盧二付,楊振亞,雷 艷,張軍強(qiáng),陳 江

(1.中國石油長慶油田分公司 第五采油廠,陜西 榆林 718606; 2.中國石油長慶油田分公司 勘探開發(fā)研究院,陜西 西安 710018)

引言

針對油藏開發(fā)中的瀝青質(zhì)沉積及其傷害,學(xué)者開展了大量實(shí)驗(yàn)和模擬研究[1-3],但大多實(shí)驗(yàn)研究主要是通過對比巖心在瀝青質(zhì)沉積前后的物性變化,以及產(chǎn)出油物性與原始原油物性的變化來研究瀝青質(zhì)沉積特征和評價儲層傷害程度[4-8]。數(shù)值模型的建立也是基于實(shí)驗(yàn)所取得的成果[9-11]。但由于原油在巖心中流動時產(chǎn)生的是局部、非均勻的瀝青質(zhì)沉積,這就導(dǎo)致實(shí)驗(yàn)結(jié)果具有很大的偶然性和較差的重復(fù)性[12]。雖然油藏中瀝青質(zhì)沉積也是隨機(jī)和非均勻的,但巖心尺度下獲得的非均勻?yàn)r青質(zhì)沉積勢必?zé)o法代表整個儲層,如果將巖心尺寸下非均勻?yàn)r青質(zhì)沉積的實(shí)驗(yàn)結(jié)果用于油藏尺度下的數(shù)值模擬,也必將會產(chǎn)生錯誤的結(jié)論[13-14]。同時,非均勻?yàn)r青質(zhì)沉積下測量的流量和壓力數(shù)據(jù)也無法有效轉(zhuǎn)換為數(shù)值模擬時可用的相對滲透率數(shù)據(jù)。因此,獲取均勻?yàn)r青質(zhì)沉積下的相關(guān)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)對于全面了解瀝青質(zhì)沉積特征及其所產(chǎn)生的傷害具有重要意義。筆者采用自主研發(fā)的真空飽和原油裝置,在巖心中建立均勻?yàn)r青質(zhì)沉積的基礎(chǔ)上,開展?jié)B吸實(shí)驗(yàn)、巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)和相對滲透率測定實(shí)驗(yàn),對瀝青質(zhì)沉積造成儲層傷害機(jī)理及流體滲流特征進(jìn)行研究,并將實(shí)驗(yàn)結(jié)果用于數(shù)值模擬,明確瀝青質(zhì)沉積對油井產(chǎn)能的影響。研究成果為瀝青質(zhì)油藏的高效開發(fā)提供參考和借鑒。

1 實(shí)驗(yàn)內(nèi)容

1.1 實(shí)驗(yàn)材料

1.1.1 實(shí)驗(yàn)巖心

實(shí)驗(yàn)巖心取自鄂爾多斯盆地陜北油區(qū)的取樣巖心,從中選取孔隙度和滲透率相近的若干塊巖心開展后續(xù)實(shí)驗(yàn)。巖心平均孔隙度為20.22%,平均滲透率為111.2×10-3μm2,表1為實(shí)驗(yàn)巖心基本參數(shù)及其每塊巖心所開展的實(shí)驗(yàn)類型。

表1 實(shí)驗(yàn)巖心基本物性及實(shí)驗(yàn)類型

1.1.2 實(shí)驗(yàn)流體

實(shí)驗(yàn)中所用原油分為有瀝青質(zhì)的A型原油和去除瀝青質(zhì)后的B型原油,兩種原油基本物性見表2。其中,瀝青質(zhì)含量測定方法依據(jù)石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)NB/SH/T 0509—2010《石油瀝青質(zhì)四組分測定方法》[15],而原油中瀝青質(zhì)的去除方法采用Struchkov等[16]提出的戊烷沖洗法。

表2 實(shí)驗(yàn)原油基本物性參數(shù)

實(shí)驗(yàn)中所用地層水為按照目標(biāo)儲層地層水所含礦物類型及含量復(fù)配的等礦化度鹽水。目標(biāo)儲層地層水水型為NaHCO3型,總礦化度為23 210 mg/L。復(fù)配地層水密度和黏度(25 ℃)分別為1.025 g/cm3和1.35 mPa·s。

實(shí)驗(yàn)中所用庚烷為購買的商業(yè)庚烷溶劑,純度達(dá)到99.9%。

1.2 實(shí)驗(yàn)裝置及實(shí)驗(yàn)步驟

1.2.1 實(shí)驗(yàn)裝置

本次實(shí)驗(yàn)通過開展均勻?yàn)r青質(zhì)沉積實(shí)驗(yàn)、自發(fā)滲吸實(shí)驗(yàn)、驅(qū)替及相對滲透率測定實(shí)驗(yàn)3種類型的實(shí)驗(yàn)來定量測定均勻?yàn)r青質(zhì)沉積影響下的流體滲流特征,其中巖心均勻?yàn)r青質(zhì)沉積實(shí)驗(yàn)裝置(圖1(a))和靜態(tài)滲吸裝置(圖1(b))為核心部分。巖心均勻?yàn)r青質(zhì)沉積實(shí)驗(yàn)裝置(圖1(a))主要由3個真空瓶串聯(lián)而成,其中真空瓶2和3的中下部通過膠皮套相連通,在瓶壁內(nèi)外接口處均裝有防漏膠皮,以增強(qiáng)密封性。靜態(tài)滲吸裝置主要由一個靜態(tài)滲吸瓶(圖1(b))構(gòu)成,滲吸瓶的最小刻度為0.02 mL,能夠?qū)崿F(xiàn)實(shí)時不間斷地對滲吸過程進(jìn)行讀數(shù)。巖心驅(qū)替裝置包括高壓恒速驅(qū)替泵(最小精度達(dá)到0.001 mL/min)、巖心夾持器和壓力傳感器(精度0.01 MPa)。此外,實(shí)驗(yàn)裝置還包括真空泵(ASM380型,最大真空度為10-9Pa)、磨口三角瓶、抽提器、冷凝器、油水分離器(精度0.001 mL)等。

圖1 均勻?yàn)r青質(zhì)沉積實(shí)驗(yàn)及靜態(tài)滲吸實(shí)驗(yàn)裝置

1.2.2 均勻?yàn)r青質(zhì)沉積實(shí)驗(yàn)

(1)實(shí)驗(yàn)前分別測定巖心孔隙度和滲透率,然后將巖心放入自主研發(fā)的真空瓶膠管內(nèi),并將原油與庚烷的混合液倒入真空瓶1中,采用真空泵從真空瓶3對整個體系抽真空,直至真空瓶3中的原油混合液完全淹沒巖心后,巖心飽和過程完成,即巖心中均勻?yàn)r青質(zhì)沉積完成。

(2)將飽和原油巖心取出后,放入索氏提取器中用庚烷反復(fù)清洗并烘干,由于瀝青質(zhì)不溶于庚烷,瀝青質(zhì)將滯留于巖心中。再次測定清洗烘干后巖心的孔隙度和滲透率。

(3)切割巖心后,采集巖心前、中和后3個部位的巖石樣品,采用比重瓶法[17]測定3個位置巖石樣品的密度,并依據(jù)國家標(biāo)準(zhǔn)GB/T 19145—2003《沉積巖中總有機(jī)碳的測定》[18]測定3個位置巖石樣品的有機(jī)碳含量(TOC)。

(4)對比實(shí)驗(yàn)1(非均勻?yàn)r青質(zhì)沉積)。另取一塊孔隙度和滲透率相近的巖心,測定其孔隙度和滲透率后,將巖心放入巖心夾持器中,然后以恒速0.1 mL/min從巖心的一端向巖心中注入原油與庚烷混合液,直至出口產(chǎn)油速度與注入速度相近時,巖心飽和原油完成(即非均勻?yàn)r青質(zhì)沉積完成)。

(5)然后重復(fù)步驟(2)—(3),測定非均勻?yàn)r青質(zhì)沉積后巖心的孔隙度、滲透率、密度及TOC等參數(shù)。

1.2.3 自發(fā)滲吸實(shí)驗(yàn)

(1)均勻?yàn)r青質(zhì)沉積下先進(jìn)行水滲吸再進(jìn)行庚烷滲吸實(shí)驗(yàn)。采用1.2.2節(jié)中的步驟(1)—(2),在實(shí)驗(yàn)巖心中制造均勻?yàn)r青質(zhì)沉積。然后將巖心清洗烘干后,放入裝有模擬地層水的滲吸瓶中,讓水滲吸進(jìn)入巖心驅(qū)替空氣,每隔相同時間間隔讀取液面讀數(shù),并計算滲吸效率[19],直至連續(xù)3次測定巖心質(zhì)量不發(fā)生變化時,停止實(shí)驗(yàn)。

(2)將巖心取出后,放入烘箱中干燥,然后再將巖心放入裝有庚烷的滲吸瓶中,讓庚烷滲吸進(jìn)入巖心驅(qū)替空氣,記錄液面讀數(shù),當(dāng)連續(xù)3次測定巖心質(zhì)量不發(fā)生變化時,停止實(shí)驗(yàn)。

(3)均勻?yàn)r青質(zhì)沉積下先進(jìn)行庚烷滲吸再進(jìn)行水滲吸實(shí)驗(yàn)。更換另一塊孔隙度和滲透率相近的巖心,重復(fù)上述步驟(1)—(2),不同的是,巖心先放入裝有庚烷的滲吸瓶進(jìn)行滲吸,然后再放入裝有模擬地層水的滲吸瓶中滲吸,記錄液面讀數(shù)。

(4)對比實(shí)驗(yàn)2。選取一塊孔隙度和滲透率相近的巖心,不飽和油,直接進(jìn)行地層水滲吸實(shí)驗(yàn),然后再開展庚烷滲吸實(shí)驗(yàn)。

1.2.4 正、反向驅(qū)替實(shí)驗(yàn)

(1)均勻?yàn)r青質(zhì)沉積下相滲實(shí)驗(yàn)。采用1.2.2節(jié)中步驟(1),在實(shí)驗(yàn)巖心中建立均勻?yàn)r青質(zhì)沉積的基礎(chǔ)上,以0.5 mL/min的恒速向巖心注入模擬地層水驅(qū)替原油,當(dāng)產(chǎn)出端開始見水時,加密產(chǎn)油、水量及注入壓力的記錄次數(shù)。當(dāng)連續(xù)3次產(chǎn)油量不變時,再繼續(xù)注3倍孔隙體積地層水,并測量殘余油飽和度下的水相滲透率[20]。

(2)反向注水實(shí)驗(yàn)。當(dāng)上述步驟(1)完成后,從同一塊巖心的產(chǎn)出端反向注入模擬地層水,記錄驅(qū)替過程中注入壓力,當(dāng)注入壓力穩(wěn)定后停止實(shí)驗(yàn)。

(3)對比實(shí)驗(yàn)3。不考慮瀝青質(zhì)沉積,直接向巖心中飽和B型原油(不含瀝青質(zhì)),然后以0.5 mL/min的恒速向巖心注入模擬地層水驅(qū)替原油,當(dāng)產(chǎn)出端開始見水時,加密產(chǎn)液量記錄次數(shù)。當(dāng)連續(xù)3次產(chǎn)油量不變時,再繼續(xù)注3倍孔隙體積的地層水,并測量殘余油飽和度下的水相滲透率。

(4)對比實(shí)驗(yàn)4。采用1.2.2節(jié)中步驟(4),在實(shí)驗(yàn)巖心中建立非均勻?yàn)r青質(zhì)沉積的基礎(chǔ)上,以0.5 mL/min的恒速向巖心注入模擬地層水驅(qū)替原油,當(dāng)產(chǎn)出端開始見水時,加密產(chǎn)油、水量及注入壓力的記錄次數(shù)。當(dāng)連續(xù)3次產(chǎn)油量不變時,再繼續(xù)注3倍孔隙體積的地層水,并測量殘余油飽和度下的水相滲透率;然后重復(fù)步驟(2)進(jìn)行反向注水實(shí)驗(yàn)。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與分析

2.1 均勻?yàn)r青質(zhì)沉積特征

為了評價真空飽和法在巖心中建立的瀝青質(zhì)沉積的均勻性,分別測定了巖心前、中和后部的有機(jī)碳含量(TOC)和巖心密度,并對比了采用常規(guī)原油注入法飽和巖心時產(chǎn)生的非均勻?yàn)r青質(zhì)沉積。圖2為巖心1#和2#相比于原始巖心中TOC和密度的變化幅度,從圖中可以看出,相比于原始巖心,2塊巖心3個位置的TOC和密度均有不同程度的增大,說明2塊巖心中均產(chǎn)生了瀝青質(zhì)沉積。但巖心1#中3個位置的TOC和密度的增加幅度更大,且3個位置的TOC和密度相對更加均勻,而巖心2#中3個位置的TOC和密度的變化幅度相差較大,其中巖心前部(原油注入端)的增加幅度最大,其次為后部,這說明原油注入法飽和巖心時,極易產(chǎn)生不均勻的瀝青質(zhì)沉積現(xiàn)象,即入口附近瀝青質(zhì)沉積量最大,而中、后部瀝青質(zhì)沉積量降低,這也與LEI[21]和WEI等[22]研究結(jié)論一致。但由于出口附近的末端效應(yīng),毛細(xì)管壓力突變,造成原油平衡性破壞,導(dǎo)致瀝青質(zhì)再次析出,使得出口附近的瀝青質(zhì)沉積量大于中部的瀝青質(zhì)沉積量。綜上可以看出,采用真空飽和法在巖心中建立的瀝青質(zhì)沉積量更大,且更加均勻,為后續(xù)均勻?yàn)r青質(zhì)沉積影響下的滲流特征研究提供了基礎(chǔ)。

圖2 均勻與非均勻?yàn)r青質(zhì)沉積下不同位置巖心TOC及密度對比

2.2 均勻?yàn)r青質(zhì)沉積下流體滲流特征

2.2.1 自發(fā)滲吸特征

原油中瀝青質(zhì)在巖心中產(chǎn)生沉積后會造成巖石潤濕性變化,并對油水兩相的滲吸特征產(chǎn)生較大影響。采用模擬油(庚烷)開展油水兩相不同滲吸歷程下的滲吸實(shí)驗(yàn),明確瀝青質(zhì)沉積對不同潤濕相滲吸的影響機(jī)理。為了簡化實(shí)驗(yàn)并聚焦單因素變量產(chǎn)生的效果,滲吸實(shí)驗(yàn)中巖心均先飽和空氣,即被驅(qū)替相為空氣,一方面因?yàn)橄鄬τ谟退?空氣均為非潤濕相,水(或庚烷)滲吸效果更好,計量精度更高;另一方面能夠簡化實(shí)驗(yàn),不用對第1種介質(zhì)滲吸后的巖心做過多清洗,提高了實(shí)驗(yàn)連續(xù)性。

圖3為滲吸介質(zhì)分別為地層水和庚烷在不同滲吸歷程下的滲吸效率對比。從圖3(a)可以看出,巖心在瀝青質(zhì)沉積后水的滲吸效率和初始滲吸速率(滲吸效率曲線的斜率)明顯低于瀝青質(zhì)沉積前(藍(lán)色圓點(diǎn)),而巖心4#(即瀝青質(zhì)沉積后先庚烷滲吸再水滲吸)的水滲吸效率和滲吸速率(滲吸速率即單位時間內(nèi)的滲吸效率,滲吸效率曲線的斜率即為滲吸速率)又明顯低于巖心3#(即瀝青質(zhì)沉積后先用水滲吸),說明水滲吸效率和滲吸速率的降低分別反映出瀝青質(zhì)沉積對巖石潤濕性和滲透率的傷害。而當(dāng)瀝青質(zhì)沉積后巖心表面如果先接觸庚烷,則會進(jìn)一步降低水的滲吸效率和滲吸速率。這是因?yàn)闉r青質(zhì)在巖石表面沉積后將會使?jié)櫇裥韵蛴H油方向轉(zhuǎn)變,先滲吸庚烷,則巖石表面會先大量吸附庚烷,造成孔隙空間降低的同時還會使?jié)櫇裥赃M(jìn)一步偏向油濕,導(dǎo)致水的滲吸效率和滲吸速度大幅降低。

圖3 不同滲吸介質(zhì)不同滲吸歷程下的滲吸效率對比

而圖3(b)則表明瀝青質(zhì)沉積也會對庚烷滲吸產(chǎn)生影響,但滲吸歷程的差異(即瀝青質(zhì)沉積后巖心先接觸水還是先接觸庚烷)并不會對庚烷滲吸效率產(chǎn)生明顯影響。相比于水滲吸,庚烷的最終滲吸效率明顯大于水,且庚烷滲吸速率的變化也更小。這主要是因?yàn)橄啾扔谒?庚烷的密度和黏度較低,導(dǎo)致庚烷的滲吸速率更快,滲吸體積也更大。此外,當(dāng)瀝青質(zhì)發(fā)生沉積后先用水滲吸,巖石潤濕性并不會發(fā)生較大改變,相比于庚烷,水仍然是非潤濕相,當(dāng)水滲吸后再用庚烷滲吸,庚烷滲吸效率和滲吸速率并不會發(fā)生明顯改變。綜上可以看出,在油藏水驅(qū)過程中,未被水淹的原油區(qū)如果發(fā)生瀝青質(zhì)沉積將會對后續(xù)水驅(qū)產(chǎn)生較大影響,而已經(jīng)被水波及過的水淹區(qū)如果發(fā)生瀝青質(zhì)沉積,對原油滲吸的影響相對較小。

2.2.2 驅(qū)替壓力變化特征

當(dāng)巖心中產(chǎn)生瀝青質(zhì)沉積后,會造成注入壓力的劇烈變化。注入壓力的變化又能進(jìn)一步反映巖心中流體滲流特征的變化。因此,通過對比均勻?yàn)r青質(zhì)沉積(6#)、無瀝青質(zhì)沉積(7#)及非均勻?yàn)r青質(zhì)沉積(8#)影響下的水驅(qū)及反向水驅(qū)注入壓力的變化(圖4)可以看出,在非均勻?yàn)r青質(zhì)沉積實(shí)驗(yàn)(對比實(shí)驗(yàn)4,藍(lán)色實(shí)線)中,當(dāng)原油從巖心8#端面注入時,注入壓力隨原油注入體積的增加呈現(xiàn)出3個階段的變化,即當(dāng)注入體積小于0.9倍孔隙體積時,注入壓力先緩慢增加;當(dāng)注入0.9～2.2倍孔隙體積時,注入壓力快速增大;當(dāng)注入大于2.2倍孔隙體積時,注入壓力隨注入體積的增加線性增大。通常注入壓力快速增大后會逐漸趨于穩(wěn)定,但對于含瀝青質(zhì)原油在注入巖心過程中,由于孔喉表面粗糙度差異造成原油滲流剪切應(yīng)力的變化,以及孔喉迂曲度對原油驅(qū)替力的影響,致使原油平衡性發(fā)生破壞,瀝青質(zhì)顆粒析出并沉積,導(dǎo)致后續(xù)注入原油的阻力持續(xù)增大[23]。此階段反映出原油流動動力效應(yīng)與瀝青質(zhì)沉積之間的動態(tài)平衡關(guān)系。

圖4 正、反向水驅(qū)注入壓力變化及瀝青質(zhì)沉積傷害方式

由圖4還可以看出,非均勻?yàn)r青質(zhì)沉積下水驅(qū)油穩(wěn)定后的注入壓力(對比實(shí)驗(yàn)4,紅色實(shí)線)與無瀝青質(zhì)沉積下水驅(qū)油穩(wěn)定后的注入壓力(黃色實(shí)線)存在明顯壓差,這段壓差可以認(rèn)為是由原油中瀝青質(zhì)沉積而產(chǎn)生的傷害所致(簡稱“沉積傷害”)。同時,當(dāng)正向水驅(qū)后進(jìn)行反向水驅(qū)時發(fā)現(xiàn),反向水驅(qū)穩(wěn)定時的注入壓力(綠色實(shí)線)明顯低于正向水驅(qū)穩(wěn)定時的注入壓力,這是因?yàn)榉聪蜃⑺軌蚓徑庖驗(yàn)r青質(zhì)沉積引發(fā)的孔喉堵塞,這一結(jié)論也與陳龍龍等[24]的研究結(jié)果一致。但反向水驅(qū)穩(wěn)定時的注入壓力與無瀝青質(zhì)沉積下水驅(qū)油穩(wěn)定后的注入壓力(黃色實(shí)線)仍存在一定壓差,產(chǎn)生壓差的原因主要是瀝青質(zhì)在孔壁表面沉積引起的傷害所致,這種傷害無法通過反向注水來改善。此外,通過對比均勻?yàn)r青質(zhì)沉積下正向和反向水驅(qū)穩(wěn)定后的注入壓力(紅色和綠色虛線)可以看出,瀝青質(zhì)沉積引發(fā)的傷害也可以分為孔喉堵塞和表面沉積,但孔喉堵塞造成的壓差明顯減小,而表面沉積所造成的壓差則明顯增大。說明非均勻?yàn)r青質(zhì)沉積的傷害方式以孔喉堵塞為主,而均勻?yàn)r青質(zhì)沉積的傷害方式則以表面沉積為主。

通過計算兩種傷害方式產(chǎn)生的壓差占總傷害產(chǎn)生壓差的比例可以得到,非均勻?yàn)r青質(zhì)沉積中孔喉堵塞傷害的比例為64.8%,表面沉積傷害的比例為35.2%;而均勻?yàn)r青質(zhì)沉積中孔喉堵塞傷害的比例僅為25.8%,表面沉積傷害比例則達(dá)到74.2%。

2.2.3 滲透率變化

(1)絕對滲透率變化

通過對比均勻和非均勻?yàn)r青質(zhì)沉積前后巖心滲透率(表3)變化可知,巖心1#和6#(均勻?yàn)r青質(zhì)沉積)瀝青質(zhì)沉積前后滲透率變化較小,降低比例僅為6.20%和4.85%,而巖心2#和8#(非均勻?yàn)r青質(zhì)沉積)滲透率降低比例則達(dá)到23.87%和19.04%。說明均勻?yàn)r青質(zhì)沉積雖然在巖心中瀝青質(zhì)沉積量大,但沉積后對巖心絕對滲透率的傷害程度卻相對較小,而非均勻?yàn)r青質(zhì)沉積雖然在巖心中沉積量相對較小,但沉積后對巖心絕對滲透率的傷害程度更大。這主要與兩種瀝青質(zhì)沉積下的傷害方式有關(guān),即非均勻?yàn)r青質(zhì)沉積的傷害方式以孔喉堵塞為主,而均勻?yàn)r青質(zhì)沉積的傷害方式則以表面沉積為主。

表3 瀝青質(zhì)沉積方式對絕對滲透率的傷害

(2)相對滲透率變化

通過常規(guī)JBN方法可以分別計算出均勻?yàn)r青質(zhì)沉積(巖心6#)、無瀝青質(zhì)沉積(巖心7#)和非均勻?yàn)r青質(zhì)沉積(巖心8#)下的油水相對滲透率(圖5)。從圖中對比無瀝青質(zhì)沉積下的兩相相對滲透率曲線(藍(lán)色)可知,當(dāng)巖心中產(chǎn)生瀝青質(zhì)沉積后,油水相對滲透率曲線的兩相區(qū)變窄,殘余油飽和度和油相相對滲透率大幅降低,而水相相對滲透率明顯提高。進(jìn)一步通過對比均勻與非均勻?yàn)r青質(zhì)沉積下的兩相相滲曲線可知,均勻?yàn)r青質(zhì)沉積下相滲曲線(紅色)的兩相區(qū)進(jìn)一步向左收縮變窄,殘余油飽和度和油相相對滲透率進(jìn)一步降低,水相相對滲透率進(jìn)一步增大,但由于均勻?yàn)r青質(zhì)沉積量較大,造成巖心孔喉體積下降,導(dǎo)致最大水相相對滲透率降低。說明瀝青質(zhì)沉積也會對油水兩相相對滲透率產(chǎn)生較大影響,而均勻?yàn)r青質(zhì)沉積對兩相相對滲透率的影響程度明顯大于非均勻?yàn)r青質(zhì)沉積。這主要是因?yàn)?均勻?yàn)r青質(zhì)沉積雖然沉積量較大,但產(chǎn)生的傷害主要以表面沉積為主,這會加劇孔壁表面潤濕性向偏油性轉(zhuǎn)變,導(dǎo)致原油流動能力大幅降低,而水相成為非潤濕相,主要在孔喉中間流動,受含油飽和度的影響較小,并能在較小的含水飽和度下產(chǎn)生流動。

此外,由于非均勻?yàn)r青質(zhì)沉積對巖心的傷害以堵塞孔喉為主,導(dǎo)致產(chǎn)油產(chǎn)水的連續(xù)性較差,獲得的相滲曲線(綠色)出現(xiàn)明顯的鋸齒形狀。同時,還會導(dǎo)致多次測量的同一塊巖心的相對滲透率曲線的重復(fù)性很差,無法代表瀝青質(zhì)沉積影響下的相滲曲線,更無法用于后期數(shù)值模擬。

2.3 數(shù)值模擬開發(fā)效果對比

油藏開發(fā)中瀝青質(zhì)在儲層中產(chǎn)生沉積,勢必會對開發(fā)效果產(chǎn)生很大影響。采用黑油模型,通過調(diào)整模型中絕對滲透率和相對滲透率曲線來實(shí)現(xiàn)瀝青質(zhì)沉積對儲層傷害的影響,評價均勻?yàn)r青質(zhì)沉積和非均勻沉積下的油藏開發(fā)效果。

2.3.1 模型參數(shù)

為準(zhǔn)確評價瀝青質(zhì)不同沉積方式對注水開發(fā)的影響,去除其他因素的干擾,在結(jié)合目標(biāo)油藏實(shí)際參數(shù)的基礎(chǔ)上,建立了長×寬×高為800 m×800 m×45 m的機(jī)理模型,縱向上分為3個小層,每個小層平面滲透率和垂向滲透率相等,具體模型參數(shù)見表4。在油藏平面上兩個對角處分別部署2口井,一口為注水井,另一口為生產(chǎn)井,注水井的注入量設(shè)定為145 m3/d,而生產(chǎn)井則以定壓模式生產(chǎn),井底壓力限定為11 MPa。采用底部注水、頂部采油的方式,模擬一次水驅(qū)的開發(fā)過程。

為了模擬瀝青質(zhì)沉積影響下的開發(fā)效果,分別設(shè)計了4組模擬方案。

A方案:采用圖5中的無瀝青質(zhì)沉積下的相對滲透率曲線(藍(lán)色)及巖心初始絕對滲透率(即未修改滲透率);

B方案:采用圖5中的無瀝青質(zhì)沉積下的相對滲透率曲線(藍(lán)色),但儲層絕對滲透率則修改為巖心初始滲透率的90%(考慮儲層中滲透率降低幅度小于巖心實(shí)驗(yàn)中滲透率降低幅度,設(shè)定絕對滲透率的傷害為10%,即只修改絕對滲透率);

C方案:采用圖5中的均勻?yàn)r青質(zhì)沉積下的相對滲透率曲線(紅色),絕對滲透率采用巖心初始滲透率(即只修改相對滲透率);

D方案:采用圖5中的均勻?yàn)r青質(zhì)沉積下的相對滲透率曲線,儲層絕對滲透率則修改為巖心初始滲透率的90%(即同時修改相對滲透率和絕對滲透率)。

2.3.2 模擬結(jié)果對比

通過對比4種方案下不同開發(fā)指標(biāo)隨生產(chǎn)時間的變化(圖6)可知,由于瀝青質(zhì)沉積造成油水相對滲透率的改變,將會導(dǎo)致超過一半以上的油井產(chǎn)能損失(圖6(a)),累積產(chǎn)油量由22.1×106m3降至10.5×106m3。與相對滲透率的改變相比,瀝青質(zhì)沉積造成的絕對滲透率降低對油井產(chǎn)能的影響可以忽略不計。由圖6(b)和圖6(c)可以看出,瀝青質(zhì)沉積導(dǎo)致油水相對滲透率和絕對滲透率同時變化時(即同時修改絕對和相對滲透率),將會導(dǎo)致見水時間提前至少10 a,且累積產(chǎn)水量增大一倍,這與2.2.3節(jié)的實(shí)驗(yàn)結(jié)果一致。同時注水壓力的大幅提高,也進(jìn)一步說明瀝青質(zhì)沉積不利于注水開發(fā),后期注水將越來越困難。

根據(jù)前述(2.2.2節(jié))實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知,當(dāng)原油注入巖心,并在孔喉中流動時,瀝青質(zhì)就會從原油中析出并產(chǎn)生沉積,因此油藏開發(fā)中瀝青質(zhì)沉積不僅僅會在近井地帶造成傷害, 還會對整個儲層的物性產(chǎn)生影響。如果僅考慮瀝青質(zhì)沉積對儲層絕對滲透率的降低,而未考慮相對滲透率的變化,則會造成模擬結(jié)果出現(xiàn)很大偏差,做出錯誤判斷。因此,在實(shí)際模擬中應(yīng)同時考慮瀝青質(zhì)沉積造成的絕對滲透率和油水相對滲透率的變化。

3 結(jié) 論

(1)瀝青質(zhì)沉積后地層水在不同滲吸歷程下滲吸效率和滲吸速率的差異表明瀝青質(zhì)沉積對巖石潤濕性和滲透率的傷害,而庚烷在不同滲吸歷程的差異并不會對庚烷滲吸效率和滲吸速率產(chǎn)生明顯影響。

(2)瀝青質(zhì)沉積引發(fā)的傷害分為孔喉堵塞和表面沉積兩種,非均勻?yàn)r青質(zhì)沉積的傷害方式以孔喉堵塞為主,占比64.8%,通過反向注水能夠緩解孔喉堵塞造成的傷害,而均勻?yàn)r青質(zhì)沉積的傷害方式則以表面沉積為主,占比達(dá)到74.2%。

(3)相比非均勻?yàn)r青質(zhì)沉積,均勻?yàn)r青質(zhì)沉積在巖心中的瀝青質(zhì)沉積量更大且更均勻,對絕對滲透率的傷害程度小,但對油水兩相相對滲透率的影響程度較大,主要表現(xiàn)為兩相區(qū)向左收縮變窄,殘余油飽和度和油相相對滲透率降低,而水相相對滲透率增大。

(4)瀝青質(zhì)沉積造成的相對滲透率的改變對油井產(chǎn)能的影響遠(yuǎn)大于瀝青質(zhì)沉積造成的絕對滲透率降低對油井產(chǎn)能的影響,將會導(dǎo)致超過一半以上的油井產(chǎn)能損失,還會帶來見水時間提前、注水壓力大幅提高、開發(fā)初期采油速度大幅降低等問題。