2015, Vol. 37
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2. 中国海油伊拉克有限公司油藏开发部, 北京 海淀 100010;
3. 中国石油辽河油田金马油田开发公司, 辽宁 盘锦 124010
2. Section of Reservoir Development, CNOOC Iraq Ltd., Haidian, Beijing 100010, China;
3. Liaohe Jinma Oifield Development Company, CNPC, Panjin, Liaoning 124010, China
中国稠油资源分布广泛，主要分布于辽河、新疆、胜利和河南4个油区[1-3]。稠油油藏一般具有原油黏度大、流动能力差、储层固结程度低、易于出砂等特点[4, 5]。目前，稠油油藏开采的主要方式为注蒸汽热力采油。通常将高温饱和蒸汽注入油层中，随着大量热流体的注入，油层温度升高而使原油黏度大幅度降低，从而改善原油的流动能力，提高原油采收率[6-9]。地层水经锅炉作用后生成的饱和蒸汽具有温度高、碱性强、矿化度低的特征[10]，因此，注入蒸汽会造成黏土矿物的膨胀、储层矿物的溶解及转化，同时高温、高速流动的蒸汽与冷凝液容易造成储层内固相微粒的运移及滞留，从而使储层渗透率大幅度降低，对稠油油藏造成一定的伤害[11-14]。本文利用室内实验研究了高温蒸汽冷凝液注入稠油储层后所引起的微粒运移作用对多孔介质渗透率的影响，在此基础上，研究了油藏矿物的水岩反应，分析了稠油油藏注蒸汽开发过程中的微粒运移机理。
1 储层热伤害实验 1.1 储层热伤害实验正反向流动实验是研究多孔介质中是否发生微粒运移的一种实验方法[15]。该方法首先在一块岩芯上注入某种特性的流体直至达到稳定状态而测定岩芯的液相渗透率；然后再从反方向向岩芯注入相同的流体直至稳定状态，并测定岩样液相渗透率的变化情况。由于岩石矿物成分的差异及孔喉结构的非均匀性，正向注入过程中往往造成液相渗透率的降低，如果反向注入后渗透率有所回升，而随着注入量的增加渗透率又下降，则说明岩芯内部产生了微粒运移。但是如果反向流动渗透率仍然不变或者继续下降，则说明储层物性的变化不仅仅是微粒运移造成的。
1.2 实验方案以辽河油田齐40块莲花油层为研究对象，该储层以中细砂岩、细砂岩为主，平均粒度中值0.20 mm；岩石主要成分为石英和长石，石英平均含量33.50%、长石平均含量32.00%、岩屑平均含量23.70%。莲花油层黏土矿物平均含量6.75%，以蒙脱石为主，相对含量64.40%，其次为高岭石和伊利石，分别为18.30%和17.30%。储层岩石压实固结差，较为松散，以泥质胶结为主，属于疏松砂岩稠油油藏。将井口取到的松散砂样经洗油后得到岩石颗粒，根据莲花储层物性及矿物组成，将标准黏土矿物和岩石颗粒混合后填装填砂管，填砂管内径3.8 cm，长度30 cm，经过一定压实作用再利用氮气测定填砂模型的气测渗透率，选择绝对渗透率为2.0 D左右的填砂管进行实验，实验流程如图 1所示。
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| 图1 正反向流动实验流程图 Fig. 1 Schematic diagram of displacement experiment |
输入锅炉的软化地层水样取自辽河油田齐40块莲Ⅱ层，总矿化度为2 000~8 000 mg/L，水型为碳酸氢钠型。锅炉出口的蒸汽冷凝液呈现强碱性特征，其pH值达到12.0，水样分析结果如表 1所示。
| 表1 齐40块莲Ⅱ层水样分析表 Table 1 Component analysis of water sample of Qi{\twodash}40 block |
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为了研究高温、高pH蒸汽冷凝液对疏松砂岩的影响，进行两种流体的正反向流动实验。
(1) 地层水流动实验
将填砂管饱和度地层水后安装到恒温箱内的实验流程中，将模拟温度分别恒温至50，100，200 ℃；温度恒定后用各自对应的同温度地层水驱替岩芯。注入10 PV地层水而后反转注入方向，再注入10 PV的地层水后结束实验，实验过程中不断记录注入的流量和压差。
(2) 碱溶液流动实验
因现场用于产生高温蒸汽的地层水经锅炉加热后生成高温饱和蒸汽，注入地层后由于热传导和冷凝作用，部分高温蒸汽凝结成热水，其pH值最高可达到12以上。进行该实验时，首先将岩芯饱和度地层水后安装到恒温箱内实验流程中，将模拟温度分别设置为50，100，200 ℃；达到恒温状态后用相同温度的NaOH溶液(质量浓度为0.4%，对应pH值为13)驱替岩芯。注入10 PV溶液后反转注入方向，再注入10 PV的溶液后结束实验，实验过程中不断记录注入的流量和压差。
1.3 实验结果及分析图 2为50 ℃条件下填砂管内注地层水和碱溶液时的正向和反向实验渗透率的变化柱状图。由图 2可知：对于地层水正向实验而言，随注入孔隙体积倍数的增加，渗透率逐渐降低，注入10 PV地层水后渗透率从2.200 D下降到1.880 D。反向实验表明，随着注入孔隙体积倍数的增加，渗透率又逐渐升高，再注入10 PV的地层水后渗透率恢复到2.051 D。这说明50 ℃条件下注入地层水造成了多孔介质中微粒的运移而使得填砂管渗透率发生变化。而当注入NaOH碱溶液时，随着注入孔隙体积倍数的增加，渗透率出现大幅度降低，注入10 PV质量浓度为0.4%的NaOH溶液后多孔介质的渗透率从%大约2.205 D下降到1.428 D。进行反向实验时，渗透率有所恢复，但不能恢复到原始渗透率值，再注入10 PV的NaOH溶液后填砂管的渗透率恢复到1.724 D。
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| 图2 50 ℃时不同流体正反向流动渗透率变化图 Fig. 2 Permeability trend of different fluid injection at 50 ℃ |
图 3为100 ℃条件下填砂管内注入地层水和碱性溶液时的正向和反向渗透率的变化图。由图 3可知：对于地层水正向实验而言，随着注入体积倍数的增加，渗透率逐渐降低，注入10 PV地层水后渗透率从2.120 D下降到1.713 D，略低于50 ℃时正向流动结束时的渗透率；而后进行的反向实验表明，随着注入体积倍数的增加，渗透率逐渐升高，注入10 PV的地层水后渗透率恢复到1.869 D，但没有恢复到原始渗透率。对于100 ℃碱性溶液正向注入实验而言，随着注入碱性溶液体积倍数的增加，渗透率呈现大幅度降低，正向实验结束时渗透率从2.102 D下降到1.344 D；进行反向实验时，岩芯的渗透率有所恢复，但不能恢复到原始的渗透率，反向注入10 PV碱性溶液后渗透率恢复到1.586 D。
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| 图3 100 ℃时不同流体正反向流动渗透率变化图 Fig. 3 Permeability trend of different fluid injection at 100 ℃ |
图 4为200 ℃条件下填砂管内注入地层水和碱性溶液的正向和反向实验渗透率的变化图。由图 4可知：对于地层水正向实验而言，随着注入倍数的增加，多孔介质渗透率逐渐降低，注入10 PV地层水后渗透率从2.037 D下降到1.534 D，下降幅度略高于150 ℃；而后进行的反向实验表明，渗透率随注入地层水PV数的增加而升高，注入10 PV的地层水后渗透率恢复到1.696 D，没有完全恢复到原始渗透率。对于碱性溶液正向注入实验而言，随着注入倍数的增加，岩芯的渗透率大幅度降低，注入10 PV碱性溶液后岩芯的渗透率从大约2.075 D下降到1.172 D；进行反向实验时，岩芯的渗透率有所恢复，反向实验结束时渗透率恢复到1.535 D。
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| 图4 200 ℃时不同流体正反向流动渗透率变化图 Fig. 4 Permeability trend of different fluid injection at 200 ℃ |
为了对比不同温度条件下两种流体对多孔介质渗透率的伤害程度，引入渗透率伤害程度和渗透率恢复程度两个概念。所谓渗透率伤害程度即原始渗透率与正向注入结束时的渗透率之差与原始渗透率比值的百分数。渗透率恢复程度即反向注入结束时的渗透率与原始渗透率比值的百分数。表 2为不同温度条件下注入不同流体时多孔介质渗透率伤害结果表。由表 2可知，注入相同流体时，随着注入流体温度升高，岩芯物性伤害程度增加，温度越高，伤害程度较大；相同温度条件下，随着注入流体碱性的增强，多孔介质物性伤害程度增加，碱性越强伤害程度越大。
| 表2 不同温度条件下不同流体对渗透率的伤害结果表 Table 2 Percentage of permeability damage from different fluid injection at different temperature |
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稠油油藏注蒸汽过程中储层内的蒸汽冷凝液与储层矿物发生强烈的水-岩水热反应[15]。水热反应可引起储层岩石骨架、黏土矿物的溶解以及新矿物的生成，对储层造成一定的伤害。在正反向实验基础上，利用高温高压反应釜研究不同温度和pH值条件下岩石颗粒及黏土矿物的溶解特性，从而分析疏松砂岩储层注入高温、高pH值蒸汽后微粒的迁移及滞留机理。矿物样品选自辽河油田齐40莲Ⅱ油层的天然松散砂样，经洗油后用沉降法分离出岩石颗粒，用高温高压釜模拟现场热采条件，进行岩石颗粒溶解特性实验。然后，称取沉降分离提取的黏土矿物1 g置于高温高压反应釜容器内的碱性溶液中，在封闭系统中进行高温高压黏土矿物溶解实验，研究不同温度和pH值对黏土矿物溶解特性的影响。
实验结果如表 3所示，相同pH值条件下，随温度的升高岩石颗粒的溶解量大幅度增加；当pH值超过10以后，随温度的继续增加岩石颗粒的溶解量基本不变或有所下降；相同温度条件下，随pH的增加岩石颗粒的溶解量大幅度增加。黏土矿物的溶解特性实验结果表明：黏土矿物的溶解度随pH值与温度的增高而逐渐增大，但其增加幅度不大。黏土矿物发生溶解后的溶液pH值均低于岩石颗粒溶液后的pH值，说明黏土矿物水热反应更为剧烈。相同pH值条件下，当温度低于200 ℃时，岩石颗粒的溶解能力远低于黏土矿物；但强碱性条件下，温度达到300 ℃时岩石颗粒的溶解能力大幅度增加，远超过了黏土矿物。
| 表3 黏土矿物及岩石颗粒在不同温度及pH值条件下的溶解特性实验结果 Table 3 Solubility of clay minerals and rock particles at different temperature and pH level |
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通常，蒸汽及其冷凝液具有温度高、速度快、矿化度低、含碱量高的特征，疏松砂岩储层中的固相微粒受到蒸汽及其冷凝液的机械力作用，发生机械微粒迁移而造成渗透率损失[16]。微粒迁移及其引起的储层伤害属于一种速度敏感现象。当固相微粒运移到孔喉处时，直径较大的微粒产生桥接现象而堵塞孔道，造成渗透率的降低。同时，固相微粒在高速液流情况下，随液体一起移动，当速度降低时就会沉积在孔隙表面，使孔道变窄而造成流体流动空间的减小[13]。
另外，注入的高温、高pH值蒸汽冷凝液能引起微粒的溶解，发生矿物转化，进一步加剧储层伤害[10-11]。在高温、强碱作用下，储层矿物的溶解转化提供了大量的固相微粒。骨架颗粒组分在高温、强碱性溶液中具有很强的溶解性。岩石骨架颗粒溶解不仅使颗粒变小，使细小颗粒及微粒增多，而且还可以引起颗粒破碎，加剧矿物转化，形成新生矿物及沉淀等一系列化学变化。一方面，黏土的膨胀、分散、运移和堵塞引起渗透率降低；另外一方面，携带溶解矿物成分的冷凝液到达油藏的较冷部分时，溶解的矿物又析出而造成堵塞及胶结。矿物转化反应使白云石、高岭石发生溶解以及方沸石、方解石、蒙脱石及绿泥石的形成，在孔隙及孔喉处以衬层方式增长的蒙脱石、绿泥石与方沸石会引起渗透率的严重降低[14]。
4 结 论(1) 疏松砂岩注蒸汽过程中，随着注入流体温度的升高，多孔介质渗透率伤害程度增加；相同温度条件下，随着注入流体pH值的增加，多孔介质渗透率伤害程度增加，碱性越强伤害程度越大。
(2) 疏松砂岩稠油油藏注蒸汽开发过程中，高温、高速注入蒸汽的拖曳力造成储层内固相微粒的运移，而后在狭窄喉道处的滞留及孔隙内的沉降可造成储层渗透率的降低；同时，高温、高pH的蒸汽冷凝液一方面造成储层内黏土矿物的膨胀，另一方面造成储层矿物的溶解及转化，为流体提供大量固相微粒而造成储层物性伤害。
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