程柯?lián)P，戚志林，田 杰，嚴文德，黃小亮，黃詩文

（1.東北石油大學石油工程學院，黑龍江大慶163318；2.重慶科技學院石油與天然氣工程學院，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)生強烈的物理和化學作用，引起一系列的反應[5-7]。巖石顆粒和膠結物的溶解，黏土礦物的變化，瀝青質的沉積，對儲層的孔隙類型、孔隙大小、孔喉分布等微觀參數(shù)產生影響，宏觀上表現(xiàn)為儲層孔隙度、滲透率和巖石潤濕性等物性參數(shù)變化[8-11]。前人主要通過巖心分析、測井解釋、室內實驗和流體分析等方法研究注蒸汽前后儲層參數(shù)的變化規(guī)律，而對于蒸汽吞吐過程中儲層參數(shù)的變化及預測研究較少[12-18]。HJ 油田地層膠結疏松，成巖性差，原油黏度高，高輪次蒸汽吞吐后儲層物性變化規(guī)律復雜，汽竄通道網狀發(fā)育，現(xiàn)有抑制汽竄堵劑適應性差，影響了該油田的蒸汽吞吐開發(fā)效果。為此，該文依據(jù)油田實際地質及流體參數(shù)和注汽參數(shù)進行理論計算和實驗參數(shù)設計，在此基礎上開展了單井蒸汽吞吐一維物理模擬實驗和潤濕性測定實驗。實驗描述了蒸汽吞吐輪次與儲層物性的關系，建立了儲層孔隙度和滲透率大小預測的新方法，可為蒸汽吞吐過程中儲層參數(shù)監(jiān)測和采收率的提高提供理論依據(jù)。

1 儲層變化規(guī)律實驗方案設計

1.1 實驗參數(shù)設計

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

沖刷倍數(shù)是指單位體積地層內累計通過水相（蒸汽+熱水）的體積。HUANG 等[19]考慮稠油油藏蒸汽驅過程中比容和油水流度比的變化，根據(jù)滲流力學、熱力學和熱傳導理論建立的油層沖刷倍數(shù)計算模型如式（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為蒸汽注入冷水當量速率，g/s；t為累計注入時間，s；ts為蒸汽腔擴展到r處截面的時間，s；Swf為蒸汽驅前緣含水飽和度；Sw為t時刻距井筒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為蒸汽腔內水相密度，kg/m3；ρw為熱水密度，kg/m3；Ai、B為相對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)。

研究對象為J151 和J117 兩口井，其中J151 井的研究區(qū)域為正韻律儲層，分上下兩個小層，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)域為復合韻律儲層，共5 個小層，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嵯禂?shù)為1.51 W/（m·K）、頂?shù)谉釘U散系數(shù)為1.33×10-6m2/s。對該區(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。從計算結果可見，各小層在每個輪次吞吐后，地層內各點沖刷倍數(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，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，而遠處則是熱水以及未加熱區(qū)，蒸汽的比容遠大于熱水，故而距離井筒近的地方，經受蒸汽+熱水的沖刷，而較遠的地方只有熱水的沖刷。同時從計算結果中可見，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，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)，運用油層沖刷倍數(shù)計算模型對填砂管尺度下的沖刷倍數(shù)進行計算，確定單井蒸汽吞吐一維物理模擬實驗的周期注入量。實驗填砂管基本參數(shù)見表2，填砂管長度為100 cm，直徑為38 cm。

表2 實驗填砂管的參數(shù)Table 2 Parameters of sand-packs in experiment

1.2 實驗材料與設備

實驗中所用稠油為我國中部HJ 油田所取脫水原油，原油黏溫關系見表3。礦場砂樣取自J151 和J117兩口井。

表3 原油樣品黏溫關系Table 3 Viscosity-temperature relationship of crude oil samples

設備主要包括DSA100 型接觸角測量儀和實驗室自制的稠油一維物模實驗裝置。單井蒸汽吞吐一維物模實驗裝置見圖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驗裝置示意圖Fig.2 One-dimensional physical model experiment equipment of steam stimulation by single well

1.3 實驗方法與步驟

1.3.1 儲層孔滲測定實驗

實驗模擬單井蒸汽吞吐生產過程，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)計算滲透率，具體實驗步驟如下：

1）采用礦場實際砂樣充填填砂管，計算填砂管孔隙度和滲透率，并飽和油。

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

3） 重復上述吞吐過程，直至達到實驗設計要求。

4）對實驗記錄數(shù)據(jù)整理和計算，分析孔隙度和滲透率變化情況。

1.3.2 儲層潤濕性測定實驗

由于地層巖心散碎不成形，實驗采用填砂管進行實驗材料預處理，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，按照設計流量進行蒸汽吞吐實驗，達到一定輪次后，取出入口處的巖樣作為潤濕性測試待測樣品。利用DSA100 型接觸角測量儀測定水在巖樣上的靜態(tài)接觸角，具體測試步驟如下：

1）將干燥后的巖樣通過紅外壓片機壓制成片狀。

2）將片狀巖樣置于測量儀的測量臺上，通過測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，通過計算機圖像處理系統(tǒng)確定接觸角。

2 實驗結果與分析

2.1 高輪次吞吐儲層孔滲變化特征

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

式（4）—式（5）中：Iφ為孔隙度增長率，%；IK為滲透率增長率，%；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率與吞吐輪次的關系曲線見圖3。從圖中可以發(fā)現(xiàn)，各小層孔隙度增長率呈現(xiàn)較為一致的規(guī)律。J151 井兩個小層的孔隙度增長率在第2個注汽輪次出現(xiàn)拐點，之后增速放緩，蒸汽吞吐9 個輪次后孔隙度增長率分別為13.66%和12.01%。對比兩個小層孔隙度增長率與吞吐輪次的關系曲線可以看出，同一個注汽輪次內兩個小層的孔隙度增長率不同，9 個輪次后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 個小層的孔隙度增長率在第4 輪次出現(xiàn)拐點，Ⅲ5-61層的孔隙度增長率在第2 輪次出現(xiàn)拐點，拐點之前增加較快，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率分別為0.96 %、11.55 %、13.45 %、4.31 %和11.68%。對比5 個小層孔隙度增長率與吞吐輪次的關系曲線發(fā)現(xiàn)，Ⅲ5-61層孔隙度增長率變化幅度較小，Ⅲ5-63層的孔隙度增長率變化幅度最大，Ⅲ5-62層孔隙度增長率在第16輪次后才不再變化。出現(xiàn)這個現(xiàn)象的原因是蒸汽吞吐初期巖石骨架和黏土礦物溶解產生的細小顆粒被大量帶出，使孔隙變寬，增大了儲層孔隙度。隨蒸汽吞吐輪次的增加，被蒸汽帶出的細小顆粒逐漸減少，儲層孔隙度將不再變化。不同小層孔隙度增長率增大程度不同的原因是儲層基礎物性和蒸汽周期注入量的不同，影響了“水—巖”反應的程度，從而導致高輪次吞吐后儲層孔隙結構存在差異。綜合兩口井的填砂管實驗結果發(fā)現(xiàn)，對于一個特定地層，每個輪次的注汽量是影響儲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 各小層孔隙度增長率與吞吐輪次關系曲線Fig.3 Relationship between porosity growth rate and steam stimulation cycles of each layer

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

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

2.2 蒸汽吞吐儲層孔滲預測

從前面的實驗數(shù)據(jù)可見，各填砂管中蒸汽驅掃過的區(qū)域內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層參數(shù)之間的普適性關系。鑒于此，將各填砂管的實驗數(shù)據(jù)繪制在同一個圖中，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)的常用對數(shù)和孔隙度增長率具有較好的相關性。

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

擬合沖刷倍數(shù)和孔隙度增長率之間的關系得到如下關系式：

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層孔隙度增長率。

而滲透率增長率與沖刷倍數(shù)之間關系擬合情況相對較差，原始滲透率不同時，滲透率增長率與沖刷倍數(shù)的關系曲線之間相差較遠，說明原始滲透率對于滲透率增長情況有一定影響。為描述蒸汽的長期沖刷對油田儲層滲透率的影響，以沖刷倍數(shù)的常用對數(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率與沖刷倍數(shù)的常用對數(shù)圖見圖6。依據(jù)油層原始滲透率以及沖刷倍數(shù)的常用對數(shù)數(shù)值，查得的對應斜線，即可確定不同時間滲透率的增長率。

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

2.3 高輪次吞吐儲層潤濕性變化特征

稠油的膠質、瀝青質含量較高，這些極性物質吸附在巖石顆粒表面使巖石的潤濕性為親油特性[20-24]。由于稠油具有非常強的溫敏性，高溫蒸汽的不斷沖刷油層，巖石顆粒表面的極性物質將不斷解除吸附，同時由于黏土礦物成分的改變，巖石的潤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，瀝青質沉積使巖石又表現(xiàn)出較強的親油性，同時改變了儲層的孔隙結構。

J151 井巖樣不同吞吐輪次靜態(tài)接觸角測定見圖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，說明親油性變弱。吞吐3、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)潤濕反轉現(xiàn)象。從實驗結果中發(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。

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 結論

1）在蒸汽吞吐一維物理模擬實驗中，研究儲層的滲透率和孔隙度均有不同程度的增大，儲層潤濕性向親水性轉變。

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層物性之間的普適性關系。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)與儲層孔滲變化率之間具有較好的相關性。

3）以實驗實測結果為依據(jù)，建立了油層沖刷倍數(shù)與儲層孔隙度增長率之間的關系式，以及油層沖刷倍數(shù)與滲透率增長率之間的關系圖，能夠較好地預測儲層在蒸汽吞吐開發(fā)過程中不同階段的孔滲參數(shù)。

4）由于油層沖刷倍數(shù)與儲層孔滲變化率之間具有較好的相關性，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該油藏的儲層孔滲變化率預測關系式和圖版。