蘇曉明 ，練章華 ，李忠偉 ，熊漢橋 ，呂振峰 ，閔令元

（1.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，四川 成都 610500；2.中國石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東 東營 257000）

0 引言

稠油、超稠油油藏在我國的儲(chǔ)量分布非常豐富。隨著常規(guī)石油資源的日趨減少，將稠油油藏盡可能多地開采出來是解決我國石油資源短缺問題的方法之一。在稠油開采過程中，不可避免地會(huì)造成儲(chǔ)層傷害，致使稠油油藏的開采程度大大降低。因此，能夠有效降低稠油油藏開發(fā)中的儲(chǔ)層傷害程度，使稠油油藏最大限度地開采出來，對(duì)緩解我國石油資源緊缺具有重大意義。

石紅梅等［1］對(duì)勝利油田某超稠油區(qū)塊的開采進(jìn)行了研究，發(fā)現(xiàn)造成超稠油油藏儲(chǔ)層傷害的主要因素是儲(chǔ)層黏土膨脹、酸堿溶蝕巖石形成的顆粒堵塞孔喉。孟英峰等［2］對(duì)柴達(dá)木盆地疏松砂巖氣層保護(hù)進(jìn)行了研究，在研究分析的基礎(chǔ)上評(píng)價(jià)了氣層“五敏”傷害的機(jī)理和程度，并結(jié)合鉆井、完井等各個(gè)作業(yè)中的工藝特點(diǎn)診斷出氣層所存在的傷害機(jī)理和類型，提出了疏松砂巖氣層預(yù)防傷害的措施和建議。遼河油區(qū)砂巖稠油油藏屬于低成熟、低穩(wěn)定型油藏，黏土礦物以蒙脫石為主，孔隙結(jié)構(gòu)多為大孔、細(xì)喉、不均勻型，在蒸汽吞吐生產(chǎn)中暴露出回采水率低，部分井出砂等問題。于蘭兄等［3］對(duì)遼河油區(qū)稠油開采中的儲(chǔ)層保護(hù)作了研究，發(fā)現(xiàn)由于油層體系原來的物質(zhì)平衡和能量平衡被打破，引發(fā)了一系列的物理、化學(xué)變化，從而造成了黏土膨脹、顆粒運(yùn)移堵塞傷害。汪偉英等［4］對(duì)草南超稠油油藏蒸汽熱采傷害進(jìn)行了分析并提出了控制意見。徐義衛(wèi)［5］對(duì)高溫強(qiáng)水敏性低滲透稠油油藏開發(fā)提出了防治對(duì)策，形成了高溫防膨的油層保護(hù)技術(shù)，保證了此類特種油藏的合理開發(fā)。徐莎等［6-15］也對(duì)稠油油藏開采中的儲(chǔ)層傷害進(jìn)行了研究，得出相近的結(jié)論——造成稠油油藏儲(chǔ)層傷害的主要因素可以歸結(jié)為黏土礦物的水化膨脹和機(jī)械運(yùn)移堵塞，即水敏傷害和速敏損害。

前人關(guān)于稠油熱采中儲(chǔ)層傷害機(jī)理的研究主要聚焦于水敏和速敏傷害，很少涉及到溫度對(duì)儲(chǔ)層的傷害，因此，本文主要研究了溫度變化對(duì)儲(chǔ)層造成的傷害。針對(duì)某區(qū)塊地質(zhì)特征，采用傳統(tǒng)評(píng)價(jià)方法和新的評(píng)價(jià)方法相結(jié)合的方式——電鏡掃描實(shí)驗(yàn)和控制單一變量法，就溫度對(duì)某區(qū)塊稠油開采中的傷害機(jī)理進(jìn)行研究分析，為稠油油藏注蒸汽開發(fā)提供理論指導(dǎo)。

1 儲(chǔ)層基本特征

某區(qū)塊儲(chǔ)集層膠結(jié)疏松，巖性以粉砂巖為主，夾灰質(zhì)泥巖和礫巖，底部為砂礫巖和含礫泥質(zhì)砂巖，碎屑巖顆粒磨圓度差，以次棱角狀為主，支撐方式主要為雜基支撐，接觸關(guān)系以點(diǎn)式接觸為主，膠結(jié)類型以基底膠結(jié)和孔隙膠結(jié)為主。沉積序列為一套由粗到細(xì)的正旋回沉積，砂泥質(zhì)量分?jǐn)?shù)比較高，為81%。其中，黏土礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)平均為20%，伊/蒙間層平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)為黏土礦物的87%。巖石碎屑具有不等粒結(jié)構(gòu)，分選性差，反映了水動(dòng)力條件較強(qiáng)的牽引流沉積特點(diǎn)。以上特征決定了在注蒸汽開采過程存在潛在的速敏、水敏傷害風(fēng)險(xiǎn)，高的泥質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)有可能導(dǎo)致高溫下黏土礦物的轉(zhuǎn)化，溫度對(duì)儲(chǔ)層的傷害較為嚴(yán)重。

2 溫敏性評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)

在分析儲(chǔ)層特征的基礎(chǔ)上，通過高溫驅(qū)替實(shí)驗(yàn)和高溫黏土處理前后的電鏡掃描實(shí)驗(yàn)，觀察儲(chǔ)層對(duì)溫度的敏感程度及黏土礦物微觀變化，分析儲(chǔ)層溫敏機(jī)理。

2.1 實(shí)驗(yàn)方法

采用某區(qū)塊天然巖心進(jìn)行室內(nèi)實(shí)驗(yàn)。

1）在高溫、常溫驅(qū)替實(shí)驗(yàn)中，保持巖心圍壓不變，恒速驅(qū)替不同pH值的近地層水礦化度（5 000 mg/L）的標(biāo)準(zhǔn)鹽水或礦化度不同而pH值為7.5的標(biāo)準(zhǔn)鹽水。驅(qū)替速度小于臨界流速，排除速敏可能造成的傷害。驅(qū)替15～20倍孔隙體積的標(biāo)準(zhǔn)鹽水，然后停泵老化12 h，測定高溫（200℃）和常溫（25℃）下的滲透率，分析相同礦化度或酸堿度下溫度對(duì)儲(chǔ)層滲透率的影響。

2）在高溫條件進(jìn)行儲(chǔ)層巖心黏土轉(zhuǎn)化實(shí)驗(yàn)，通過電鏡掃描觀察高溫處理12 h前后的巖心顆粒微觀結(jié)構(gòu)，評(píng)價(jià)分析高溫對(duì)儲(chǔ)層巖心的傷害機(jī)理。

2.2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果及分析

2.2.1 高溫、常溫堿敏實(shí)驗(yàn)

采用某區(qū)塊的天然稠油巖心進(jìn)行高溫和常溫下堿敏實(shí)驗(yàn)對(duì)比，結(jié)果如圖1所示。圖中滲透率比值為不同狀態(tài)下的滲透率與初始滲透率的比值。

圖1 高溫、常溫條件下的堿敏強(qiáng)度

由圖1可以看出，高溫條件下，巖心對(duì)堿液的敏感程度遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于常溫下的敏感程度。高溫條件下，當(dāng)pH值小于10.0時(shí)，滲透率隨pH值的增大而迅速減小，pH值等于10.0時(shí)的滲透率與pH值等于7.0時(shí)的滲透率相差 520×10-3μm2，減小了 43.33%；當(dāng) pH 值大于10.0時(shí)，滲透率隨pH值的增大而減小的幅度明顯變小，pH值等于10.0時(shí)的巖心滲透率與pH值等于13.0時(shí)的滲透率相差40×10-3μm2，僅僅相差5.88%。與高溫相比，常溫下稠油巖心對(duì)pH值的敏感程度表現(xiàn)出不同：高溫條件下，稠油巖心對(duì)堿液敏感程度的拐點(diǎn)出現(xiàn)在pH值等于8.5處，而常溫條件下出現(xiàn)在pH值等于10.0處，這表明在高溫條件下稠油油藏更容易發(fā)生堿敏，即溫度對(duì)儲(chǔ)層的影響較大。這是由于單純的強(qiáng)堿環(huán)境無法滿足高嶺石、蒙脫石、伊利石、綠泥石等黏土礦物和石英、長石等非黏土礦物發(fā)生轉(zhuǎn)化，也很難造成膠結(jié)物質(zhì)——黏土、瀝青質(zhì)的破壞，降低顆粒運(yùn)移和孔喉堵塞的可能性。然而，強(qiáng)堿環(huán)境加上高溫條件就促使了高嶺石、蒙脫石、伊利石、綠泥石等黏土礦物和石英、長石等非黏土礦物之間發(fā)生轉(zhuǎn)化，形成敏感性礦物［16-19］，在高溫驅(qū)替過程中大量的固相顆粒運(yùn)移到狹窄孔喉處，產(chǎn)生“架橋”現(xiàn)象，堵塞孔喉，造成滲透率降低，從而影響開采效果。

2.2.2 高溫、常溫鹽敏實(shí)驗(yàn)

pH值等于7.5時(shí)，采用某區(qū)塊的天然稠油巖心進(jìn)行高溫和常溫下鹽敏實(shí)驗(yàn)對(duì)比，結(jié)果如圖2所示。

圖2 高溫、常溫條件下的鹽敏強(qiáng)度

從圖2可以看出，高溫和常溫條件下，隨著礦化度的減小，巖心的滲透率整體呈減小趨勢，然而不同溫度下所表現(xiàn)出的變化趨勢亦有所不同。

在高溫條件下，隨礦化度的減小，滲透率表現(xiàn)出整體降低的趨勢，但在礦化度3 000 mg/L處呈現(xiàn)出微小波動(dòng)。這是由于在高溫條件下，巖心內(nèi)部黏土礦物發(fā)生了溶解和轉(zhuǎn)化，儲(chǔ)層滲流空間暫時(shí)性增大。但隨礦化度進(jìn)一步減小，驅(qū)替液抑制水化膨脹的能力變差，黏土礦物發(fā)生水化膨脹，其水化膨脹速率遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于黏土礦物的溶解速率，進(jìn)而出現(xiàn)下降趨勢。在某一時(shí)段2條曲線出現(xiàn)相交。這是由于高溫致使膠結(jié)物質(zhì)中的泥質(zhì)和瀝青質(zhì)，尤其是瀝青質(zhì)發(fā)生破壞，釋放出一部分微小顆粒，固體顆粒的分散運(yùn)移和黏土礦物的水化膨脹，造成儲(chǔ)層雙重?fù)p害，繼而呈現(xiàn)出巖心滲透率急劇下降現(xiàn)象，2條曲線出現(xiàn)相交。

常溫條件下，造成滲透率下降的最主要原因是黏土礦物的水化膨脹，因此滲透率的變化率較為平緩。當(dāng)?shù)V化度小于2 000 mg/L時(shí)，2條曲線呈近似平行關(guān)系，常溫條件下的滲透率高于高溫條件下的滲透率。這是因?yàn)殡S著驅(qū)替時(shí)間的推移，巖心中的大部分黏土礦物已被徹底水化，而膠結(jié)物質(zhì)在高溫下所能釋放的固體顆粒有限，故兩者呈現(xiàn)出近似平行的趨勢。實(shí)驗(yàn)表明，在較低礦化度時(shí)，高溫注蒸汽開采以瀝青質(zhì)為膠結(jié)物、膠結(jié)疏松的稠油油藏時(shí)，將會(huì)造成嚴(yán)重的儲(chǔ)層傷害。

2.2.3 黏土高溫轉(zhuǎn)化實(shí)驗(yàn)

為了進(jìn)一步分析高溫對(duì)儲(chǔ)層的傷害機(jī)理，在高溫條件下進(jìn)行了黏土高溫轉(zhuǎn)化實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)溫度200℃，pH值10.0，反應(yīng)時(shí)間48 h。實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖3所示（轉(zhuǎn)化過程為 1—2—3）。

圖3 蒙脫石向方沸石、伊利石轉(zhuǎn)化的微觀結(jié)構(gòu)示意

從圖3可以看出，在高溫強(qiáng)堿條件下，蒙脫石由原來的蜂窩狀，結(jié)合標(biāo)準(zhǔn)鹽水中的Na+/K+，逐漸轉(zhuǎn)變成鋁氧四面體（AlO4）與硅氧四面體（SiO4）構(gòu)成的方沸石和形狀細(xì)小的伊利石。方沸石和伊利石的形成與運(yùn)移，堵塞了儲(chǔ)層中的細(xì)小孔喉，直觀表現(xiàn)為儲(chǔ)層滲透率下降，這與圖1中高溫強(qiáng)堿驅(qū)替實(shí)驗(yàn)所得結(jié)果基本一致。堿敏實(shí)驗(yàn)（見圖1）和黏土高溫轉(zhuǎn)化實(shí)驗(yàn)（見圖3）結(jié)果表明，高溫對(duì)儲(chǔ)層的傷害較為明顯，特別是在地層溫度較低的淺層含瀝青質(zhì)稠油油藏的開發(fā)中，這種傷害更容易發(fā)生。

2.2.4 不同溫度下的驅(qū)替實(shí)驗(yàn)

實(shí)驗(yàn)室配制pH值為7.5、礦化度為5 000 mg/L的標(biāo)準(zhǔn)鹽水，在不同溫度條件下進(jìn)行驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖4所示。由圖可以看出，隨著溫度的升高，滲透率整體呈減小趨勢。

圖4 巖心滲透率隨溫度的變化情況

在低溫（儲(chǔ)層溫度23℃）條件下，巖心中的瀝青質(zhì)等膠結(jié)物質(zhì)保持了良好的黏滯性，巖心孔喉中自由移動(dòng)顆粒較少，滲透率保持穩(wěn)定。當(dāng)溫度繼續(xù)升高時(shí)，滲透率出現(xiàn)直線下降現(xiàn)象，從原來的315×10-3μm2降低到200℃時(shí)的9×10-3μm2，滲透率減為原來的1/35。當(dāng)溫度t＞160℃時(shí)，滲透率減小的程度有所減緩。這是因?yàn)闃?biāo)準(zhǔn)鹽水在流動(dòng)過程中，固液界面發(fā)生相對(duì)滑動(dòng)，在滑動(dòng)摩擦力的作用下，孔喉表面的疏松黏土顆粒發(fā)生脫落，脫落后的固體顆粒運(yùn)移到狹窄孔喉處堵塞了孔喉，導(dǎo)致滲透率下降。除此之外，高溫導(dǎo)致膠結(jié)物質(zhì)發(fā)生破壞，尤其是瀝青質(zhì)的破壞，釋放出大量的微小固體顆粒，隨流體的注入運(yùn)移到喉道處，導(dǎo)致部分孔喉失去流通能力［20-22］。與此同時(shí)，在高溫條件下，儲(chǔ)層黏土礦物發(fā)生一系列的水巖反應(yīng)，黏土礦物發(fā)生溶蝕作用，且溶蝕作用隨溫度的升高而加劇，黏土礦物的溶蝕作用增大了流體的滲流空間［23］，而當(dāng) 160 ℃＜t＜200 ℃時(shí)，蒙脫石晶間間距較大，表現(xiàn)出較強(qiáng)的膨脹性。各種效果的互相作用導(dǎo)致孔喉結(jié)構(gòu)變化較小，所以當(dāng)t＞160℃時(shí)，滲透率降低緩慢。

當(dāng)溫度持續(xù)升高，超過160℃時(shí)，巖心骨架在高溫條件下發(fā)生溶解轉(zhuǎn)化，結(jié)果如圖5所示（溶蝕轉(zhuǎn)化過程為1—2—3）。由圖可以看出，巖心骨架溶解產(chǎn)生2種結(jié)果：一是增大了流體流動(dòng)空間，宏觀表現(xiàn)為滲透率增大；二是骨架溶解、膠結(jié)物質(zhì)遭到破壞所釋放出的微小顆粒造成的孔喉堵塞，后者造成的傷害遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于前者溶解時(shí)釋放的孔喉空間，故滲透率整體呈現(xiàn)下降趨勢。圖5所示結(jié)果與圖1、圖2、圖4基本保持一致，即高溫注蒸汽開采將會(huì)導(dǎo)致儲(chǔ)層傷害。

圖5 高溫下骨架溶解微觀示意

3 結(jié)論

1）高溫條件下儲(chǔ)層更容易發(fā)生堿敏傷害，所以在注蒸汽開采過程中要嚴(yán)格控制注入蒸汽的酸堿度，可以通過在鍋爐出汽段注入適當(dāng)體積的酸性氣體來降低堿敏傷害，建議pH值控制在6.5～7.5。

2）在注蒸汽開采過程中，高溫導(dǎo)致儲(chǔ)層中的瀝青質(zhì)膠結(jié)物質(zhì)發(fā)生破壞，釋放出的固體顆粒以孤立、分散的星點(diǎn)狀零星分布于巖心孔隙之中，隨流體的注入運(yùn)移到喉道處，堵塞了狹窄的孔喉，導(dǎo)致部分孔喉失去流通能力，是造成稠油儲(chǔ)層傷害的重要原因。

3）在超稠油油藏開采過程中，尤其是淺層低溫稠油油藏的開采中，注意控制注入流體的礦化度，充分應(yīng)用高溫條件下黏土礦物的溶蝕增孔效應(yīng)，使經(jīng)濟(jì)效益最大化。

4）在稠油油藏的注蒸汽開采過程中，控制注入蒸汽中的濕氣，盡可能地增大注入氣體的干度，防止黏土的水化膨脹造成儲(chǔ)層傷害。

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