瀝青質沉積方式對油水兩相滲流特征的影響

盧二付,楊振亞,雷 艷,張軍強,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 勘探開發研究院,陜西 西安 710018)

引言

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

1 實驗內容

1.1 實驗材料

1.1.1 實驗巖心

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

表1 實驗巖心基本物性及實驗類型

1.1.2 實驗流體

實驗中所用原油分為有瀝青質的A型原油和去除瀝青質后的B型原油,兩種原油基本物性見表2。其中,瀝青質含量測定方法依據石油天然氣行業標準NB/SH/T 0509—2010《石油瀝青質四組分測定方法》[15],而原油中瀝青質的去除方法采用Struchkov等[16]提出的戊烷沖洗法。

表2 實驗原油基本物性參數

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

實驗中所用庚烷為購買的商業庚烷溶劑,純度達到99.9%。

1.2 實驗裝置及實驗步驟

1.2.1 實驗裝置

本次實驗通過開展均勻瀝青質沉積實驗、自發滲吸實驗、驅替及相對滲透率測定實驗3種類型的實驗來定量測定均勻瀝青質沉積影響下的流體滲流特征,其中巖心均勻瀝青質沉積實驗裝置(圖1(a))和靜態滲吸裝置(圖1(b))為核心部分。巖心均勻瀝青質沉積實驗裝置(圖1(a))主要由3個真空瓶串聯而成,其中真空瓶2和3的中下部通過膠皮套相連通,在瓶壁內外接口處均裝有防漏膠皮,以增強密封性。靜態滲吸裝置主要由一個靜態滲吸瓶(圖1(b))構成,滲吸瓶的最小刻度為0.02 mL,能夠實現實時不間斷地對滲吸過程進行讀數。巖心驅替裝置包括高壓恒速驅替泵(最小精度達到0.001 mL/min)、巖心夾持器和壓力傳感器(精度0.01 MPa)。此外,實驗裝置還包括真空泵(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 均勻瀝青質沉積實驗及靜態滲吸實驗裝置

1.2.2 均勻瀝青質沉積實驗

(1)實驗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的真空瓶膠管內,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,即巖心中均勻瀝青質沉積完成。

(2)將飽和原油巖心取出后,放入索氏提取器中用庚烷反復清洗并烘干,由于瀝青質不溶于庚烷,瀝青質將滯留于巖心中。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,并依據國家標準GB/T 19145—2003《沉積巖中總有機碳的測定》[18]測定3個位置巖石樣品的有機碳含量(TOC)。

(4)對比實驗1(非均勻瀝青質沉積)。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,直至出口產油速度與注入速度相近時,巖心飽和原油完成(即非均勻瀝青質沉積完成)。

(5)然后重復步驟(2)—(3),測定非均勻瀝青質沉積后巖心的孔隙度、滲透率、密度及TOC等參數。

1.2.3 自發滲吸實驗

(1)均勻瀝青質沉積下先進行水滲吸再進行庚烷滲吸實驗。采用1.2.2節中的步驟(1)—(2),在實驗巖心中制造均勻瀝青質沉積。然后將巖心清洗烘干后,放入裝有模擬地層水的滲吸瓶中,讓水滲吸進入巖心驅替空氣,每隔相同時間間隔讀取液面讀數,并計算滲吸效率[19],直至連續3次測定巖心質量不發生變化時,停止實驗。

(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,讓庚烷滲吸進入巖心驅替空氣,記錄液面讀數,當連續3次測定巖心質量不發生變化時,停止實驗。

(3)均勻瀝青質沉積下先進行庚烷滲吸再進行水滲吸實驗。更換另一塊孔隙度和滲透率相近的巖心,重復上述步驟(1)—(2),不同的是,巖心先放入裝有庚烷的滲吸瓶進行滲吸,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。

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

1.2.4 正、反向驅替實驗

(1)均勻瀝青質沉積下相滲實驗。采用1.2.2節中步驟(1),在實驗巖心中建立均勻瀝青質沉積的基礎上,以0.5 mL/min的恒速向巖心注入模擬地層水驅替原油,當產出端開始見水時,加密產油、水量及注入壓力的記錄次數。當連續3次產油量不變時,再繼續注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)反向注水實驗。當上述步驟(1)完成后,從同一塊巖心的產出端反向注入模擬地層水,記錄驅替過程中注入壓力,當注入壓力穩定后停止實驗。

(3)對比實驗3。不考慮瀝青質沉積,直接向巖心中飽和B型原油(不含瀝青質),然后以0.5 mL/min的恒速向巖心注入模擬地層水驅替原油,當產出端開始見水時,加密產液量記錄次數。當連續3次產油量不變時,再繼續注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)對比實驗4。采用1.2.2節中步驟(4),在實驗巖心中建立非均勻瀝青質沉積的基礎上,以0.5 mL/min的恒速向巖心注入模擬地層水驅替原油,當產出端開始見水時,加密產油、水量及注入壓力的記錄次數。當連續3次產油量不變時,再繼續注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;然后重復步驟(2)進行反向注水實驗。

2 實驗結果與分析

2.1 均勻瀝青質沉積特征

為了評價真空飽和法在巖心中建立的瀝青質沉積的均勻性,分別測定了巖心前、中和后部的有機碳含量(TOC)和巖心密度,并對比了采用常規原油注入法飽和巖心時產生的非均勻瀝青質沉積。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塊巖心中均產生了瀝青質沉積。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,極易產生不均勻的瀝青質沉積現象,即入口附近瀝青質沉積量最大,而中、后部瀝青質沉積量降低,這也與LEI[21]和WEI等[22]研究結論一致。但由于出口附近的末端效應,毛細管壓力突變,造成原油平衡性破壞,導致瀝青質再次析出,使得出口附近的瀝青質沉積量大于中部的瀝青質沉積量。綜上可以看出,采用真空飽和法在巖心中建立的瀝青質沉積量更大,且更加均勻,為后續均勻瀝青質沉積影響下的滲流特征研究提供了基礎。

圖2 均勻與非均勻瀝青質沉積下不同位置巖心TOC及密度對比

2.2 均勻瀝青質沉積下流體滲流特征

2.2.1 自發滲吸特征

原油中瀝青質在巖心中產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驗,明確瀝青質沉積對不同潤濕相滲吸的影響機理。為了簡化實驗并聚焦單因素變量產生的效果,滲吸實驗中巖心均先飽和空氣,即被驅替相為空氣,一方面因為相對于油水而言,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驗,不用對第1種介質滲吸后的巖心做過多清洗,提高了實驗連續性。

圖3為滲吸介質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)明顯低于瀝青質沉積前(藍色圓點),而巖心4#(即瀝青質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沉積對巖石潤濕性和滲透率的傷害。而當瀝青質沉積后巖心表面如果先接觸庚烷,則會進一步降低水的滲吸效率和滲吸速率。這是因為瀝青質在巖石表面沉積后將會使潤濕性向親油方向轉變,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潤濕性進一步偏向油濕,導致水的滲吸效率和滲吸速度大幅降低。

圖3 不同滲吸介質不同滲吸歷程下的滲吸效率對比

而圖3(b)則表明瀝青質沉積也會對庚烷滲吸產生影響,但滲吸歷程的差異(即瀝青質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。這主要是因為相比于水而言,庚烷的密度和黏度較低,導致庚烷的滲吸速率更快,滲吸體積也更大。此外,當瀝青質發生沉積后先用水滲吸,巖石潤濕性并不會發生較大改變,相比于庚烷,水仍然是非潤濕相,當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生明顯改變。綜上可以看出,在油藏水驅過程中,未被水淹的原油區如果發生瀝青質沉積將會對后續水驅產生較大影響,而已經被水波及過的水淹區如果發生瀝青質沉積,對原油滲吸的影響相對較小。

2.2.2 驅替壓力變化特征

當巖心中產生瀝青質沉積后,會造成注入壓力的劇烈變化。注入壓力的變化又能進一步反映巖心中流體滲流特征的變化。因此,通過對比均勻瀝青質沉積(6#)、無瀝青質沉積(7#)及非均勻瀝青質沉積(8#)影響下的水驅及反向水驅注入壓力的變化(圖4)可以看出,在非均勻瀝青質沉積實驗(對比實驗4,藍色實線)中,當原油從巖心8#端面注入時,注入壓力隨原油注入體積的增加呈現出3個階段的變化,即當注入體積小于0.9倍孔隙體積時,注入壓力先緩慢增加;當注入0.9～2.2倍孔隙體積時,注入壓力快速增大;當注入大于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定,但對于含瀝青質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力的變化,以及孔喉迂曲度對原油驅替力的影響,致使原油平衡性發生破壞,瀝青質顆粒析出并沉積,導致后續注入原油的阻力持續增大[23]。此階段反映出原油流動動力效應與瀝青質沉積之間的動態平衡關系。

圖4 正、反向水驅注入壓力變化及瀝青質沉積傷害方式

由圖4還可以看出,非均勻瀝青質沉積下水驅油穩定后的注入壓力(對比實驗4,紅色實線)與無瀝青質沉積下水驅油穩定后的注入壓力(黃色實線)存在明顯壓差,這段壓差可以認為是由原油中瀝青質沉積而產生的傷害所致(簡稱“沉積傷害”)。同時,當正向水驅后進行反向水驅時發現,反向水驅穩定時的注入壓力(綠色實線)明顯低于正向水驅穩定時的注入壓力,這是因為反向注水能夠緩解因瀝青質沉積引發的孔喉堵塞,這一結論也與陳龍龍等[24]的研究結果一致。但反向水驅穩定時的注入壓力與無瀝青質沉積下水驅油穩定后的注入壓力(黃色實線)仍存在一定壓差,產生壓差的原因主要是瀝青質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,通過對比均勻瀝青質沉積下正向和反向水驅穩定后的注入壓力(紅色和綠色虛線)可以看出,瀝青質沉積引發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。說明非均勻瀝青質沉積的傷害方式以孔喉堵塞為主,而均勻瀝青質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生的壓差占總傷害產生壓差的比例可以得到,非均勻瀝青質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%;而均勻瀝青質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瀝青質沉積前后巖心滲透率(表3)變化可知,巖心1#和6#(均勻瀝青質沉積)瀝青質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#(非均勻瀝青質沉積)滲透率降低比例則達到23.87%和19.04%。說明均勻瀝青質沉積雖然在巖心中瀝青質沉積量大,但沉積后對巖心絕對滲透率的傷害程度卻相對較小,而非均勻瀝青質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沉積下的傷害方式有關,即非均勻瀝青質沉積的傷害方式以孔喉堵塞為主,而均勻瀝青質沉積的傷害方式則以表面沉積為主。

表3 瀝青質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JBN方法可以分別計算出均勻瀝青質沉積(巖心6#)、無瀝青質沉積(巖心7#)和非均勻瀝青質沉積(巖心8#)下的油水相對滲透率(圖5)。從圖中對比無瀝青質沉積下的兩相相對滲透率曲線(藍色)可知,當巖心中產生瀝青質沉積后,油水相對滲透率曲線的兩相區變窄,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。進一步通過對比均勻與非均勻瀝青質沉積下的兩相相滲曲線可知,均勻瀝青質沉積下相滲曲線(紅色)的兩相區進一步向左收縮變窄,殘余油飽和度和油相相對滲透率進一步降低,水相相對滲透率進一步增大,但由于均勻瀝青質沉積量較大,造成巖心孔喉體積下降,導致最大水相相對滲透率降低。說明瀝青質沉積也會對油水兩相相對滲透率產生較大影響,而均勻瀝青質沉積對兩相相對滲透率的影響程度明顯大于非均勻瀝青質沉積。這主要是因為,均勻瀝青質沉積雖然沉積量較大,但產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變,導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生流動。

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

2.3 數值模擬開發效果對比

油藏開發中瀝青質在儲層中產生沉積,勢必會對開發效果產生很大影響。采用黑油模型,通過調整模型中絕對滲透率和相對滲透率曲線來實現瀝青質沉積對儲層傷害的影響,評價均勻瀝青質沉積和非均勻沉積下的油藏開發效果。

2.3.1 模型參數

為準確評價瀝青質不同沉積方式對注水開發的影響,去除其他因素的干擾,在結合目標油藏實際參數的基礎上,建立了長×寬×高為800 m×800 m×45 m的機理模型,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,另一口為生產井,注水井的注入量設定為145 m3/d,而生產井則以定壓模式生產,井底壓力限定為11 MPa。采用底部注水、頂部采油的方式,模擬一次水驅的開發過程。

為了模擬瀝青質沉積影響下的開發效果,分別設計了4組模擬方案。

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

B方案:采用圖5中的無瀝青質沉積下的相對滲透率曲線(藍色),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驗中滲透率降低幅度,設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中的均勻瀝青質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中的均勻瀝青質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 模擬結果對比

通過對比4種方案下不同開發指標隨生產時間的變化(圖6)可知,由于瀝青質沉積造成油水相對滲透率的改變,將會導致超過一半以上的油井產能損失(圖6(a)),累積產油量由22.1×106m3降至10.5×106m3。與相對滲透率的改變相比,瀝青質沉積造成的絕對滲透率降低對油井產能的影響可以忽略不計。由圖6(b)和圖6(c)可以看出,瀝青質沉積導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),將會導致見水時間提前至少10 a,且累積產水量增大一倍,這與2.2.3節的實驗結果一致。同時注水壓力的大幅提高,也進一步說明瀝青質沉積不利于注水開發,后期注水將越來越困難。

根據前述(2.2.2節)實驗結果可知,當原油注入巖心,并在孔喉中流動時,瀝青質就會從原油中析出并產生沉積,因此油藏開發中瀝青質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生影響。如果僅考慮瀝青質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,則會造成模擬結果出現很大偏差,做出錯誤判斷。因此,在實際模擬中應同時考慮瀝青質沉積造成的絕對滲透率和油水相對滲透率的變化。

3 結 論

(1)瀝青質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生明顯影響。

(2)瀝青質沉積引發的傷害分為孔喉堵塞和表面沉積兩種,非均勻瀝青質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,而均勻瀝青質沉積的傷害方式則以表面沉積為主,占比達到74.2%。

(3)相比非均勻瀝青質沉積,均勻瀝青質沉積在巖心中的瀝青質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,主要表現為兩相區向左收縮變窄,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)瀝青質沉積造成的相對滲透率的改變對油井產能的影響遠大于瀝青質沉積造成的絕對滲透率降低對油井產能的影響,將會導致超過一半以上的油井產能損失,還會帶來見水時間提前、注水壓力大幅提高、開發初期采油速度大幅降低等問題。