0 引言

稠油、超稠油油藏在我国的储量分布非常丰富。随着常规石油资源的日趋减少，将稠油油藏尽可能多地开采出来是解决我国石油资源短缺问题的方法之一。在稠油开采过程中，不可避免地会造成储层伤害，致使稠油油藏的开采程度大大降低。因此，能够有效降低稠油油藏开发中的储层伤害程度，使稠油油藏最大限度地开采出来，对缓解我国石油资源紧缺具有重大意义。

石红梅等［1］对胜利油田某超稠油区块的开采进行了研究，发现造成超稠油油藏储层伤害的主要因素是储层黏土膨胀、酸碱溶蚀岩石形成的颗粒堵塞孔喉。孟英峰等［2］对柴达木盆地疏松砂岩气层保护进行了研究，在研究分析的基础上评价了气层“五敏”伤害的机理和程度，并结合钻井、完井等各个作业中的工艺特点诊断出气层所存在的伤害机理和类型，提出了疏松砂岩气层预防伤害的措施和建议。辽河油区砂岩稠油油藏属于低成熟、低稳定型油藏，黏土矿物以蒙脱石为主，孔隙结构多为大孔、细喉、不均匀型，在蒸汽吞吐生产中暴露出回采水率低，部分井出砂等问题。于兰兄等［3］对辽河油区稠油开采中的储层保护作了研究，发现由于油层体系原来的物质平衡和能量平衡被打破，引发了一系列的物理、化学变化，从而造成了黏土膨胀、颗粒运移堵塞伤害。汪伟英等［4］对草南超稠油油藏蒸汽热采伤害进行了分析并提出了控制意见。徐义卫［5］对高温强水敏性低渗透稠油油藏开发提出了防治对策，形成了高温防膨的油层保护技术，保证了此类特种油藏的合理开发。徐莎等［6-15］也对稠油油藏开采中的储层伤害进行了研究，得出相近的结论——造成稠油油藏储层伤害的主要因素可以归结为黏土矿物的水化膨胀和机械运移堵塞，即水敏伤害和速敏损害。

前人关于稠油热采中储层伤害机理的研究主要聚焦于水敏和速敏伤害，很少涉及到温度对储层的伤害，因此，本文主要研究了温度变化对储层造成的伤害。针对某区块地质特征，采用传统评价方法和新的评价方法相结合的方式——电镜扫描实验和控制单一变量法，就温度对某区块稠油开采中的伤害机理进行研究分析，为稠油油藏注蒸汽开发提供理论指导。

土狼先是被箭矢打散了心，又见上空一个庞然大物呼嚎而落，立时吓得棕毛倒竖，撒腿便逃，竟转眼消失在了后方的密林中。

1 储层基本特征

某区块储集层胶结疏松，岩性以粉砂岩为主，夹灰质泥岩和砾岩，底部为砂砾岩和含砾泥质砂岩，碎屑岩颗粒磨圆度差，以次棱角状为主，支撑方式主要为杂基支撑，接触关系以点式接触为主，胶结类型以基底胶结和孔隙胶结为主。沉积序列为一套由粗到细的正旋回沉积，砂泥质量分数比较高，为81%。其中，黏土矿物质量分数平均为20%，伊/蒙间层平均质量分数为黏土矿物的87%。岩石碎屑具有不等粒结构，分选性差，反映了水动力条件较强的牵引流沉积特点。以上特征决定了在注蒸汽开采过程存在潜在的速敏、水敏伤害风险，高的泥质质量分数有可能导致高温下黏土矿物的转化，温度对储层的伤害较为严重。

2 温敏性评价实验

实验室配制pH值为7.5、矿化度为5 000 mg/L的标准盐水，在不同温度条件下进行驱替实验，实验结果如图4所示。由图可以看出，随着温度的升高，渗透率整体呈减小趋势。

2.1 实验方法

采用某区块天然岩心进行室内实验。

为了进一步分析高温对储层的伤害机理，在高温条件下进行了黏土高温转化实验。实验温度200℃，pH值10.0，反应时间48 h。实验结果如图3所示（转化过程为 1—2—3）。

采用某区块的天然稠油岩心进行高温和常温下碱敏实验对比，结果如图1所示。图中渗透率比值为不同状态下的渗透率与初始渗透率的比值。

2.2 实验结果及分析

2.2.1 高温、常温碱敏实验

2）在高温条件进行储层岩心黏土转化实验，通过电镜扫描观察高温处理12 h前后的岩心颗粒微观结构，评价分析高温对储层岩心的伤害机理。

②上统主要分布于测区东部南岸—三门江林场之间，东南部大塘口附近及广安—通天岩、柳城凤山摩天岭一带亦有少量分布，岩石地层单位分合山组和大隆组，主要有合山组(P3h)和大隆组(P3d)。

图1 高温、常温条件下的碱敏强度

常温条件下，造成渗透率下降的最主要原因是黏土矿物的水化膨胀，因此渗透率的变化率较为平缓。当矿化度小于2 000 mg/L时，2条曲线呈近似平行关系，常温条件下的渗透率高于高温条件下的渗透率。这是因为随着驱替时间的推移，岩心中的大部分黏土矿物已被彻底水化，而胶结物质在高温下所能释放的固体颗粒有限，故两者呈现出近似平行的趋势。实验表明，在较低矿化度时，高温注蒸汽开采以沥青质为胶结物、胶结疏松的稠油油藏时，将会造成严重的储层伤害。

2.2.2 高温、常温盐敏实验

pH值等于7.5时，采用某区块的天然稠油岩心进行高温和常温下盐敏实验对比，结果如图2所示。

Cubism dramatically influences Williams’writing of poetry,which would be discussed further.

提出了自适应单相重合闸的可变间歇时间控制方案，所提出的算法分析了测量点电压波形的特征，准确地区分了故障本质上是瞬态型还是永久型。在瞬态型的情况下，还确定了精确的次级灭弧时间。利用EMTP中的MODELS对750 kV的架空高压输电线路系统进行了仿真研究。结果表明，所开发的算法在各种故障位置下都具有准确的有效性，可变间歇时间控制算法实现简单，只需借助线路末端的电压瞬变信息。因此，它可以被编码到现有的数字重合闸硬件中使用。

图2 高温、常温条件下的盐敏强度

从图2可以看出，高温和常温条件下，随着矿化度的减小，岩心的渗透率整体呈减小趋势，然而不同温度下所表现出的变化趋势亦有所不同。

从图3可以看出，在高温强碱条件下，蒙脱石由原来的蜂窝状，结合标准盐水中的Na+/K+，逐渐转变成铝氧四面体（AlO4）与硅氧四面体（SiO4）构成的方沸石和形状细小的伊利石。方沸石和伊利石的形成与运移，堵塞了储层中的细小孔喉，直观表现为储层渗透率下降，这与图1中高温强碱驱替实验所得结果基本一致。碱敏实验（见图1）和黏土高温转化实验（见图3）结果表明，高温对储层的伤害较为明显，特别是在地层温度较低的浅层含沥青质稠油油藏的开发中，这种伤害更容易发生。

微服公访本质上说就是调查研究，坚持唯物主义的思想路线和工作路线，而调查研究最忌讲派头、造声势、摆场面。因为是微服，不显身份，是普通社会一员；不要随从，尤显平易近人；不端架子，和百姓零距离，叔叔阿姨、大爷大妈，能听到真话、实话、掏心窝子话，免被假象迷惑。这样的微服公访，让大量的社会实情了然于胸。以往各种汇报、材料、总结一般都是“二手货”，“别人嚼过的馍”，是平面的东西、改造过的东西，不能代替自己的耳闻目睹、亲历亲为。有志于获取真知者，在调查研究问题上是不能偷懒的。

由图1可以看出，高温条件下，岩心对碱液的敏感程度远远高于常温下的敏感程度。高温条件下，当pH值小于10.0时，渗透率随pH值的增大而迅速减小，pH值等于10.0时的渗透率与pH值等于7.0时的渗透率相差 520×10-3μm2，减小了 43.33%；当 pH 值大于10.0时，渗透率随pH值的增大而减小的幅度明显变小，pH值等于10.0时的岩心渗透率与pH值等于13.0时的渗透率相差40×10-3μm2，仅仅相差5.88%。与高温相比，常温下稠油岩心对pH值的敏感程度表现出不同：高温条件下，稠油岩心对碱液敏感程度的拐点出现在pH值等于8.5处，而常温条件下出现在pH值等于10.0处，这表明在高温条件下稠油油藏更容易发生碱敏，即温度对储层的影响较大。这是由于单纯的强碱环境无法满足高岭石、蒙脱石、伊利石、绿泥石等黏土矿物和石英、长石等非黏土矿物发生转化，也很难造成胶结物质——黏土、沥青质的破坏，降低颗粒运移和孔喉堵塞的可能性。然而，强碱环境加上高温条件就促使了高岭石、蒙脱石、伊利石、绿泥石等黏土矿物和石英、长石等非黏土矿物之间发生转化，形成敏感性矿物［16-19］，在高温驱替过程中大量的固相颗粒运移到狭窄孔喉处，产生“架桥”现象，堵塞孔喉，造成渗透率降低，从而影响开采效果。

2.2.3 黏土高温转化实验

1）在高温、常温驱替实验中，保持岩心围压不变，恒速驱替不同pH值的近地层水矿化度（5 000 mg/L）的标准盐水或矿化度不同而pH值为7.5的标准盐水。驱替速度小于临界流速，排除速敏可能造成的伤害。驱替15～20倍孔隙体积的标准盐水，然后停泵老化12 h，测定高温（200℃）和常温（25℃）下的渗透率，分析相同矿化度或酸碱度下温度对储层渗透率的影响。

图3 蒙脱石向方沸石、伊利石转化的微观结构示意

在高温条件下，随矿化度的减小，渗透率表现出整体降低的趋势，但在矿化度3 000 mg/L处呈现出微小波动。这是由于在高温条件下，岩心内部黏土矿物发生了溶解和转化，储层渗流空间暂时性增大。但随矿化度进一步减小，驱替液抑制水化膨胀的能力变差，黏土矿物发生水化膨胀，其水化膨胀速率远远高于黏土矿物的溶解速率，进而出现下降趋势。在某一时段2条曲线出现相交。这是由于高温致使胶结物质中的泥质和沥青质，尤其是沥青质发生破坏，释放出一部分微小颗粒，固体颗粒的分散运移和黏土矿物的水化膨胀，造成储层双重损害，继而呈现出岩心渗透率急剧下降现象，2条曲线出现相交。

小时候，母亲总骂我像块木头，因为我从小不太会说话。她教训我的时候，我总是以一副恶狠狠的表情和她对立，而我的哥哥和妹妹，都是能言善辩的。

2.2.4 不同温度下的驱替实验

在分析储层特征的基础上，通过高温驱替实验和高温黏土处理前后的电镜扫描实验，观察储层对温度的敏感程度及黏土矿物微观变化，分析储层温敏机理。

图4 岩心渗透率随温度的变化情况

在低温（储层温度23℃）条件下，岩心中的沥青质等胶结物质保持了良好的黏滞性，岩心孔喉中自由移动颗粒较少，渗透率保持稳定。当温度继续升高时，渗透率出现直线下降现象，从原来的315×10-3μm2降低到200℃时的9×10-3μm2，渗透率减为原来的1/35。当温度t＞160℃时，渗透率减小的程度有所减缓。这是因为标准盐水在流动过程中，固液界面发生相对滑动，在滑动摩擦力的作用下，孔喉表面的疏松黏土颗粒发生脱落，脱落后的固体颗粒运移到狭窄孔喉处堵塞了孔喉，导致渗透率下降。除此之外，高温导致胶结物质发生破坏，尤其是沥青质的破坏，释放出大量的微小固体颗粒，随流体的注入运移到喉道处，导致部分孔喉失去流通能力［20-22］。与此同时，在高温条件下，储层黏土矿物发生一系列的水岩反应，黏土矿物发生溶蚀作用，且溶蚀作用随温度的升高而加剧，黏土矿物的溶蚀作用增大了流体的渗流空间［23］，而当 160 ℃＜t＜200 ℃时，蒙脱石晶间间距较大，表现出较强的膨胀性。各种效果的互相作用导致孔喉结构变化较小，所以当t＞160℃时，渗透率降低缓慢。

当温度持续升高，超过160℃时，岩心骨架在高温条件下发生溶解转化，结果如图5所示（溶蚀转化过程为1—2—3）。由图可以看出，岩心骨架溶解产生2种结果：一是增大了流体流动空间，宏观表现为渗透率增大；二是骨架溶解、胶结物质遭到破坏所释放出的微小颗粒造成的孔喉堵塞，后者造成的伤害远远大于前者溶解时释放的孔喉空间，故渗透率整体呈现下降趋势。图5所示结果与图1、图2、图4基本保持一致，即高温注蒸汽开采将会导致储层伤害。

图5 高温下骨架溶解微观示意

3 结论

1）高温条件下储层更容易发生碱敏伤害，所以在注蒸汽开采过程中要严格控制注入蒸汽的酸碱度，可以通过在锅炉出汽段注入适当体积的酸性气体来降低碱敏伤害，建议pH值控制在6.5～7.5。

2）在注蒸汽开采过程中，高温导致储层中的沥青质胶结物质发生破坏，释放出的固体颗粒以孤立、分散的星点状零星分布于岩心孔隙之中，随流体的注入运移到喉道处，堵塞了狭窄的孔喉，导致部分孔喉失去流通能力，是造成稠油储层伤害的重要原因。

3）在超稠油油藏开采过程中，尤其是浅层低温稠油油藏的开采中，注意控制注入流体的矿化度，充分应用高温条件下黏土矿物的溶蚀增孔效应，使经济效益最大化。

4）在稠油油藏的注蒸汽开采过程中，控制注入蒸汽中的湿气，尽可能地增大注入气体的干度，防止黏土的水化膨胀造成储层伤害。

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