特低渗透轻质油藏热水驱提高采收率试验研究

2019-04-01任耀宇罗鹏飞刘以胜

非常规油气 2019年1期

任耀宇，张弦，罗鹏飞，刘以胜，陈鑫

(1.吉林油田分公司乾安采油厂，吉林松原 131400； 2.东北石油大学石油工程学院，黑龙江大庆 163318； 3.中国石油辽河油田分公司锦州采油厂，辽宁盘锦 124000；4.中国石油中东公司，北京 100120)

高52区块储层物性较差，平均孔隙度为10.3%，平均渗透率为0.47 mD，原油密度低、黏度低，气油比高，凝固点高[1-4]。目前采用常规注水技术已很难进一步提高原油采收率[5-9]，一方面，该区块见水井含水上升快，动态表现为暴性水淹，且见水方向不易判断；另一方面，注入水沿高渗条带单向驱替，注水单向驱替现象严重。为此，开展特低渗透轻质油热水驱驱油试验研究，对挖掘该区块油田剩余油潜力、改善开发效果具有重要现实意义[10-14]。

热水驱提高采收率的机理主要表现在3方面：①降低原油黏度、改善流度比；②引起地层流体和岩石的热膨胀；③降低残余油饱和度、改善相对渗透率[15-17]。相关研究表明，热水驱提高采收率幅度与渗透率的分布有关，热水驱替过程中会形成4种物理性质不同的流体，分别是蒸发组分、热水、冷水、冷凝组分，在驱替前缘主要是蒸馏产物和冷水组成的混合物，其膨胀降黏的作用随着孔隙和喉道半径的变化而改变[18-19]。对于轻质油藏，降黏、蒸馏、热力学膨胀以及相对渗透率的变化是影响热水驱采收率的关键因素。

1 温度对岩石孔隙度和渗透率的影响

试验用岩心为高52天然岩心，在不同温度下充分保温后，室温下测试其气测孔隙度和气测渗透率值，结果如图1所示。由试验结果可知，在测试的温度范围内，随着温度的升高，储层岩石孔隙度和渗透率整体呈增大的趋势。温度为80～100 ℃时，岩心渗透率增加幅度较大。

图1 孔隙度与渗透率随温度变化趋势Fig.1 The trend of porosity and permeability with increasing temperature

为了观察岩心在不同温度下的孔隙结构变化，试验使用电镜扫描仪，将高52区块天然岩心敲碎处理后，进行定位点的电镜扫描，比较不同温度热水浸泡3 d后的状态，试验结果如图2所示。

图2 不同温度热水浸泡对岩心孔隙大小的影响Fig.2 SEM images of core after different hot water flood

不同温度下测得同一岩心的孔喉半径变化见表1。通过电镜扫描观测证明，随着温度的升高，储层岩石孔喉半径略有增大。当温度从20 ℃增加到60 ℃时，孔喉半径增加1.10 μm；继续增加温度至100 ℃时，孔喉半径增加0.11 μm。因此，温度升高，岩心孔喉半径增大，但增幅不明显。分析认为，虽然孔喉颗粒间存在一定的膨胀空间，但由于颗粒间的相互挤压影响了颗粒的有效膨胀，因此升温使得孔喉半径变小的现象并不明显；而升温使得岩石矿物中含有的水分不断析出，孔喉半径不断增大，该影响明显大于温度对颗粒膨胀的影响，因此当温度不断升高时，孔喉半径略有增大。

表1 岩心孔喉半径随温度的变化Table 1 Pore size at various temperatures

2 温度对原油黏度的影响

试验用油样为高52区块特低渗透油层脱气原油。采用HAAKE RS600流变仪(剪切速率：9.991/s)测定常压下不同温度的原油黏度，测试结果如图3所示。

图3 不同温度下的原油黏度Fig.3 The viscosity of the crude oil at various temperatures

从图中黏温关系曲线可以看出，随着温度的增加，高52区块原油黏度逐渐降低，表现出温度与黏度之间的强敏感性。当温度从20 ℃增加到120 ℃时，黏度从3.7 mPa·s降低到1.1 mPa·s；当温度高于120 ℃以后，原油黏度降幅较小。尽管这种加热降黏的效果不如稠油加热降黏的效果明显，但是对于特低渗透油藏来说，黏度降低在一定程度上可以降低油水流度比。因此，减小原油在油层中的渗流阻力，促进原油在地层中的流动，对提高采收率有一定的效果。

3 温度对热膨胀作用的影响

高52区块地层水水型为CaCl2型，总矿化度为21 000 mg/L，试验用水样是按该区块地层水数据配制而成的模拟地层水。试验用油样取自高52区块，为岩样对应层位未被污染的原油，经脱水脱气处理。试验分别将油样和水样装入容器管中，装配好测试仪主体，升高温度，测试不同温度下的高52区块油样和水样的热膨胀系数。

高52区块原油在常压和地层压力下，不同温度条件下的膨胀率和热膨胀系数测试结果如图4所示。由图中可以看出，随着温度的升高，原油膨胀率逐渐增大。温度从40 ℃升高至100 ℃时，常压下膨胀率由0.712%增加至5.42%，地层压力下膨胀率从0.56%增加至4.56%。可见，在热水驱过程中，随着温度的升高，油藏流体具有一定的膨胀能量，这种膨胀显然对驱油是有利的。因此，热水驱过程中原油体积膨胀对采收率有一定的贡献。

图4 不同温度下高52油样的热膨胀系数和膨胀率Fig.4 Thermal swelling factor and thermal swelling ratio of Gao52 crude oil at various temperatures

高52区块水样在地层压力条件下，不同温度的膨胀率和热膨胀系数的变化规律如图5所示。由试验结果可知，地层水的膨胀率和膨胀系数在测试温度范围内均呈现增大的趋势，但膨胀系数的增幅随温度的升高逐渐减小。地层水的膨胀率和膨胀系数均显著小于地层原油的膨胀率和膨胀系数。

图5 地层水膨胀系数及膨胀率变化Fig.5 Thermal swelling factor and thermal swelling ratio of Gao52 formation water at various temperatures

4 温度对原油蒸馏作用的影响

试验用油样取自高52区块，试验用水样为模拟地层水。连接测试所用仪器及设备流程；然后向容器中分别加入一定量的测试样品，密封后打开烘箱，加热到预定温度后保持恒温，在不同时间点收集冷凝析出的馏分，记录馏分体积；最后用色谱仪分析不同时间点收集的馏分。试验设备主要为色谱分析仪和恒温箱。试验研究了高52区块轻质油蒸馏馏分的质量收率(质量分数)关系以及不同温度下蒸馏组分的变化。

采用色谱分析仪测试100 ℃常压下纯油(40 mL)、油/水混合体系(40 mL)在不同蒸馏时长下的馏出物组分情况。不同蒸馏时间下各馏出组分所占百分数如图6所示。试验结果表明，蒸馏时间为2 h的馏出物主要为C2～C20的烃类，蒸馏时间为18 h的馏出物主要为C6～C17的烃类，累计所占比例在94.3%～97.2%。100 ℃常压下蒸馏后，组分百分数分布曲线差异较大，说明体系是否存在水分会对蒸馏结果产生较大的影响。图6中不含水的纯油体系蒸馏产物均形成一个明显的尖峰，含水体系馏出物组分波峰较缓。而在体系含水的情况下，水蒸气的产生有利于带出较重的烃类组分，使馏出物中重烃组分含量增加。

图6 纯油与油/水混合体系蒸馏组分对比Fig.6 Distilled fractions of oil and oil/water

对比纯油体系在不同蒸馏时间的组分如图7所示。从图中可以看出，纯油体系在整个蒸馏过程中的馏分主要集中在C6～C11，组分百分数变化趋势较为接近。

对比油/水混合体系在不同蒸馏时间的组分如图8所示。从图中可以看出，100 ℃常压下蒸馏油/水混合体系，4 h时的馏出物中C5～C12所占比例最高。随着蒸馏时间的增加，水蒸气带出C9以上的较重烃类组分所占的比例逐渐增多。

试验持续进行24 h，由试验观察到纯油体系蒸馏24 h后基本看不到明显的馏出物冷凝析出，同时油/水混合体系在蒸馏24 h后也基本看不到明显的馏出物冷凝析出。说明在100 ℃常压下，蒸馏作用主要发生在热力条件下的初期，随着时间的增加，由于存在热损失的影响导致蒸馏作用产生的效果变差。

热水驱过程中，随着热水的不断注入，油藏中的轻质油受热发生蒸馏作用，部分轻质油受热挥发，形成蒸汽状的流体。该蒸汽状流体与轻质油之间的物性差异较小，有效地避免了高黏油带的形成，促进流体在油层中的流动。

图7 纯油体系不同蒸馏时间组分对比Fig.7 Distilled fractions of oil with different distillation duration

图8 油/水混合体系不同蒸馏时间组分对比Fig.8 Distilled fractions of oil/water with different distillation duration

5 注热水对相对渗透率的影响

试验用岩心和原油均取自高52区块，试验用水为模拟地层水。试验采用室内物理模拟试验装置模拟高52区块特低渗透油藏注热水的过程，研究了注热水对特低渗轻质油藏油水相对渗透率的影响。

试验测得不同温度条件下的油水相对渗透率变化曲线如图9所示。由图中可以看出，随着温度的升高，相渗曲线整体向右偏移。在同一含水饱和度条件下，随着温度的升高，油相相对渗透率增大，水相相对渗透率减小。这是因为温度升高能显著提高岩心的亲水性，导致束缚水饱和度增大、可流动水减少，同时原油黏度下降、油膜变薄、可流动油增加。注热水能够在一定程度上改善油、水的渗流特性，使油藏更加亲水，残余油饱和度降低，提高最终采收率。因此热水驱对特低渗透油藏开发具有一定优势。