強(qiáng)敏感性稠油油藏高溫?zé)嶙兌勘碚?/h1>
2022-09-14 08:07:00趙衍彬
非常規(guī)油氣 2022年5期
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(shí)也會(huì)引起水巖反應(yīng)、水油反應(yīng)，導(dǎo)致儲(chǔ)層骨架礦物以及原油性質(zhì)發(fā)生變化，進(jìn)而引起儲(chǔ)層巖石潤濕性、孔隙結(jié)構(gòu)和物性等變化[1-7]。對(duì)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(duì)孔喉結(jié)構(gòu)和物性的影響[8-10]，以及高溫對(duì)儲(chǔ)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(chǔ)層高溫變化的定量表征以及對(duì)制約敏感性稠油油藏的關(guān)鍵因素的認(rèn)識(shí)還不足。為此，以具強(qiáng)敏感性的金家油田為例，在對(duì)大量實(shí)驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行分析總結(jié)的基礎(chǔ)上，明晰了高溫儲(chǔ)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(dǎo)。
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(chǔ)層膠結(jié)疏松，油井出砂。沙一段儲(chǔ)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(xì)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(chǔ)層具強(qiáng)水敏性，油藏類型為具強(qiáng)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(yán)重、供液不足、產(chǎn)量遞減快等問題。
2 高溫儲(chǔ)層變化特征
在蒸汽吞吐的高溫條件下，儲(chǔ)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(shí)驗(yàn)[10]及其對(duì)相關(guān)實(shí)驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行量化分析和總結(jié)的基礎(chǔ)上對(duì)高溫儲(chǔ)層變化進(jìn)行評(píng)價(jià)。
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(xué)變化，導(dǎo)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(gè)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(qiáng)，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(duì)數(shù)關(guān)系，二者具有較好的負(fù)相關(guān)性(復(fù)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(dāng)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(yīng)可以產(chǎn)生大量斜鈣沸石，另一方面，儲(chǔ)層中鉀長(zhǎng)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(dǎo)致蒙脫石含量減小。高壓釜物理模擬實(shí)驗(yàn)之后，黏土礦物X衍射表明蒙脫石的絕對(duì)含量從100 ℃時(shí)的21%下降到300 ℃時(shí)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(xiàng)式復(fù)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(duì)孔隙的影響
在高溫、高壓及堿性介質(zhì)環(huán)境中，石英、長(zhǎng)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(huì)顯著增加，反映了高溫下儲(chǔ)層中水巖反應(yīng)不斷進(jìn)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(shí)表現(xiàn)為局部微溶，隨溫度繼續(xù)升高，石英、長(zhǎng)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(huì)對(duì)原來的孔隙進(jìn)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(shí)，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(shí)，由于高溫溶蝕作用加劇，使得不同大小級(jí)別的孔隙發(fā)生連通合并，與此對(duì)應(yīng)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(jìn)一步增大，如圖3和圖4所示?？傮w來看，100～300 ℃時(shí)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(zhǎng)，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(duì)數(shù)關(guān)系，并且具有很好的正相關(guān)性(復(fù)相關(guān)系數(shù)為0.889 3)，如圖5所示。從高溫儲(chǔ)層孔隙數(shù)量、大小及孔隙結(jié)構(gòu)變化來看，高溫溶蝕對(duì)儲(chǔ)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(chǔ)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(duì)儲(chǔ)層物性造成影響。從高壓釜物理模擬實(shí)驗(yàn)后物性變化來看，實(shí)驗(yàn)前后孔隙度比值和滲透率比值均與溫度呈現(xiàn)對(duì)數(shù)關(guān)系，具有較高的正相關(guān)性(復(fù)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(shí)實(shí)驗(yàn)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(duì)儲(chǔ)層的負(fù)面影響。當(dāng)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(duì)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(shì)隨溫度的升高而進(jìn)一步增強(qiáng)。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(chǔ)層物性。
圖6 實(shí)驗(yàn)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(shí)含油薄片的含油狀況來看，儲(chǔ)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(shí)含油率相對(duì)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(shí)的6.63%增加到300 ℃時(shí)的25.49%；大孔隙中含油率隨溫度升高而下降，從100 ℃時(shí)的92.97%減少到300 ℃時(shí)的72.45%。說明了對(duì)于原油產(chǎn)出大孔隙出油貢獻(xiàn)最大，同時(shí)也表明大孔隙始終也是微觀剩余油最富集的場(chǎng)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(duì)儲(chǔ)層的影響
高壓釜物理模擬實(shí)驗(yàn)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(chǔ)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(huì)產(chǎn)生大量溶蝕顆粒，這些溶蝕顆粒隨流體遷移，同樣會(huì)對(duì)儲(chǔ)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(shí)驗(yàn)后，利用電子探針和能譜聯(lián)合分析儀對(duì)出口液中顆粒成分進(jìn)行了鑒定，結(jié)果表明，顆粒主要為石英、長(zhǎng)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(duì)流出液中的顆粒粒徑進(jìn)行分析，結(jié)果表明：100～300 ℃時(shí)，流出液中顆?？煞譃轲ね良?jí)(粒徑<4 μm)、細(xì)粉砂級(jí)(粒徑4～32 μm)、粗粉砂級(jí)(粒徑32～63 μm)，其中黏土級(jí)顆粒主要為黏土礦物，其濃度遠(yuǎn)高于細(xì)粉砂級(jí)、粗粉砂級(jí)。黏土級(jí)、細(xì)粉砂級(jí)、粗粉砂級(jí)顆粒與溫度呈指數(shù)關(guān)系，具有較好的正相關(guān)性(復(fù)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(shí)顆粒濃度增幅遠(yuǎn)大于100～200 ℃。300 ℃時(shí)遷出的黏土級(jí)顆粒濃度約為200 ℃時(shí)的7倍，為100 ℃時(shí)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(zhǎng)。
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(duì)金家油田沙一段J10-17-x4井原油組分進(jìn)行飽和烴氣相色譜分析，未檢測(cè)出正構(gòu)烷烴(C17～C35)色譜峰，圖譜上保留時(shí)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(yán)重，導(dǎo)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(shí)驗(yàn)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(dòng)，發(fā)生不同程度的聚集，由分散狀的瀝青質(zhì)點(diǎn)(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(chǔ)層中隨流體流動(dòng)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(duì)儲(chǔ)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(fù)電性，對(duì)瀝青質(zhì)具有較強(qiáng)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?jǐn)?shù)的黏土，混合均勻后，用正庚烷做沉淀劑，測(cè)試瀝青沉淀點(diǎn)。結(jié)果表明瀝青沉淀點(diǎn)與黏土含量表現(xiàn)為對(duì)數(shù)關(guān)系，二者具有較好的負(fù)相關(guān)性(復(fù)相關(guān)系數(shù)為0.997 1)，瀝青沉淀點(diǎn)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(diǎn)與黏土含量關(guān)系圖Fig.10 Relationship between asphalt precipitation point and clay content
現(xiàn)場(chǎng)選取的J10-17-x4井100 g油泥樣品放入馬福爐中燃燒，有機(jī)物徹底燃燒后，冷卻稱取無機(jī)物殘?jiān)亓繛?0 g，即無機(jī)物含量占80%，有機(jī)物含量占20%。對(duì)無機(jī)物進(jìn)行全巖X衍射，結(jié)果表明，無機(jī)物中礦物類型主要由石英、長(zhǎng)石、方解石及黏土礦物組成，無機(jī)物中石英、長(zhǎng)石和方解石相對(duì)含量分別為22.2%，20.3%和27.1%，黏土礦物相對(duì)含量為24.8%，絕對(duì)含量約為20%，與高壓釜物理模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果一致。
從上述2個(gè)實(shí)驗(yàn)中可以看出，金家油田沙一段黏土含量高，原油遭受降解導(dǎo)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(dǎo)致了近井地帶的堵塞。從現(xiàn)場(chǎng)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(yán)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(chǔ)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(shí)晶間距與常溫時(shí)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(dāng)溫度超過150 ℃時(shí)，溶蝕使得儲(chǔ)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(diǎn)，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(chǔ)層孔喉和繞絲管堵塞。
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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(shí)也會(huì)引起水巖反應(yīng)、水油反應(yīng)，導(dǎo)致儲(chǔ)層骨架礦物以及原油性質(zhì)發(fā)生變化，進(jìn)而引起儲(chǔ)層巖石潤濕性、孔隙結(jié)構(gòu)和物性等變化[1-7]。對(duì)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(duì)孔喉結(jié)構(gòu)和物性的影響[8-10]，以及高溫對(duì)儲(chǔ)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(chǔ)層高溫變化的定量表征以及對(duì)制約敏感性稠油油藏的關(guān)鍵因素的認(rèn)識(shí)還不足。為此，以具強(qiáng)敏感性的金家油田為例，在對(duì)大量實(shí)驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行分析總結(jié)的基礎(chǔ)上，明晰了高溫儲(chǔ)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(dǎo)。
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(chǔ)層膠結(jié)疏松，油井出砂。沙一段儲(chǔ)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(xì)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(chǔ)層具強(qiáng)水敏性，油藏類型為具強(qiáng)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(yán)重、供液不足、產(chǎn)量遞減快等問題。
2 高溫儲(chǔ)層變化特征
在蒸汽吞吐的高溫條件下，儲(chǔ)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(shí)驗(yàn)[10]及其對(duì)相關(guān)實(shí)驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行量化分析和總結(jié)的基礎(chǔ)上對(duì)高溫儲(chǔ)層變化進(jìn)行評(píng)價(jià)。
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(xué)變化，導(dǎo)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(gè)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(qiáng)，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(duì)數(shù)關(guān)系，二者具有較好的負(fù)相關(guān)性(復(fù)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(dāng)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(yīng)可以產(chǎn)生大量斜鈣沸石，另一方面，儲(chǔ)層中鉀長(zhǎng)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(dǎo)致蒙脫石含量減小。高壓釜物理模擬實(shí)驗(yàn)之后，黏土礦物X衍射表明蒙脫石的絕對(duì)含量從100 ℃時(shí)的21%下降到300 ℃時(shí)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(xiàng)式復(fù)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(duì)孔隙的影響
在高溫、高壓及堿性介質(zhì)環(huán)境中，石英、長(zhǎng)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(huì)顯著增加，反映了高溫下儲(chǔ)層中水巖反應(yīng)不斷進(jìn)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(shí)表現(xiàn)為局部微溶，隨溫度繼續(xù)升高，石英、長(zhǎng)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(huì)對(duì)原來的孔隙進(jìn)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(shí)，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(shí)，由于高溫溶蝕作用加劇，使得不同大小級(jí)別的孔隙發(fā)生連通合并，與此對(duì)應(yīng)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(jìn)一步增大，如圖3和圖4所示?？傮w來看，100～300 ℃時(shí)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(zhǎng)，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(duì)數(shù)關(guān)系，并且具有很好的正相關(guān)性(復(fù)相關(guān)系數(shù)為0.889 3)，如圖5所示。從高溫儲(chǔ)層孔隙數(shù)量、大小及孔隙結(jié)構(gòu)變化來看，高溫溶蝕對(duì)儲(chǔ)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(chǔ)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(duì)儲(chǔ)層物性造成影響。從高壓釜物理模擬實(shí)驗(yàn)后物性變化來看，實(shí)驗(yàn)前后孔隙度比值和滲透率比值均與溫度呈現(xiàn)對(duì)數(shù)關(guān)系，具有較高的正相關(guān)性(復(fù)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(shí)實(shí)驗(yàn)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(duì)儲(chǔ)層的負(fù)面影響。當(dāng)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(duì)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(shì)隨溫度的升高而進(jìn)一步增強(qiáng)。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(chǔ)層物性。
圖6 實(shí)驗(yàn)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(shí)含油薄片的含油狀況來看，儲(chǔ)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(shí)含油率相對(duì)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(shí)的6.63%增加到300 ℃時(shí)的25.49%；大孔隙中含油率隨溫度升高而下降，從100 ℃時(shí)的92.97%減少到300 ℃時(shí)的72.45%。說明了對(duì)于原油產(chǎn)出大孔隙出油貢獻(xiàn)最大，同時(shí)也表明大孔隙始終也是微觀剩余油最富集的場(chǎng)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(duì)儲(chǔ)層的影響
高壓釜物理模擬實(shí)驗(yàn)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(chǔ)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(huì)產(chǎn)生大量溶蝕顆粒，這些溶蝕顆粒隨流體遷移，同樣會(huì)對(duì)儲(chǔ)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(shí)驗(yàn)后，利用電子探針和能譜聯(lián)合分析儀對(duì)出口液中顆粒成分進(jìn)行了鑒定，結(jié)果表明，顆粒主要為石英、長(zhǎng)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(duì)流出液中的顆粒粒徑進(jìn)行分析，結(jié)果表明：100～300 ℃時(shí)，流出液中顆?？煞譃轲ね良?jí)(粒徑<4 μm)、細(xì)粉砂級(jí)(粒徑4～32 μm)、粗粉砂級(jí)(粒徑32～63 μm)，其中黏土級(jí)顆粒主要為黏土礦物，其濃度遠(yuǎn)高于細(xì)粉砂級(jí)、粗粉砂級(jí)。黏土級(jí)、細(xì)粉砂級(jí)、粗粉砂級(jí)顆粒與溫度呈指數(shù)關(guān)系，具有較好的正相關(guān)性(復(fù)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(shí)顆粒濃度增幅遠(yuǎn)大于100～200 ℃。300 ℃時(shí)遷出的黏土級(jí)顆粒濃度約為200 ℃時(shí)的7倍，為100 ℃時(shí)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(zhǎng)。
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(duì)金家油田沙一段J10-17-x4井原油組分進(jìn)行飽和烴氣相色譜分析，未檢測(cè)出正構(gòu)烷烴(C17～C35)色譜峰，圖譜上保留時(shí)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(yán)重，導(dǎo)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(shí)驗(yàn)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(dòng)，發(fā)生不同程度的聚集，由分散狀的瀝青質(zhì)點(diǎn)(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(chǔ)層中隨流體流動(dòng)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(duì)儲(chǔ)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(fù)電性，對(duì)瀝青質(zhì)具有較強(qiáng)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?jǐn)?shù)的黏土，混合均勻后，用正庚烷做沉淀劑，測(cè)試瀝青沉淀點(diǎn)。結(jié)果表明瀝青沉淀點(diǎn)與黏土含量表現(xiàn)為對(duì)數(shù)關(guān)系，二者具有較好的負(fù)相關(guān)性(復(fù)相關(guān)系數(shù)為0.997 1)，瀝青沉淀點(diǎn)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(diǎn)與黏土含量關(guān)系圖Fig.10 Relationship between asphalt precipitation point and clay content
現(xiàn)場(chǎng)選取的J10-17-x4井100 g油泥樣品放入馬福爐中燃燒，有機(jī)物徹底燃燒后，冷卻稱取無機(jī)物殘?jiān)亓繛?0 g，即無機(jī)物含量占80%，有機(jī)物含量占20%。對(duì)無機(jī)物進(jìn)行全巖X衍射，結(jié)果表明，無機(jī)物中礦物類型主要由石英、長(zhǎng)石、方解石及黏土礦物組成，無機(jī)物中石英、長(zhǎng)石和方解石相對(duì)含量分別為22.2%，20.3%和27.1%，黏土礦物相對(duì)含量為24.8%，絕對(duì)含量約為20%，與高壓釜物理模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果一致。
從上述2個(gè)實(shí)驗(yàn)中可以看出，金家油田沙一段黏土含量高，原油遭受降解導(dǎo)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(dǎo)致了近井地帶的堵塞。從現(xiàn)場(chǎng)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(yán)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(chǔ)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(shí)晶間距與常溫時(shí)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(dāng)溫度超過150 ℃時(shí)，溶蝕使得儲(chǔ)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(diǎn)，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(chǔ)層孔喉和繞絲管堵塞。
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