特低滲透輕質(zhì)油藏?zé)崴?qū)提高采收率試驗研究

任耀宇，張 弦，羅鵬飛，劉以勝，陳 鑫

(1.吉林油田分公司乾安采油廠，吉林松原 131400； 2.東北石油大學(xué)石油工程學(xué)院，黑龍江大慶 163318； 3.中國石油遼河油田分公司錦州采油廠，遼寧盤錦 124000；4.中國石油中東公司，北京 100120)

高52區(qū)塊儲層物性較差，平均孔隙度為10.3%，平均滲透率為0.47 mD，原油密度低、黏度低，氣油比高，凝固點(diǎn)高[1-4]。目前采用常規(guī)注水技術(shù)已很難進(jìn)一步提高原油采收率[5-9]，一方面，該區(qū)塊見水井含水上升快，動態(tài)表現(xiàn)為暴性水淹，且見水方向不易判斷；另一方面，注入水沿高滲條帶單向驅(qū)替，注水單向驅(qū)替現(xiàn)象嚴(yán)重。為此，開展特低滲透輕質(zhì)油熱水驅(qū)驅(qū)油試驗研究，對挖掘該區(qū)塊油田剩余油潛力、改善開發(fā)效果具有重要現(xiàn)實意義[10-14]。

熱水驅(qū)提高采收率的機(jī)理主要表現(xiàn)在3方面：①降低原油黏度、改善流度比；②引起地層流體和巖石的熱膨脹；③降低殘余油飽和度、改善相對滲透率[15-17]。相關(guān)研究表明，熱水驅(qū)提高采收率幅度與滲透率的分布有關(guān)，熱水驅(qū)替過程中會形成4種物理性質(zhì)不同的流體，分別是蒸發(fā)組分、熱水、冷水、冷凝組分，在驅(qū)替前緣主要是蒸餾產(chǎn)物和冷水組成的混合物，其膨脹降黏的作用隨著孔隙和喉道半徑的變化而改變[18-19]。對于輕質(zhì)油藏，降黏、蒸餾、熱力學(xué)膨脹以及相對滲透率的變化是影響熱水驅(qū)采收率的關(guān)鍵因素。

1 溫度對巖石孔隙度和滲透率的影響

試驗用巖心為高52天然巖心，在不同溫度下充分保溫后，室溫下測試其氣測孔隙度和氣測滲透率值，結(jié)果如圖1所示。由試驗結(jié)果可知，在測試的溫度范圍內(nèi)，隨著溫度的升高，儲層巖石孔隙度和滲透率整體呈增大的趨勢。溫度為80～100 ℃時，巖心滲透率增加幅度較大。

圖1 孔隙度與滲透率隨溫度變化趨勢Fig.1 The trend of porosity and permeability with increasing temperature

為了觀察巖心在不同溫度下的孔隙結(jié)構(gòu)變化，試驗使用電鏡掃描儀，將高52區(qū)塊天然巖心敲碎處理后，進(jìn)行定位點(diǎn)的電鏡掃描，比較不同溫度熱水浸泡3 d后的狀態(tài)，試驗結(jié)果如圖2所示。

圖2 不同溫度熱水浸泡對巖心孔隙大小的影響Fig.2 SEM images of core after different hot water flood

不同溫度下測得同一巖心的孔喉半徑變化見表1。通過電鏡掃描觀測證明，隨著溫度的升高，儲層巖石孔喉半徑略有增大。當(dāng)溫度從20 ℃增加到60 ℃時，孔喉半徑增加1.10 μm；繼續(xù)增加溫度至100 ℃時，孔喉半徑增加0.11 μm。因此，溫度升高，巖心孔喉半徑增大，但增幅不明顯。分析認(rèn)為，雖然孔喉顆粒間存在一定的膨脹空間，但由于顆粒間的相互擠壓影響了顆粒的有效膨脹，因此升溫使得孔喉半徑變小的現(xiàn)象并不明顯；而升溫使得巖石礦物中含有的水分不斷析出，孔喉半徑不斷增大，該影響明顯大于溫度對顆粒膨脹的影響，因此當(dāng)溫度不斷升高時，孔喉半徑略有增大。

表1 巖心孔喉半徑隨溫度的變化Table 1 Pore size at various temperatures

2 溫度對原油黏度的影響

試驗用油樣為高52區(qū)塊特低滲透油層脫氣原油。采用HAAKE RS600流變儀(剪切速率：9.991/s)測定常壓下不同溫度的原油黏度，測試結(jié)果如圖3所示。

圖3 不同溫度下的原油黏度Fig.3 The viscosity of the crude oil at various temperatures

從圖中黏溫關(guān)系曲線可以看出，隨著溫度的增加，高52區(qū)塊原油黏度逐漸降低，表現(xiàn)出溫度與黏度之間的強(qiáng)敏感性。當(dāng)溫度從20 ℃增加到120 ℃時，黏度從3.7 mPa·s降低到1.1 mPa·s；當(dāng)溫度高于120 ℃以后，原油黏度降幅較小。盡管這種加熱降黏的效果不如稠油加熱降黏的效果明顯，但是對于特低滲透油藏來說，黏度降低在一定程度上可以降低油水流度比。因此，減小原油在油層中的滲流阻力，促進(jìn)原油在地層中的流動，對提高采收率有一定的效果。

3 溫度對熱膨脹作用的影響

高52區(qū)塊地層水水型為CaCl2型，總礦化度為21 000 mg/L，試驗用水樣是按該區(qū)塊地層水?dāng)?shù)據(jù)配制而成的模擬地層水。試驗用油樣取自高52區(qū)塊，為巖樣對應(yīng)層位未被污染的原油，經(jīng)脫水脫氣處理。試驗分別將油樣和水樣裝入容器管中，裝配好測試儀主體，升高溫度，測試不同溫度下的高52區(qū)塊油樣和水樣的熱膨脹系數(shù)。

高52區(qū)塊原油在常壓和地層壓力下，不同溫度條件下的膨脹率和熱膨脹系數(shù)測試結(jié)果如圖4所示。由圖中可以看出，隨著溫度的升高，原油膨脹率逐漸增大。溫度從40 ℃升高至100 ℃時，常壓下膨脹率由0.712%增加至5.42%，地層壓力下膨脹率從0.56%增加至4.56%。可見，在熱水驅(qū)過程中，隨著溫度的升高，油藏流體具有一定的膨脹能量，這種膨脹顯然對驅(qū)油是有利的。因此，熱水驅(qū)過程中原油體積膨脹對采收率有一定的貢獻(xiàn)。

圖4 不同溫度下高52油樣的熱膨脹系數(shù)和膨脹率Fig.4 Thermal swelling factor and thermal swelling ratio of Gao52 crude oil at various temperatures

高52區(qū)塊水樣在地層壓力條件下，不同溫度的膨脹率和熱膨脹系數(shù)的變化規(guī)律如圖5所示。由試驗結(jié)果可知，地層水的膨脹率和膨脹系數(shù)在測試溫度范圍內(nèi)均呈現(xiàn)增大的趨勢，但膨脹系數(shù)的增幅隨溫度的升高逐漸減小。地層水的膨脹率和膨脹系數(shù)均顯著小于地層原油的膨脹率和膨脹系數(shù)。

圖5 地層水膨脹系數(shù)及膨脹率變化Fig.5 Thermal swelling factor and thermal swelling ratio of Gao52 formation water at various temperatures

4 溫度對原油蒸餾作用的影響

試驗用油樣取自高52區(qū)塊，試驗用水樣為模擬地層水。連接測試所用儀器及設(shè)備流程；然后向容器中分別加入一定量的測試樣品，密封后打開烘箱，加熱到預(yù)定溫度后保持恒溫，在不同時間點(diǎn)收集冷凝析出的餾分，記錄餾分體積；最后用色譜儀分析不同時間點(diǎn)收集的餾分。試驗設(shè)備主要為色譜分析儀和恒溫箱。試驗研究了高52區(qū)塊輕質(zhì)油蒸餾餾分的質(zhì)量收率(質(zhì)量分?jǐn)?shù))關(guān)系以及不同溫度下蒸餾組分的變化。

采用色譜分析儀測試100 ℃常壓下純油(40 mL)、油/水混合體系(40 mL)在不同蒸餾時長下的餾出物組分情況。不同蒸餾時間下各餾出組分所占百分?jǐn)?shù)如圖6所示。試驗結(jié)果表明，蒸餾時間為2 h的餾出物主要為C2～C20的烴類，蒸餾時間為18 h的餾出物主要為C6～C17的烴類，累計所占比例在94.3%～97.2%。100 ℃常壓下蒸餾后，組分百分?jǐn)?shù)分布曲線差異較大，說明體系是否存在水分會對蒸餾結(jié)果產(chǎn)生較大的影響。圖6中不含水的純油體系蒸餾產(chǎn)物均形成一個明顯的尖峰，含水體系餾出物組分波峰較緩。而在體系含水的情況下，水蒸氣的產(chǎn)生有利于帶出較重的烴類組分，使餾出物中重?zé)N組分含量增加。

圖6 純油與油/水混合體系蒸餾組分對比Fig.6 Distilled fractions of oil and oil/water

對比純油體系在不同蒸餾時間的組分如圖7所示。從圖中可以看出，純油體系在整個蒸餾過程中的餾分主要集中在C6～C11，組分百分?jǐn)?shù)變化趨勢較為接近。

對比油/水混合體系在不同蒸餾時間的組分如圖8所示。從圖中可以看出，100 ℃常壓下蒸餾油/水混合體系，4 h時的餾出物中C5～C12所占比例最高。隨著蒸餾時間的增加，水蒸氣帶出C9以上的較重?zé)N類組分所占的比例逐漸增多。

試驗持續(xù)進(jìn)行24 h，由試驗觀察到純油體系蒸餾24 h后基本看不到明顯的餾出物冷凝析出，同時油/水混合體系在蒸餾24 h后也基本看不到明顯的餾出物冷凝析出。說明在100 ℃常壓下，蒸餾作用主要發(fā)生在熱力條件下的初期，隨著時間的增加，由于存在熱損失的影響導(dǎo)致蒸餾作用產(chǎn)生的效果變差。

熱水驅(qū)過程中，隨著熱水的不斷注入，油藏中的輕質(zhì)油受熱發(fā)生蒸餾作用，部分輕質(zhì)油受熱揮發(fā)，形成蒸汽狀的流體。該蒸汽狀流體與輕質(zhì)油之間的物性差異較小，有效地避免了高黏油帶的形成，促進(jìn)流體在油層中的流動。

圖7 純油體系不同蒸餾時間組分對比Fig.7 Distilled fractions of oil with different distillation duration

圖8 油/水混合體系不同蒸餾時間組分對比Fig.8 Distilled fractions of oil/water with different distillation duration

5 注熱水對相對滲透率的影響

試驗用巖心和原油均取自高52區(qū)塊，試驗用水為模擬地層水。試驗采用室內(nèi)物理模擬試驗裝置模擬高52區(qū)塊特低滲透油藏注熱水的過程，研究了注熱水對特低滲輕質(zhì)油藏油水相對滲透率的影響。

試驗測得不同溫度條件下的油水相對滲透率變化曲線如圖9所示。由圖中可以看出，隨著溫度的升高，相滲曲線整體向右偏移。在同一含水飽和度條件下，隨著溫度的升高，油相相對滲透率增大，水相相對滲透率減小。這是因為溫度升高能顯著提高巖心的親水性，導(dǎo)致束縛水飽和度增大、可流動水減少，同時原油黏度下降、油膜變薄、可流動油增加。注熱水能夠在一定程度上改善油、水的滲流特性，使油藏更加親水，殘余油飽和度降低，提高最終采收率。因此熱水驅(qū)對特低滲透油藏開發(fā)具有一定優(yōu)勢。

6 結(jié)論

(1)溫度升高，儲層巖石孔隙度和滲透率整體呈增大的趨勢，且儲層巖石孔喉半徑略有增大；高52區(qū)塊原油黏度隨溫度的升高而逐漸降低，盡管這種加熱降黏的效果不如稠油加熱降黏的效果明顯，但對于特低滲透油藏，在一定程度上可以減小原油在油層中的滲流阻力。

(2)溫度升高，地層原油與水的膨脹率和膨脹系數(shù)均增大，但地層水的膨脹率和膨脹系數(shù)均顯著小于地層原油的膨脹率和膨脹系數(shù)，說明熱水驅(qū)過程中原油體積膨脹對采收率有一定貢獻(xiàn)。

(3)單純含油體系蒸餾產(chǎn)物主要由C6～C11烴類組分構(gòu)成，而含水原油體系餾出物主要由C5～C12烴類組分構(gòu)成，說明體系是否存在水分對蒸餾結(jié)果會產(chǎn)生較大影響。另外，蒸餾作用主要發(fā)生在注熱水驅(qū)油的初期，由于熱損失的影響，后期蒸餾作用效果變差。

(4)溫度升高，高52油藏儲層油水相滲曲線整體向右偏移，同一含水飽和度下油相相對滲透率增大，水相相對滲透率下降，束縛水飽和度增大，可流動油增加，殘余油飽和度降低，無水采收率增大。

圖9 油水相對滲透率曲線Fig.9 Relative permeability curves