强敏感性稠油油藏高温热变定量表征

赵衍彬

(中石化胜利油田分公司勘探开发研究院，山东 东营 257015)

稠油油藏的原油黏度大，蒸汽吞吐是目前比较有效的的开发方式。在热采开发过程中，高温蒸汽有效降低原油黏度，提高原油产量，但同时也会引起水岩反应、水油反应，导致储层骨架矿物以及原油性质发生变化，进而引起储层岩石润湿性、孔隙结构和物性等变化[1-7]。对于具有水敏性、速敏性的稠油油藏，前人在此研究的基础上，着重分析了高温下黏土矿物的变化及其对孔喉结构和物性的影响[8-10]，以及高温对储层的伤害[11-12]。在蒸汽吞吐开发过程中，随温度升高，敏感性储层高温变化的定量表征以及对制约敏感性稠油油藏的关键因素的认识还不足。为此，以具强敏感性的金家油田为例，在对大量实验结果进行分析总结的基础上，明晰了高温储层变化规律，厘清了开发的关键制约因素，以期为后续开发提供指导。

1 研究区概况

金家油田构造上位于东营凹陷西南边缘金家—樊家鼻状构造带南端，沙一段为其主要含油层位，油藏埋深较浅，约760～1 100 m，储层胶结疏松，油井出砂。沙一段储层平均孔隙度为34.1%，渗透率平均值为465×10-3μm2，具有高孔中低渗特征。孔隙类型以原生粒间孔为主，孔喉半径均值为2.2～4.2 μm，最大连通孔喉半径为10.4～58.8 μm，孔喉类型主要为中小孔-细喉型。黏土矿物含量平均值为24.4%，黏土矿物以钙基蒙脱石、伊/蒙混层为主，储层具强水敏性，油藏类型为具强水敏性的岩性-地层超覆普通-特稠油油藏。金家油田沙一段油藏于1989年投入开发，主要采用过冷采、蒸汽吞吐、火烧等开发方式，目前主要为蒸汽吞吐开发，开发效果好于常规冷采，但总体采出程度低。开发过程中，油井普遍存在出砂严重、供液不足、产量递减快等问题。

2 高温储层变化特征

在蒸汽吞吐的高温条件下，储层矿物及其结构发生变化。为此在高压釜物理模拟实验[10]及其对相关实验结果进行量化分析和总结的基础上对高温储层变化进行评价。

2.1 黏土矿物高温膨胀性变化

高温条件下，蒙脱石发生一系列物理化学变化，导致其膨胀性变化，主要体现在蒙脱石晶间距变化和蒙脱石含量的变化2个方面。

蒙脱石膨胀性与其晶间距有关，晶间距大则膨胀性强，反之则膨胀性弱。高温条件下随温度升高，蒙脱石脱水，主要表现为逐渐脱去表层水、层间水及羧基的过程，在这一过程中，蒙脱石晶间距逐渐变小，其大小与温度呈对数关系，二者具有较好的负相关性(复相关系数为0.943 4)，即随温度升高，蒙脱石晶间距减小(如图1所示)，当温度高于200 ℃后，晶间距与常温正常晶间距1.42 nm接近，蒙脱石膨胀性显著减弱。

图1 蒙脱石晶间距与温度关系图Fig.1 Relationship between crystal spacing of montmorillonite and temperature

高温条件下，一方面，钙基蒙脱石与石英等矿物反应可以产生大量斜钙沸石，另一方面，储层中钾长石、高岭石溶蚀提供充足K+，有助于蒙脱石、伊/蒙混层向伊利石转化，导致蒙脱石含量减小。高压釜物理模拟实验之后，黏土矿物X衍射表明蒙脱石的绝对含量从100 ℃时的21%下降到300 ℃时的17.7%。蒙脱石的转化率随温度升高而增大，二者表现为较好的正相关性(多项式复相关系数为0.989 4，如图2所示)。从曲线斜率来看，在温度高于100 ℃之后，随温度升高，蒙脱石转化速度明显变大。

图2 蒙脱石转化率与温度关系图Fig.2 Relationship between montmorillonite conversion and temperature

2.2 高温溶蚀对孔隙的影响

在高温、高压及碱性介质环境中，石英、长石和黏土矿物等都发生了明显的溶蚀，伴随着pH值的不断降低，矿物的溶解量和矿物离子浓度都会显著增加，反映了高温下储层中水岩反应不断进行以及溶蚀作用的加剧。扫描电镜照片显示，成岩矿物在100～150 ℃时表现为局部微溶，随温度继续升高，石英、长石等矿物则被溶蚀。

高温下，矿物溶蚀产生了新的溶蚀孔隙。另外，高温还会对原来的孔隙进行溶蚀改造，使得孔隙数量、孔径大小、面孔率等发生变化。100～150 ℃时，大、中、小孔的孔隙数量受溶蚀作用影响，均有不同程度的增加，其中小孔隙的数量增加幅度较大，主要是由于高温溶蚀产生了大量新的小孔隙引起的，而大、中孔孔隙数量的增加及其半径的增大，使得整体平均孔径和面孔率增大；150～300 ℃时，由于高温溶蚀作用加剧，使得不同大小级别的孔隙发生连通合并，与此对应的是大、中、小孔孔隙数量的减小，其中以小孔下降幅度最大，而孔隙半径和面孔率则进一步增大，如图3和图4所示。总体来看，100～300 ℃时孔隙数量的变化表现为先增后减，高温溶蚀使孔隙半径大小明显增长，孔隙数量的增加和孔隙半径的增大使得面孔率增大，面孔率与温度呈对数关系，并且具有很好的正相关性(复相关系数为0.889 3)，如图5所示。从高温储层孔隙数量、大小及孔隙结构变化来看，高温溶蚀对储层改造是有利的。

图3 不同温度下含油薄片中孔隙数量变化图Fig.3 Variation of porosity in oil-bearing flakes at different temperatures

图4 平均孔径与温度关系图Fig4 Relationship between average pore size and temperature

图5 面孔率与温度关系图Fig5 Relationship between average face rate and temperature

2.3 高温下储层物性变化

高温溶蚀产生大量溶蚀孔隙，增大了孔隙半径，改变了孔隙结构，对储层物性造成影响。从高压釜物理模拟实验后物性变化来看，实验前后孔隙度比值和渗透率比值均与温度呈现对数关系，具有较高的正相关性(复相关系数分别为0.979 6和0.970 8)，表现为随温度升高，孔渗明显增大。100～150 ℃时实验前后孔隙度比值和渗透率比值均接近1，说明高温产生的改善效果抵消蒙脱石膨胀等对储层的负面影响。当温度高于150 ℃，孔隙度比值、渗透率比值随温度升高不断增大，且渗透率比值增幅明显高于孔隙度比值，如图6所示。说明高温溶蚀作用对孔隙的改造不仅体现在孔隙数量增加、孔隙度增大的方面，更涉及到孔径变大及孔喉连通性变好的方面，并且这种变好趋势随温度的升高而进一步增强。由此说明高温溶蚀作用大大改善了孔隙结构，提高了储层物性。

图6 实验前后孔隙度比值、渗透率比值与温度关系Fig.6 Relationship between porosity ratio,permeability ratio and temperature before and after the experiment

2.4 高温下含油性变化

从100～300 ℃时含油薄片的含油状况来看，储层中小孔隙数量最多，平均占比约为86%，但含油率最小，平均仅占2%；中等孔隙的数量平均占14%，含油率平均占12%；大孔隙数量最少，仅占5%，但含油率最大，占86%。由此可见，原油主要分布在大孔隙中。

图7所示为不同温度条件下不同孔隙含油率的变化情况。从100～300 ℃时含油率相对值变化情况来看，小孔隙中变化区间仅为0.40%～2.62%；中孔隙中含油率随温度升高而增加，从100 ℃时的6.63%增加到300 ℃时的25.49%；大孔隙中含油率随温度升高而下降，从100 ℃时的92.97%减少到300 ℃时的72.45%。说明了对于原油产出大孔隙出油贡献最大，同时也表明大孔隙始终也是微观剩余油最富集的场所。

图7 不同温度条件下不同孔隙含油率变化图Fig.7 Variation of oil content in different pores under different temperature conditions

3 溶蚀颗粒与沥青结合对储层的影响

高压釜物理模拟实验后的结果表明，蒸汽吞吐过程中高温可以有效抑制蒙脱石的膨胀性，降低其影响，高温产生大量溶蚀孔隙，增大孔径，提高连通性，改善储层孔隙结构，使物性变好，有利于原油溢出。但是，高温溶蚀作用会产生大量溶蚀颗粒，这些溶蚀颗粒随流体迁移，同样会对储层造成影响。

3.1 高温溶蚀颗粒分析

图8所示为不同颗粒浓度与温度的关系。高压釜物理模拟实验后，利用电子探针和能谱联合分析仪对出口液中颗粒成分进行了鉴定，结果表明，颗粒主要为石英、长石、方解石及黏土矿物，与扫描电镜中观察到的矿物溶蚀情况一致。利用库尔特激光粒度分析仪对流出液中的颗粒粒径进行分析，结果表明：100～300 ℃时，流出液中颗粒可分为黏土级(粒径<4 μm)、细粉砂级(粒径4～32 μm)、粗粉砂级(粒径32～63 μm)，其中黏土级颗粒主要为黏土矿物，其浓度远高于细粉砂级、粗粉砂级。黏土级、细粉砂级、粗粉砂级颗粒与温度呈指数关系，具有较好的正相关性(复相关系数分别为0.880 6，0.995和0.942 3)，如图8所示，表现为随温度的升高，颗粒浓度持续增大并且温度越高增幅越大，200～300 ℃时颗粒浓度增幅远大于100～200 ℃。300 ℃时迁出的黏土级颗粒浓度约为200 ℃时的7倍，为100 ℃时的9倍之多，说明了随温度升高，溶蚀作用加剧，产生的黏土及其他颗粒数量均成倍增长。

图8 不同颗粒浓度与温度关系图Fig.8 Relationship between particle concentration and temperature

3.2 原油组分分析

对金家油田沙一段J10-17-x4井原油组分进行饱和烃气相色谱分析，未检测出正构烷烃(C17～C35)色谱峰，图谱上保留时间在33～41 min出现的高峰区，为环状异构烷烃类化合物。说明了金家油田沙一段地层遭受剥蚀过程中原油降解严重，导致原油变稠，沥青质含量增多，而原油族组分分析表明原油中沥青质含量占10.18%。

高压釜物理模拟实验后流出液中发现大量呈分散状、凝絮状、聚集状等产状不同的沥青。沥青随流体流动，发生不同程度的聚集，由分散状的沥青质点(0.10～0.25 μm)经过胶溶作用形成沥青絮凝，然后经过缔合形成沥青晶粒(1～10 μm)，沥青晶粒聚集形成沥青大颗粒(10～100 μm以上)，如图9 所示。在储层中随流体流动过程中沥青由少积多、由小变大，易堵塞孔喉，包裹颗粒引起润湿性反转，对储层造成伤害。

图9 迁出液中沥青沉积照片Fig.9 Photographs of Bitumen deposition in the effluents

3.3 颗粒与沥青结合

黏土含量高，比表面很大并且具有负电性，对沥青质具有较强的吸附性，容易使原油体系中的稳定性遭受破坏，引起沥青质的析出聚沉[13-14]。因此选取金家油田沙一段采油井(J10-17-x4井)油样，掺入不同质量分数的黏土，混合均匀后，用正庚烷做沉淀剂，测试沥青沉淀点。结果表明沥青沉淀点与黏土含量表现为对数关系，二者具有较好的负相关性(复相关系数为0.997 1)，沥青沉淀点随黏土含量的增加而显著降低，如图10所示，表明了随黏土含量的增加，沥青更易从原油中析出。

图10 沥青沉淀点与黏土含量关系图Fig.10 Relationship between asphalt precipitation point and clay content

现场选取的J10-17-x4井100 g油泥样品放入马福炉中燃烧，有机物彻底燃烧后，冷却称取无机物残渣重量为80 g，即无机物含量占80%，有机物含量占20%。对无机物进行全岩X衍射，结果表明，无机物中矿物类型主要由石英、长石、方解石及黏土矿物组成，无机物中石英、长石和方解石相对含量分别为22.2%，20.3%和27.1%，黏土矿物相对含量为24.8%，绝对含量约为20%，与高压釜物理模拟实验结果一致。

从上述2个实验中可以看出，金家油田沙一段黏土含量高，原油遭受降解导致沥青含量较高，再加上高含量黏土的吸附使得原油中沥青更易于析出。而近井地带为迁移颗粒与原油的聚集区，使得沥青与迁出颗粒结合形成油泥，这些因素综合导致了近井地带的堵塞。从现场井下取出的绕丝管淤塞满油泥也证明了颗粒与沥青结合的存在以及二者结合造成的堵塞之严重，这也是金家油田沙一段油井普遍供液不足的主要原因。

4 结论

蒸汽吞吐过程中，伴随着高温蒸汽注入，储层在高温下发生一系列变化。

1)100～300 ℃高温条件下，随温度升高，蒙脱石晶间距逐渐减小，200 ℃时晶间距与常温时晶间距接近，膨胀性显著变弱。

2)100～300 ℃高温条件下，随温度升高，溶蚀作用加剧，当温度超过150 ℃时，溶蚀使得储层孔径增大，孔隙结构改善，孔渗增大，渗透率增幅明显高于孔隙度增幅，说明了高温溶蚀不仅使得孔隙度增大，而且使得孔径变大及孔喉连通性变好。

3)100～300 ℃高温条件下，高温溶蚀也产生了大量骨架和黏土等溶蚀颗粒，溶蚀颗粒中的大量黏土降低沥青沉淀点，引起原油中沥青质的析出，颗粒与沥青在近井地带聚集、结合、沉淀，形成油泥，造成近井储层孔喉和绕丝管堵塞。