10 Relationship between asphalt precipitation point and clay content

現(xiàn)場選取的J10-17-x4井100 g油泥樣品放入馬福爐中燃燒，有機物徹底燃燒后，冷卻稱取無機物殘渣重量為80 g，即無機物含量占80%，有機物含量占20%。對無機物進行全巖X衍射，結(jié)果表明，無機物中礦物類型主要由石英、長石、方解石及黏土礦物組成，無機物中石英、長石和方解石相對含量分別為22.2%，20.3%和27.1%，黏土礦物相對含量為24.8%，絕對含量約為20%，與高壓釜物理模擬實驗結(jié)果一致。

從上述2個實驗中可以看出，金家油田沙一段黏土含量高，原油遭受降解導致瀝青含量較高，再加上高含量黏土的吸附使得原油中瀝青更易于析出。而近井地帶為遷移顆粒與原油的聚集區(qū)，使得瀝青與遷出顆粒結(jié)合形成油泥，這些因素綜合導致了近井地帶的堵塞。從現(xiàn)場井下取出的繞絲管淤塞滿油泥也證明了顆粒與瀝青結(jié)合的存在以及二者結(jié)合造成的堵塞之嚴重，這也是金家油田沙一段油井普遍供液不足的主要原因。

4 結(jié)論

蒸汽吞吐過程中，伴隨著高溫蒸汽注入，儲層在高溫下發(fā)生一系列變化。

1)100～300 ℃高溫條件下，隨溫度升高，蒙脫石晶間距逐漸減小，200 ℃時晶間距與常溫時晶間距接近，膨脹性顯著變?nèi)酢?/p>

2)100～300 ℃高溫條件下，隨溫度升高，溶蝕作用加劇，當溫度超過150 ℃時，溶蝕使得儲層孔徑增大，孔隙結(jié)構(gòu)改善，孔滲增大，滲透率增幅明顯高于孔隙度增幅，說明了高溫溶蝕不僅使得孔隙度增大，而且使得孔徑變大及孔喉連通性變好。

3)100～300 ℃高溫條件下，高溫溶蝕也產(chǎn)生了大量骨架和黏土等溶蝕顆粒，溶蝕顆粒中的大量黏土降低瀝青沉淀點，引起原油中瀝青質(zhì)的析出，顆粒與瀝青在近井地帶聚集、結(jié)合、沉淀，形成油泥，造成近井儲層孔喉和繞絲管堵塞。