稠油油藏高輪次吞吐儲(chǔ)層變化規(guī)律
——以HJ油田為例

程柯?lián)P，戚志林，田 杰，嚴(yán)文德，黃小亮，黃詩(shī)文

（1.東北石油大學(xué)石油工程學(xué)院，黑龍江大慶163318；2.重慶科技學(xué)院石油與天然氣工程學(xué)院，重慶401331）

蒸汽吞吐是稠油油藏的重要開發(fā)方式，大量的稠油產(chǎn)量來自蒸汽吞吐[1-4]。在蒸汽吞吐的開發(fā)過程中，多周期重復(fù)注入的高溫堿性蒸汽不斷沖刷地層，汽、液、巖石之間發(fā)生強(qiáng)烈的物理和化學(xué)作用，引起一系列的反應(yīng)[5-7]。巖石顆粒和膠結(jié)物的溶解，黏土礦物的變化，瀝青質(zhì)的沉積，對(duì)儲(chǔ)層的孔隙類型、孔隙大小、孔喉分布等微觀參數(shù)產(chǎn)生影響，宏觀上表現(xiàn)為儲(chǔ)層孔隙度、滲透率和巖石潤(rùn)濕性等物性參數(shù)變化[8-11]。前人主要通過巖心分析、測(cè)井解釋、室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和流體分析等方法研究注蒸汽前后儲(chǔ)層參數(shù)的變化規(guī)律，而對(duì)于蒸汽吞吐過程中儲(chǔ)層參數(shù)的變化及預(yù)測(cè)研究較少[12-18]。HJ 油田地層膠結(jié)疏松，成巖性差，原油黏度高，高輪次蒸汽吞吐后儲(chǔ)層物性變化規(guī)律復(fù)雜，汽竄通道網(wǎng)狀發(fā)育，現(xiàn)有抑制汽竄堵劑適應(yīng)性差，影響了該油田的蒸汽吞吐開發(fā)效果。為此，該文依據(jù)油田實(shí)際地質(zhì)及流體參數(shù)和注汽參數(shù)進(jìn)行理論計(jì)算和實(shí)驗(yàn)參數(shù)設(shè)計(jì)，在此基礎(chǔ)上開展了單井蒸汽吞吐一維物理模擬實(shí)驗(yàn)和潤(rùn)濕性測(cè)定實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)描述了蒸汽吞吐輪次與儲(chǔ)層物性的關(guān)系，建立了儲(chǔ)層孔隙度和滲透率大小預(yù)測(cè)的新方法，可為蒸汽吞吐過程中儲(chǔ)層參數(shù)監(jiān)測(cè)和采收率的提高提供理論依據(jù)。

1 儲(chǔ)層變化規(guī)律實(shí)驗(yàn)方案設(shè)計(jì)

1.1 實(shí)驗(yàn)參數(shù)設(shè)計(jì)

采用理論計(jì)算和實(shí)驗(yàn)研究相結(jié)合的方法，開展儲(chǔ)層參數(shù)變化規(guī)律研究。首先，依據(jù)每個(gè)輪次各小層的吸汽量數(shù)據(jù)和各井的地質(zhì)及流體參數(shù)，計(jì)算礦場(chǎng)實(shí)際條件下吞吐過程中地層的沖刷倍數(shù)。然后，結(jié)合實(shí)驗(yàn)用填砂管模型參數(shù)，運(yùn)用同樣的方法計(jì)算填砂管尺度下的沖刷倍數(shù)，并確定填砂管實(shí)驗(yàn)的周期注入量，按照計(jì)算結(jié)果開展高輪次蒸汽吞吐物理模擬實(shí)驗(yàn)。最后，利用沖刷倍數(shù)和填砂管實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，綜合分析高輪次吞吐儲(chǔ)層物性的變化規(guī)律。

沖刷倍數(shù)是指單位體積地層內(nèi)累計(jì)通過水相（蒸汽+熱水）的體積。HUANG 等[19]考慮稠油油藏蒸汽驅(qū)過程中比容和油水流度比的變化，根據(jù)滲流力學(xué)、熱力學(xué)和熱傳導(dǎo)理論建立的油層沖刷倍數(shù)計(jì)算模型如式（1）—式（3）所示。

熱水區(qū)的沖刷倍數(shù)為：

蒸汽區(qū)的沖刷倍數(shù)為：

距井筒位置r處的總沖刷倍數(shù)為：

式（1）—式（3）中：NW為熱水區(qū)的沖刷倍數(shù)，m3/m3；Ns為蒸汽區(qū)的沖刷倍數(shù)，m3/m3；N為總沖刷倍數(shù)，m3/m3；r為距井筒半徑，m；φ為油層孔隙度；is為蒸汽注入冷水當(dāng)量速率，g/s；t為累計(jì)注入時(shí)間，s；ts為蒸汽腔擴(kuò)展到r處截面的時(shí)間，s；Swf為蒸汽驅(qū)前緣含水飽和度；Sw為t時(shí)刻距井筒r處截面的含水飽和度；μw為水的黏度，mPa·s；T為油層溫度，K；Ti為油層原始溫度，K；m為相滲曲線隨溫度變化系數(shù)；ρ為蒸汽腔內(nèi)水相密度，kg/m3；ρw為熱水密度，kg/m3；Ai、B為相對(duì)滲透率比值曲線擬合系數(shù)；C、D為原油黏溫曲線擬合系數(shù)。

研究對(duì)象為J151 和J117 兩口井，其中J151 井的研究區(qū)域?yàn)檎嵚蓛?chǔ)層，分上下兩個(gè)小層，孔隙度分別為25%和34.87%，滲透率為0.89 μm2和7.64 μm2，目前地層壓力為0.4 MPa，共蒸汽吞吐9 輪次。J117井的研究區(qū)域?yàn)閺?fù)合韻律儲(chǔ)層，共5 個(gè)小層，孔隙度為20.4 % ～30.9 %，滲透率為0.25 ～4.42 μm2，目前地層壓力為0.4 MPa，共蒸汽吞吐30輪次。各井的基本參數(shù)和注汽參數(shù)見表1，區(qū)塊油層的平均熱容為2 431×103J/（m3·K）、頂?shù)讓訉?dǎo)熱系數(shù)為1.51 W/（m·K）、頂?shù)谉釘U(kuò)散系數(shù)為1.33×10-6m2/s。對(duì)該區(qū)塊原始油藏溫度下相滲曲線回歸后得到Ai=9 801 645、B=27.446，相關(guān)系數(shù)R=0.998 7。

表1 各層基本參數(shù)和注汽參數(shù)Table 1 Basic parameters and steam injection parameters of each layer

J151 和J117 各小層沖刷倍數(shù)見圖1。從計(jì)算結(jié)果可見，各小層在每個(gè)輪次吞吐后，地層內(nèi)各點(diǎn)沖刷倍數(shù)是不一致的，距離井筒越近，沖刷倍數(shù)越高；距離井筒越遠(yuǎn)，沖刷倍數(shù)越低。其原因在于，蒸汽注入地層后，先在井筒附近形成蒸汽腔，而遠(yuǎn)處則是熱水以及未加熱區(qū)，蒸汽的比容遠(yuǎn)大于熱水，故而距離井筒近的地方，經(jīng)受蒸汽+熱水的沖刷，而較遠(yuǎn)的地方只有熱水的沖刷。同時(shí)從計(jì)算結(jié)果中可見，各小層沖刷倍數(shù)分布呈現(xiàn)較為一致的規(guī)律，距離井筒較近的范圍內(nèi)，沖刷倍數(shù)隨吞吐輪次增加且變化較為明顯；而距離井筒距離稍大之后，各吞吐輪次的沖刷倍數(shù)變化不大，其原因可能是加熱范圍不夠大或純粹只有熱水作用。

圖1 各小層沖刷倍數(shù)Fig.1 Sweep multiples of each layer

依據(jù)填砂管模型參數(shù)，運(yùn)用油層沖刷倍數(shù)計(jì)算模型對(duì)填砂管尺度下的沖刷倍數(shù)進(jìn)行計(jì)算，確定單井蒸汽吞吐一維物理模擬實(shí)驗(yàn)的周期注入量。實(shí)驗(yàn)填砂管基本參數(shù)見表2，填砂管長(zhǎng)度為100 cm，直徑為38 cm。

表2 實(shí)驗(yàn)填砂管的參數(shù)Table 2 Parameters of sand-packs in experiment

1.2 實(shí)驗(yàn)材料與設(shè)備

實(shí)驗(yàn)中所用稠油為我國(guó)中部HJ 油田所取脫水原油，原油黏溫關(guān)系見表3。礦場(chǎng)砂樣取自J151 和J117兩口井。

表3 原油樣品黏溫關(guān)系Table 3 Viscosity-temperature relationship of crude oil samples

設(shè)備主要包括DSA100 型接觸角測(cè)量?jī)x和實(shí)驗(yàn)室自制的稠油一維物模實(shí)驗(yàn)裝置。單井蒸汽吞吐一維物模實(shí)驗(yàn)裝置見圖2，該裝置由注入泵、蒸汽發(fā)生器、中間活塞容器、填砂管、高溫電加熱套、壓力傳感器和溫度傳感器等組成，工作壓力0～35 MPa，工作溫度0～425 ℃。

圖2 單井蒸汽吞吐一維物模實(shí)驗(yàn)裝置示意圖Fig.2 One-dimensional physical model experiment equipment of steam stimulation by single well

1.3 實(shí)驗(yàn)方法與步驟

1.3.1 儲(chǔ)層孔滲測(cè)定實(shí)驗(yàn)

實(shí)驗(yàn)?zāi)M單井蒸汽吞吐生產(chǎn)過程，在高輪次的蒸汽沖刷下，通過吐出水量確定孔隙度的變化情況，根據(jù)壓差和流量數(shù)據(jù)計(jì)算滲透率，具體實(shí)驗(yàn)步驟如下：

1）采用礦場(chǎng)實(shí)際砂樣充填填砂管，計(jì)算填砂管孔隙度和滲透率，并飽和油。

2）按照設(shè)計(jì)流量向填砂管中注入一定量的蒸汽而后燜井，燜井結(jié)束后開井生產(chǎn)，計(jì)量吐出的水量。提高填砂管另一端出口回壓，向填砂管內(nèi)注入熱水，記錄壓差和流量數(shù)據(jù)。

3） 重復(fù)上述吞吐過程，直至達(dá)到實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)要求。

4）對(duì)實(shí)驗(yàn)記錄數(shù)據(jù)整理和計(jì)算，分析孔隙度和滲透率變化情況。

1.3.2 儲(chǔ)層潤(rùn)濕性測(cè)定實(shí)驗(yàn)

由于地層巖心散碎不成形，實(shí)驗(yàn)采用填砂管進(jìn)行實(shí)驗(yàn)材料預(yù)處理，從而獲取不同吞吐輪次后的油層砂樣。具體方法是將散碎巖樣裝填入口處，按照設(shè)計(jì)流量進(jìn)行蒸汽吞吐實(shí)驗(yàn)，達(dá)到一定輪次后，取出入口處的巖樣作為潤(rùn)濕性測(cè)試待測(cè)樣品。利用DSA100 型接觸角測(cè)量?jī)x測(cè)定水在巖樣上的靜態(tài)接觸角，具體測(cè)試步驟如下：

1）將干燥后的巖樣通過紅外壓片機(jī)壓制成片狀。

2）將片狀巖樣置于測(cè)量?jī)x的測(cè)量臺(tái)上，通過測(cè)試儀注射口滴出一滴水到樣品上。

3）連續(xù)采集水滴圖像，待水滴穩(wěn)定后，通過計(jì)算機(jī)圖像處理系統(tǒng)確定接觸角。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與分析

2.1 高輪次吞吐儲(chǔ)層孔滲變化特征

為描述蒸汽吞吐開發(fā)過程中儲(chǔ)層孔隙度和滲透率的變化程度，定義孔隙度增長(zhǎng)率和滲透率增長(zhǎng)率如下：

式（4）—式（5）中：Iφ為孔隙度增長(zhǎng)率，%；IK為滲透率增長(zhǎng)率，%；φ為蒸汽吞吐后填砂管的孔隙度；K為蒸汽吞吐后填砂管的滲透率，μm2；φ0為填砂管初始孔隙度；K0為填砂管初始滲透率，μm2。

J151井和J117井各小層孔隙度增長(zhǎng)率與吞吐輪次的關(guān)系曲線見圖3。從圖中可以發(fā)現(xiàn)，各小層孔隙度增長(zhǎng)率呈現(xiàn)較為一致的規(guī)律。J151 井兩個(gè)小層的孔隙度增長(zhǎng)率在第2個(gè)注汽輪次出現(xiàn)拐點(diǎn)，之后增速放緩，蒸汽吞吐9 個(gè)輪次后孔隙度增長(zhǎng)率分別為13.66%和12.01%。對(duì)比兩個(gè)小層孔隙度增長(zhǎng)率與吞吐輪次的關(guān)系曲線可以看出，同一個(gè)注汽輪次內(nèi)兩個(gè)小層的孔隙度增長(zhǎng)率不同，9 個(gè)輪次后Ⅲ8-91層孔隙度增大了3.93 %，Ⅲ8-92層增大了4.21 %。J117井Ⅲ5-62、Ⅲ5-63、Ⅲ5-64和Ⅲ5-654 個(gè)小層的孔隙度增長(zhǎng)率在第4 輪次出現(xiàn)拐點(diǎn)，Ⅲ5-61層的孔隙度增長(zhǎng)率在第2 輪次出現(xiàn)拐點(diǎn)，拐點(diǎn)之前增加較快，之后增速放緩，最后不再變化，蒸汽吞吐30輪次后各小層孔隙度增長(zhǎng)率分別為0.96 %、11.55 %、13.45 %、4.31 %和11.68%。對(duì)比5 個(gè)小層孔隙度增長(zhǎng)率與吞吐輪次的關(guān)系曲線發(fā)現(xiàn)，Ⅲ5-61層孔隙度增長(zhǎng)率變化幅度較小，Ⅲ5-63層的孔隙度增長(zhǎng)率變化幅度最大，Ⅲ5-62層孔隙度增長(zhǎng)率在第16輪次后才不再變化。出現(xiàn)這個(gè)現(xiàn)象的原因是蒸汽吞吐初期巖石骨架和黏土礦物溶解產(chǎn)生的細(xì)小顆粒被大量帶出，使孔隙變寬，增大了儲(chǔ)層孔隙度。隨蒸汽吞吐輪次的增加，被蒸汽帶出的細(xì)小顆粒逐漸減少，儲(chǔ)層孔隙度將不再變化。不同小層孔隙度增長(zhǎng)率增大程度不同的原因是儲(chǔ)層基礎(chǔ)物性和蒸汽周期注入量的不同，影響了“水—巖”反應(yīng)的程度，從而導(dǎo)致高輪次吞吐后儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)存在差異。綜合兩口井的填砂管實(shí)驗(yàn)結(jié)果發(fā)現(xiàn)，對(duì)于一個(gè)特定地層，每個(gè)輪次的注汽量是影響儲(chǔ)層孔隙度變化的主要因素，注汽量不同，不同小層的孔隙度變化規(guī)律也不同。

圖3 各小層孔隙度增長(zhǎng)率與吞吐輪次關(guān)系曲線Fig.3 Relationship between porosity growth rate and steam stimulation cycles of each layer

各小層滲透率增長(zhǎng)率和吞吐輪次關(guān)系曲線見圖4。從圖中可以發(fā)現(xiàn)，隨著蒸汽吞吐輪次的增加，各小層的滲透增長(zhǎng)率表現(xiàn)出一致的變化規(guī)律，總體表現(xiàn)為增大趨勢(shì)。J151 井兩個(gè)小層的滲透率增長(zhǎng)率在第1 個(gè)輪次后增速變緩，9 個(gè)輪次后各小層的滲透率增長(zhǎng)率分別為175.26 %和149 %。J117 井各小層的滲透率增長(zhǎng)率均在第1個(gè)輪次增加幅度較大，之后緩慢增長(zhǎng)，最后在不同注汽輪次后趨于穩(wěn)定，30個(gè)輪次后各小層的滲透率增長(zhǎng)率分別為72.88 %、165.79%、188.39%、97.15%和176.14%。對(duì)比J117井5 個(gè)小層滲透率增長(zhǎng)率與吞吐輪次的關(guān)系曲線發(fā)現(xiàn)，Ⅲ5-61層滲透增長(zhǎng)率變化幅度較小，Ⅲ5-63層滲透增長(zhǎng)率變化幅度最大，Ⅲ5-64層滲透增長(zhǎng)率在第10 個(gè)輪次后才不再增加。產(chǎn)生這個(gè)現(xiàn)象的主要原因是微小顆粒的遷移不僅使孔隙度增大，同時(shí)也使相互連通的孔隙和吼道數(shù)增加，減小了液體流動(dòng)阻力，從而使?jié)B透率增加。蒸汽吞吐初期細(xì)小顆粒遷移劇烈，相互連通的孔隙和吼道大量增加，使?jié)B透率上升較快。當(dāng)細(xì)小顆粒遷移現(xiàn)象減弱后，相互連通的孔喉不再增加，儲(chǔ)層的孔隙結(jié)構(gòu)趨于穩(wěn)定，儲(chǔ)層滲透率將不再增加。不同小層滲透率增長(zhǎng)率增大程度不同的原因是儲(chǔ)層基礎(chǔ)物性和蒸汽注入量的不同，使孔喉分布存在差異，從而使各小層的最終滲透率也不同。綜合兩口井的實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)，與儲(chǔ)層孔隙度的變化情況一樣，每個(gè)輪次的注汽量是影響儲(chǔ)層滲透率變化的主要因素，也是各小層滲透率增長(zhǎng)率存在差異的原因所在。

圖4 各小層滲透率增長(zhǎng)率與吞吐輪次關(guān)系曲線Fig.4 Relationship between permeability growth rate and steam stimulation cycles of each layer

2.2 蒸汽吞吐儲(chǔ)層孔滲預(yù)測(cè)

從前面的實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)可見，各填砂管中蒸汽驅(qū)掃過的區(qū)域內(nèi)孔隙度和滲透率變化相似而又不盡相同。由于每口井工作制度不同，不能建立蒸汽吞吐輪次和儲(chǔ)層參數(shù)之間的普適性關(guān)系。鑒于此，將各填砂管的實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)繪制在同一個(gè)圖中，可以更好地分析規(guī)律見圖5。從圖中可以發(fā)現(xiàn)，沖刷倍數(shù)的常用對(duì)數(shù)和孔隙度增長(zhǎng)率具有較好的相關(guān)性。

圖5 孔隙度增長(zhǎng)率與沖刷倍數(shù)關(guān)系擬合Fig.5 Fitting of the relationship between porosity growth rate and sweep multiples

擬合沖刷倍數(shù)和孔隙度增長(zhǎng)率之間的關(guān)系得到如下關(guān)系式：

式中：n為沖刷倍數(shù)。據(jù)此，就能確定蒸汽吞吐開發(fā)過程中不同階段的儲(chǔ)層孔隙度增長(zhǎng)率。

而滲透率增長(zhǎng)率與沖刷倍數(shù)之間關(guān)系擬合情況相對(duì)較差，原始滲透率不同時(shí)，滲透率增長(zhǎng)率與沖刷倍數(shù)的關(guān)系曲線之間相差較遠(yuǎn)，說明原始滲透率對(duì)于滲透率增長(zhǎng)情況有一定影響。為描述蒸汽的長(zhǎng)期沖刷對(duì)油田儲(chǔ)層滲透率的影響，以沖刷倍數(shù)的常用對(duì)數(shù)作為橫軸，以原始滲透率為縱軸，利用插值的方法繪制了滲透率增長(zhǎng)率與沖刷倍數(shù)的常用對(duì)數(shù)圖見圖6。依據(jù)油層原始滲透率以及沖刷倍數(shù)的常用對(duì)數(shù)數(shù)值，查得的對(duì)應(yīng)斜線，即可確定不同時(shí)間滲透率的增長(zhǎng)率。

圖6 滲透率增長(zhǎng)率與沖刷倍數(shù)關(guān)系Fig.6 Relationship between permeability growth rate and sweep multiples

2.3 高輪次吞吐儲(chǔ)層潤(rùn)濕性變化特征

稠油的膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量較高，這些極性物質(zhì)吸附在巖石顆粒表面使巖石的潤(rùn)濕性為親油特性[20-24]。由于稠油具有非常強(qiáng)的溫敏性，高溫蒸汽的不斷沖刷油層，巖石顆粒表面的極性物質(zhì)將不斷解除吸附，同時(shí)由于黏土礦物成分的改變，巖石的潤(rùn)濕性將由親油性逐漸變?yōu)橛H水性。另一方面，蒸汽吞吐后期，瀝青質(zhì)沉積使巖石又表現(xiàn)出較強(qiáng)的親油性，同時(shí)改變了儲(chǔ)層的孔隙結(jié)構(gòu)。

J151 井巖樣不同吞吐輪次靜態(tài)接觸角測(cè)定見圖7，圖中水為黑色液球，底部為巖樣。從圖中可以發(fā)現(xiàn)，原始狀態(tài)下的油砂與水的接觸角為124.7°，屬于親油狀態(tài)。吞吐1 輪次后，油砂與水的接觸角為122.3°，接觸角有所減小，說明親油性變?nèi)?。吞?、5、7 輪次后，油砂與水的接觸角分別為112.7°、104.3°和98.9°，油砂與水的接觸角不斷減小，說明吞吐過程中蒸汽作用后，巖石顆粒表面的原油被逐漸剝離，親油性逐漸減弱。當(dāng)吞吐到第9輪次，接觸角已降低至85°，說明巖石顆粒表面已呈現(xiàn)弱親水狀態(tài)，出現(xiàn)潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)現(xiàn)象。從實(shí)驗(yàn)結(jié)果中發(fā)現(xiàn)，隨著吞吐輪次的增加，高溫蒸汽不斷沖刷地層，近井區(qū)域巖石顆粒的親水特性將逐漸加強(qiáng)。

圖7 不同吞吐輪次后油砂接觸角Fig.7 Contact angle of sand samples after different steam stimulation cycles

3 結(jié)論

1）在蒸汽吞吐一維物理模擬實(shí)驗(yàn)中，研究?jī)?chǔ)層的滲透率和孔隙度均有不同程度的增大，儲(chǔ)層潤(rùn)濕性向親水性轉(zhuǎn)變。

2）蒸汽吞吐開發(fā)過程中不同井工作制度差異明顯，無法建立吞吐輪次與儲(chǔ)層物性之間的普適性關(guān)系。為此，引入了油層沖刷倍數(shù)這一無因次量，油層沖刷倍數(shù)與儲(chǔ)層孔滲變化率之間具有較好的相關(guān)性。

3）以實(shí)驗(yàn)實(shí)測(cè)結(jié)果為依據(jù)，建立了油層沖刷倍數(shù)與儲(chǔ)層孔隙度增長(zhǎng)率之間的關(guān)系式，以及油層沖刷倍數(shù)與滲透率增長(zhǎng)率之間的關(guān)系圖，能夠較好地預(yù)測(cè)儲(chǔ)層在蒸汽吞吐開發(fā)過程中不同階段的孔滲參數(shù)。

4）由于油層沖刷倍數(shù)與儲(chǔ)層孔滲變化率之間具有較好的相關(guān)性，采用蒸汽吞吐開發(fā)的同類稠油油藏亦可通過本研究中的方法建立針對(duì)該油藏的儲(chǔ)層孔滲變化率預(yù)測(cè)關(guān)系式和圖版。