沥青质沉积方式对油水两相渗流特征的影响

2023-12-06卢二付杨振亚张军强

西安石油大学学报（自然科学版） 2023年6期

卢二付,杨振亚,雷艳,张军强,陈江

(1.中国石油长庆油田分公司第五采油厂,陕西榆林 718606; 2.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院,陕西西安 710018)

引言

针对油藏开发中的沥青质沉积及其伤害,学者开展了大量实验和模拟研究[1-3],但大多实验研究主要是通过对比岩心在沥青质沉积前后的物性变化,以及产出油物性与原始原油物性的变化来研究沥青质沉积特征和评价储层伤害程度[4-8]。数值模型的建立也是基于实验所取得的成果[9-11]。但由于原油在岩心中流动时产生的是局部、非均匀的沥青质沉积,这就导致实验结果具有很大的偶然性和较差的重复性[12]。虽然油藏中沥青质沉积也是随机和非均匀的,但岩心尺度下获得的非均匀沥青质沉积势必无法代表整个储层,如果将岩心尺寸下非均匀沥青质沉积的实验结果用于油藏尺度下的数值模拟,也必将会产生错误的结论[13-14]。同时,非均匀沥青质沉积下测量的流量和压力数据也无法有效转换为数值模拟时可用的相对渗透率数据。因此,获取均匀沥青质沉积下的相关实验数据对于全面了解沥青质沉积特征及其所产生的伤害具有重要意义。笔者采用自主研发的真空饱和原油装置,在岩心中建立均匀沥青质沉积的基础上,开展渗吸实验、岩心驱替实验和相对渗透率测定实验,对沥青质沉积造成储层伤害机理及流体渗流特征进行研究,并将实验结果用于数值模拟,明确沥青质沉积对油井产能的影响。研究成果为沥青质油藏的高效开发提供参考和借鉴。

1 实验内容

1.1 实验材料

1.1.1 实验岩心

实验岩心取自鄂尔多斯盆地陕北油区的取样岩心,从中选取孔隙度和渗透率相近的若干块岩心开展后续实验。岩心平均孔隙度为20.22%,平均渗透率为111.2×10-3μm2,表1为实验岩心基本参数及其每块岩心所开展的实验类型。

表1 实验岩心基本物性及实验类型

1.1.2 实验流体

实验中所用原油分为有沥青质的A型原油和去除沥青质后的B型原油,两种原油基本物性见表2。其中,沥青质含量测定方法依据石油天然气行业标准NB/SH/T 0509—2010《石油沥青质四组分测定方法》[15],而原油中沥青质的去除方法采用Struchkov等[16]提出的戊烷冲洗法。

表2 实验原油基本物性参数

实验中所用地层水为按照目标储层地层水所含矿物类型及含量复配的等矿化度盐水。目标储层地层水水型为NaHCO3型,总矿化度为23 210 mg/L。复配地层水密度和黏度(25 ℃)分别为1.025 g/cm3和1.35 mPa·s。

实验中所用庚烷为购买的商业庚烷溶剂,纯度达到99.9%。

1.2 实验装置及实验步骤

1.2.1 实验装置

本次实验通过开展均匀沥青质沉积实验、自发渗吸实验、驱替及相对渗透率测定实验3种类型的实验来定量测定均匀沥青质沉积影响下的流体渗流特征,其中岩心均匀沥青质沉积实验装置(图1(a))和静态渗吸装置(图1(b))为核心部分。岩心均匀沥青质沉积实验装置(图1(a))主要由3个真空瓶串联而成,其中真空瓶2和3的中下部通过胶皮套相连通,在瓶壁内外接口处均装有防漏胶皮,以增强密封性。静态渗吸装置主要由一个静态渗吸瓶(图1(b))构成,渗吸瓶的最小刻度为0.02 mL,能够实现实时不间断地对渗吸过程进行读数。岩心驱替装置包括高压恒速驱替泵(最小精度达到0.001 mL/min)、岩心夹持器和压力传感器(精度0.01 MPa)。此外,实验装置还包括真空泵(ASM380型,最大真空度为10-9Pa)、磨口三角瓶、抽提器、冷凝器、油水分离器(精度0.001 mL)等。

图1 均匀沥青质沉积实验及静态渗吸实验装置

1.2.2 均匀沥青质沉积实验

(1)实验前分别测定岩心孔隙度和渗透率,然后将岩心放入自主研发的真空瓶胶管内,并将原油与庚烷的混合液倒入真空瓶1中,采用真空泵从真空瓶3对整个体系抽真空,直至真空瓶3中的原油混合液完全淹没岩心后,岩心饱和过程完成,即岩心中均匀沥青质沉积完成。

(2)将饱和原油岩心取出后,放入索氏提取器中用庚烷反复清洗并烘干,由于沥青质不溶于庚烷,沥青质将滞留于岩心中。再次测定清洗烘干后岩心的孔隙度和渗透率。

(3)切割岩心后,采集岩心前、中和后3个部位的岩石样品,采用比重瓶法[17]测定3个位置岩石样品的密度,并依据国家标准GB/T 19145—2003《沉积岩中总有机碳的测定》[18]测定3个位置岩石样品的有机碳含量(TOC)。

(4)对比实验1(非均匀沥青质沉积)。另取一块孔隙度和渗透率相近的岩心,测定其孔隙度和渗透率后,将岩心放入岩心夹持器中,然后以恒速0.1 mL/min从岩心的一端向岩心中注入原油与庚烷混合液,直至出口产油速度与注入速度相近时,岩心饱和原油完成(即非均匀沥青质沉积完成)。

(5)然后重复步骤(2)—(3),测定非均匀沥青质沉积后岩心的孔隙度、渗透率、密度及TOC等参数。

1.2.3 自发渗吸实验

(1)均匀沥青质沉积下先进行水渗吸再进行庚烷渗吸实验。采用1.2.2节中的步骤(1)—(2),在实验岩心中制造均匀沥青质沉积。然后将岩心清洗烘干后,放入装有模拟地层水的渗吸瓶中,让水渗吸进入岩心驱替空气,每隔相同时间间隔读取液面读数,并计算渗吸效率[19],直至连续3次测定岩心质量不发生变化时,停止实验。

(2)将岩心取出后,放入烘箱中干燥,然后再将岩心放入装有庚烷的渗吸瓶中,让庚烷渗吸进入岩心驱替空气,记录液面读数,当连续3次测定岩心质量不发生变化时,停止实验。

(3)均匀沥青质沉积下先进行庚烷渗吸再进行水渗吸实验。更换另一块孔隙度和渗透率相近的岩心,重复上述步骤(1)—(2),不同的是,岩心先放入装有庚烷的渗吸瓶进行渗吸,然后再放入装有模拟地层水的渗吸瓶中渗吸,记录液面读数。

(4)对比实验2。选取一块孔隙度和渗透率相近的岩心,不饱和油,直接进行地层水渗吸实验,然后再开展庚烷渗吸实验。

1.2.4 正、反向驱替实验

(1)均匀沥青质沉积下相渗实验。采用1.2.2节中步骤(1),在实验岩心中建立均匀沥青质沉积的基础上,以0.5 mL/min的恒速向岩心注入模拟地层水驱替原油,当产出端开始见水时,加密产油、水量及注入压力的记录次数。当连续3次产油量不变时,再继续注3倍孔隙体积地层水,并测量残余油饱和度下的水相渗透率[20]。

(2)反向注水实验。当上述步骤(1)完成后,从同一块岩心的产出端反向注入模拟地层水,记录驱替过程中注入压力,当注入压力稳定后停止实验。

(3)对比实验3。不考虑沥青质沉积,直接向岩心中饱和B型原油(不含沥青质),然后以0.5 mL/min的恒速向岩心注入模拟地层水驱替原油,当产出端开始见水时,加密产液量记录次数。当连续3次产油量不变时,再继续注3倍孔隙体积的地层水,并测量残余油饱和度下的水相渗透率。

(4)对比实验4。采用1.2.2节中步骤(4),在实验岩心中建立非均匀沥青质沉积的基础上,以0.5 mL/min的恒速向岩心注入模拟地层水驱替原油,当产出端开始见水时,加密产油、水量及注入压力的记录次数。当连续3次产油量不变时,再继续注3倍孔隙体积的地层水,并测量残余油饱和度下的水相渗透率;然后重复步骤(2)进行反向注水实验。

2 实验结果与分析

2.1 均匀沥青质沉积特征

为了评价真空饱和法在岩心中建立的沥青质沉积的均匀性,分别测定了岩心前、中和后部的有机碳含量(TOC)和岩心密度,并对比了采用常规原油注入法饱和岩心时产生的非均匀沥青质沉积。图2为岩心1#和2#相比于原始岩心中TOC和密度的变化幅度,从图中可以看出,相比于原始岩心,2块岩心3个位置的TOC和密度均有不同程度的增大,说明2块岩心中均产生了沥青质沉积。但岩心1#中3个位置的TOC和密度的增加幅度更大,且3个位置的TOC和密度相对更加均匀,而岩心2#中3个位置的TOC和密度的变化幅度相差较大,其中岩心前部(原油注入端)的增加幅度最大,其次为后部,这说明原油注入法饱和岩心时,极易产生不均匀的沥青质沉积现象,即入口附近沥青质沉积量最大,而中、后部沥青质沉积量降低,这也与LEI[21]和WEI等[22]研究结论一致。但由于出口附近的末端效应,毛细管压力突变,造成原油平衡性破坏,导致沥青质再次析出,使得出口附近的沥青质沉积量大于中部的沥青质沉积量。综上可以看出,采用真空饱和法在岩心中建立的沥青质沉积量更大,且更加均匀,为后续均匀沥青质沉积影响下的渗流特征研究提供了基础。

图2 均匀与非均匀沥青质沉积下不同位置岩心TOC及密度对比

2.2 均匀沥青质沉积下流体渗流特征

2.2.1 自发渗吸特征

原油中沥青质在岩心中产生沉积后会造成岩石润湿性变化,并对油水两相的渗吸特征产生较大影响。采用模拟油(庚烷)开展油水两相不同渗吸历程下的渗吸实验,明确沥青质沉积对不同润湿相渗吸的影响机理。为了简化实验并聚焦单因素变量产生的效果,渗吸实验中岩心均先饱和空气,即被驱替相为空气,一方面因为相对于油水而言,空气均为非润湿相,水(或庚烷)渗吸效果更好,计量精度更高;另一方面能够简化实验,不用对第1种介质渗吸后的岩心做过多清洗,提高了实验连续性。

图3为渗吸介质分别为地层水和庚烷在不同渗吸历程下的渗吸效率对比。从图3(a)可以看出,岩心在沥青质沉积后水的渗吸效率和初始渗吸速率(渗吸效率曲线的斜率)明显低于沥青质沉积前(蓝色圆点),而岩心4#(即沥青质沉积后先庚烷渗吸再水渗吸)的水渗吸效率和渗吸速率(渗吸速率即单位时间内的渗吸效率,渗吸效率曲线的斜率即为渗吸速率)又明显低于岩心3#(即沥青质沉积后先用水渗吸),说明水渗吸效率和渗吸速率的降低分别反映出沥青质沉积对岩石润湿性和渗透率的伤害。而当沥青质沉积后岩心表面如果先接触庚烷,则会进一步降低水的渗吸效率和渗吸速率。这是因为沥青质在岩石表面沉积后将会使润湿性向亲油方向转变,先渗吸庚烷,则岩石表面会先大量吸附庚烷,造成孔隙空间降低的同时还会使润湿性进一步偏向油湿,导致水的渗吸效率和渗吸速度大幅降低。

图3 不同渗吸介质不同渗吸历程下的渗吸效率对比

而图3(b)则表明沥青质沉积也会对庚烷渗吸产生影响,但渗吸历程的差异(即沥青质沉积后岩心先接触水还是先接触庚烷)并不会对庚烷渗吸效率产生明显影响。相比于水渗吸,庚烷的最终渗吸效率明显大于水,且庚烷渗吸速率的变化也更小。这主要是因为相比于水而言,庚烷的密度和黏度较低,导致庚烷的渗吸速率更快,渗吸体积也更大。此外,当沥青质发生沉积后先用水渗吸,岩石润湿性并不会发生较大改变,相比于庚烷,水仍然是非润湿相,当水渗吸后再用庚烷渗吸,庚烷渗吸效率和渗吸速率并不会发生明显改变。综上可以看出,在油藏水驱过程中,未被水淹的原油区如果发生沥青质沉积将会对后续水驱产生较大影响,而已经被水波及过的水淹区如果发生沥青质沉积,对原油渗吸的影响相对较小。

2.2.2 驱替压力变化特征

当岩心中产生沥青质沉积后,会造成注入压力的剧烈变化。注入压力的变化又能进一步反映岩心中流体渗流特征的变化。因此,通过对比均匀沥青质沉积(6#)、无沥青质沉积(7#)及非均匀沥青质沉积(8#)影响下的水驱及反向水驱注入压力的变化(图4)可以看出,在非均匀沥青质沉积实验(对比实验4,蓝色实线)中,当原油从岩心8#端面注入时,注入压力随原油注入体积的增加呈现出3个阶段的变化,即当注入体积小于0.9倍孔隙体积时,注入压力先缓慢增加;当注入0.9～2.2倍孔隙体积时,注入压力快速增大;当注入大于2.2倍孔隙体积时,注入压力随注入体积的增加线性增大。通常注入压力快速增大后会逐渐趋于稳定,但对于含沥青质原油在注入岩心过程中,由于孔喉表面粗糙度差异造成原油渗流剪切应力的变化,以及孔喉迂曲度对原油驱替力的影响,致使原油平衡性发生破坏,沥青质颗粒析出并沉积,导致后续注入原油的阻力持续增大[23]。此阶段反映出原油流动动力效应与沥青质沉积之间的动态平衡关系。

图4 正、反向水驱注入压力变化及沥青质沉积伤害方式

由图4还可以看出,非均匀沥青质沉积下水驱油稳定后的注入压力(对比实验4,红色实线)与无沥青质沉积下水驱油稳定后的注入压力(黄色实线)存在明显压差,这段压差可以认为是由原油中沥青质沉积而产生的伤害所致(简称“沉积伤害”)。同时,当正向水驱后进行反向水驱时发现,反向水驱稳定时的注入压力(绿色实线)明显低于正向水驱稳定时的注入压力,这是因为反向注水能够缓解因沥青质沉积引发的孔喉堵塞,这一结论也与陈龙龙等[24]的研究结果一致。但反向水驱稳定时的注入压力与无沥青质沉积下水驱油稳定后的注入压力(黄色实线)仍存在一定压差,产生压差的原因主要是沥青质在孔壁表面沉积引起的伤害所致,这种伤害无法通过反向注水来改善。此外,通过对比均匀沥青质沉积下正向和反向水驱稳定后的注入压力(红色和绿色虚线)可以看出,沥青质沉积引发的伤害也可以分为孔喉堵塞和表面沉积,但孔喉堵塞造成的压差明显减小,而表面沉积所造成的压差则明显增大。说明非均匀沥青质沉积的伤害方式以孔喉堵塞为主,而均匀沥青质沉积的伤害方式则以表面沉积为主。

通过计算两种伤害方式产生的压差占总伤害产生压差的比例可以得到,非均匀沥青质沉积中孔喉堵塞伤害的比例为64.8%,表面沉积伤害的比例为35.2%;而均匀沥青质沉积中孔喉堵塞伤害的比例仅为25.8%,表面沉积伤害比例则达到74.2%。

2.2.3 渗透率变化

(1)绝对渗透率变化

通过对比均匀和非均匀沥青质沉积前后岩心渗透率(表3)变化可知,岩心1#和6#(均匀沥青质沉积)沥青质沉积前后渗透率变化较小,降低比例仅为6.20%和4.85%,而岩心2#和8#(非均匀沥青质沉积)渗透率降低比例则达到23.87%和19.04%。说明均匀沥青质沉积虽然在岩心中沥青质沉积量大,但沉积后对岩心绝对渗透率的伤害程度却相对较小,而非均匀沥青质沉积虽然在岩心中沉积量相对较小,但沉积后对岩心绝对渗透率的伤害程度更大。这主要与两种沥青质沉积下的伤害方式有关,即非均匀沥青质沉积的伤害方式以孔喉堵塞为主,而均匀沥青质沉积的伤害方式则以表面沉积为主。

表3 沥青质沉积方式对绝对渗透率的伤害

(2)相对渗透率变化

通过常规JBN方法可以分别计算出均匀沥青质沉积(岩心6#)、无沥青质沉积(岩心7#)和非均匀沥青质沉积(岩心8#)下的油水相对渗透率(图5)。从图中对比无沥青质沉积下的两相相对渗透率曲线(蓝色)可知,当岩心中产生沥青质沉积后,油水相对渗透率曲线的两相区变窄,残余油饱和度和油相相对渗透率大幅降低,而水相相对渗透率明显提高。进一步通过对比均匀与非均匀沥青质沉积下的两相相渗曲线可知,均匀沥青质沉积下相渗曲线(红色)的两相区进一步向左收缩变窄,残余油饱和度和油相相对渗透率进一步降低,水相相对渗透率进一步增大,但由于均匀沥青质沉积量较大,造成岩心孔喉体积下降,导致最大水相相对渗透率降低。说明沥青质沉积也会对油水两相相对渗透率产生较大影响,而均匀沥青质沉积对两相相对渗透率的影响程度明显大于非均匀沥青质沉积。这主要是因为,均匀沥青质沉积虽然沉积量较大,但产生的伤害主要以表面沉积为主,这会加剧孔壁表面润湿性向偏油性转变,导致原油流动能力大幅降低,而水相成为非润湿相,主要在孔喉中间流动,受含油饱和度的影响较小,并能在较小的含水饱和度下产生流动。

此外,由于非均匀沥青质沉积对岩心的伤害以堵塞孔喉为主,导致产油产水的连续性较差,获得的相渗曲线(绿色)出现明显的锯齿形状。同时,还会导致多次测量的同一块岩心的相对渗透率曲线的重复性很差,无法代表沥青质沉积影响下的相渗曲线,更无法用于后期数值模拟。

2.3 数值模拟开发效果对比

油藏开发中沥青质在储层中产生沉积,势必会对开发效果产生很大影响。采用黑油模型,通过调整模型中绝对渗透率和相对渗透率曲线来实现沥青质沉积对储层伤害的影响,评价均匀沥青质沉积和非均匀沉积下的油藏开发效果。

2.3.1 模型参数

为准确评价沥青质不同沉积方式对注水开发的影响,去除其他因素的干扰,在结合目标油藏实际参数的基础上,建立了长×宽×高为800 m×800 m×45 m的机理模型,纵向上分为3个小层,每个小层平面渗透率和垂向渗透率相等,具体模型参数见表4。在油藏平面上两个对角处分别部署2口井,一口为注水井,另一口为生产井,注水井的注入量设定为145 m3/d,而生产井则以定压模式生产,井底压力限定为11 MPa。采用底部注水、顶部采油的方式,模拟一次水驱的开发过程。

为了模拟沥青质沉积影响下的开发效果,分别设计了4组模拟方案。

A方案:采用图5中的无沥青质沉积下的相对渗透率曲线(蓝色)及岩心初始绝对渗透率(即未修改渗透率);

B方案:采用图5中的无沥青质沉积下的相对渗透率曲线(蓝色),但储层绝对渗透率则修改为岩心初始渗透率的90%(考虑储层中渗透率降低幅度小于岩心实验中渗透率降低幅度,设定绝对渗透率的伤害为10%,即只修改绝对渗透率);

C方案:采用图5中的均匀沥青质沉积下的相对渗透率曲线(红色),绝对渗透率采用岩心初始渗透率(即只修改相对渗透率);

D方案:采用图5中的均匀沥青质沉积下的相对渗透率曲线,储层绝对渗透率则修改为岩心初始渗透率的90%(即同时修改相对渗透率和绝对渗透率)。

2.3.2 模拟结果对比

通过对比4种方案下不同开发指标随生产时间的变化(图6)可知,由于沥青质沉积造成油水相对渗透率的改变,将会导致超过一半以上的油井产能损失(图6(a)),累积产油量由22.1×106m3降至10.5×106m3。与相对渗透率的改变相比,沥青质沉积造成的绝对渗透率降低对油井产能的影响可以忽略不计。由图6(b)和图6(c)可以看出,沥青质沉积导致油水相对渗透率和绝对渗透率同时变化时(即同时修改绝对和相对渗透率),将会导致见水时间提前至少10 a,且累积产水量增大一倍,这与2.2.3节的实验结果一致。同时注水压力的大幅提高,也进一步说明沥青质沉积不利于注水开发,后期注水将越来越困难。

根据前述(2.2.2节)实验结果可知,当原油注入岩心,并在孔喉中流动时,沥青质就会从原油中析出并产生沉积,因此油藏开发中沥青质沉积不仅仅会在近井地带造成伤害, 还会对整个储层的物性产生影响。如果仅考虑沥青质沉积对储层绝对渗透率的降低,而未考虑相对渗透率的变化,则会造成模拟结果出现很大偏差,做出错误判断。因此,在实际模拟中应同时考虑沥青质沉积造成的绝对渗透率和油水相对渗透率的变化。