海上疏松砂巖油藏相對(duì)滲透率曲線影響因素實(shí)驗(yàn)分析

李金宜，陳丹磬，朱文森，信召玲

(中海石油(中國)天津分公司渤海石油研究院，天津 300452)

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海上疏松砂巖油藏相對(duì)滲透率曲線影響因素實(shí)驗(yàn)分析

李金宜，陳丹磬，朱文森，信召玲

(中海石油(中國)天津分公司渤海石油研究院，天津 300452)

分析了影響渤海S油田典型疏松砂巖油藏天然巖心室內(nèi)油水相對(duì)滲透率實(shí)驗(yàn)結(jié)果的各種因素，總結(jié)了巖心物性、實(shí)驗(yàn)流體性質(zhì)、實(shí)驗(yàn)驅(qū)替方式對(duì)海上疏松砂巖油藏的相對(duì)滲透率曲線關(guān)鍵參數(shù)的影響。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，巖心物性、注入水類型和模擬油黏度對(duì)實(shí)驗(yàn)結(jié)果影響較大，穩(wěn)定流法和非穩(wěn)定流法對(duì)實(shí)驗(yàn)結(jié)果影響較小。高滲巖心與中滲巖心相對(duì)滲透率相比，其束縛水飽和度平均值較低，殘余油飽和度平均值較低，兩相流動(dòng)范圍平均值較大，驅(qū)油效率平均值較高；模擬注入水驅(qū)油效率高于地層水，地層水高于海水；樣品實(shí)驗(yàn)原油黏度越低，其束縛水飽和度平均值較高，殘余油飽和度平均值較低，驅(qū)油效率平均值較高。

海上油田；相對(duì)滲透率；疏松砂巖；影響因素

油水相對(duì)滲透率曲線在油田注水開發(fā)中具有重要應(yīng)用[1-6]。國內(nèi)學(xué)者圍繞陸上主力油田已開展了較多的相對(duì)滲透率曲線影響因素分析工作[7-13]。渤海主力油田產(chǎn)層主要分布在明化鎮(zhèn)組、館陶組、東營組和沙河街組，其中明化鎮(zhèn)組、館陶組和東二段儲(chǔ)層基本以疏松砂巖油藏為主。因此，相比大慶油田、長慶油田等陸上主力油田，渤海油田疏松砂巖儲(chǔ)層產(chǎn)量占目前渤海油田產(chǎn)量比重較大。對(duì)海上疏松巖心開展相對(duì)滲透率影響因素實(shí)驗(yàn)等基礎(chǔ)研究，可以更好地分析地層流體在疏松砂巖儲(chǔ)層中的滲流特征，優(yōu)化注水開發(fā)方式，為海上該類型油藏開發(fā)方案設(shè)計(jì)提供參考。

1　實(shí)驗(yàn)方案設(shè)計(jì)

選取海上疏松砂巖主力油藏S油田天然巖心開展相對(duì)滲透率室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，共選取25個(gè)實(shí)驗(yàn)樣品結(jié)果進(jìn)行分析總結(jié)，各方案實(shí)驗(yàn)條件見表1，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表2。

2　油水相對(duì)滲透率影響因素分析

2.1巖心物性影響

開展疏松砂巖不同巖心物性對(duì)油水相對(duì)滲透率特征參數(shù)影響研究。實(shí)驗(yàn)采用穩(wěn)定流法，以相同的油黏度測(cè)定8塊樣品，樣品編號(hào)1～8，分高滲、中滲兩組進(jìn)行相對(duì)滲透率特征研究(表3)。研究結(jié)果顯示，對(duì)于海上疏松砂巖巖心，高滲透率巖樣相對(duì)滲透率特征參數(shù)優(yōu)于中滲透率巖樣，其束縛水飽和度平均值較低，殘余油飽和度平均值較低，兩相流動(dòng)范圍平均值較大，驅(qū)油效率平均值較高。

表1　S油田疏松砂巖天然巖心相對(duì)滲透率實(shí)驗(yàn)方案

表2　S油田疏松砂巖天然巖心相對(duì)滲透率實(shí)驗(yàn)結(jié)果

2.2注入水類型影響

采用非穩(wěn)定流法，以相近原油性質(zhì)測(cè)定海水、地層水和模擬注入水相對(duì)滲透率結(jié)果，研究三種不同注入水類型對(duì)油水相對(duì)滲透率曲線參數(shù)的影響。選取巖石物性相近的6塊高滲透巖樣進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，樣品編號(hào)9～14，結(jié)果見表4。研究分析認(rèn)為，以海水和地層水為驅(qū)替介質(zhì)的相對(duì)滲透率曲線特征相差不大，以地層水為驅(qū)替介質(zhì)比海水略具優(yōu)勢(shì)，但這兩者驅(qū)油效率均不高，而以模擬注入水為驅(qū)替介質(zhì)驅(qū)油效率最高。

2.3模擬油黏度影響

選取非穩(wěn)定流法對(duì)三種模擬油黏度共計(jì)8組相對(duì)滲透率實(shí)驗(yàn)進(jìn)行分析，樣品編號(hào)15～22。研究表明，原油黏度對(duì)相對(duì)滲透率曲線特征影響較大，對(duì)疏松砂巖天然巖心而言，原油黏度較低的實(shí)驗(yàn)樣品相對(duì)滲透率特征參數(shù)較好(表5)。在此三個(gè)模擬油黏度值范圍內(nèi)，模擬油黏度越低，其束縛水飽和度平均值較高，殘余油飽和度平均值較低，驅(qū)油效率平均值較高。

表3　S油田天然巖心不同滲透率巖樣的油水相對(duì)滲透率特征參數(shù)

注：表中平均值實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)為算術(shù)平均值，以下均同。

表4　S油田天然巖心不同注入水類型油水相對(duì)滲透率特征參數(shù)

表5　S油田天然巖心不同原油黏度相對(duì)滲透率特征參數(shù)

2.4測(cè)試方式影響

為驗(yàn)證非穩(wěn)定流法測(cè)定結(jié)果的可靠性，分別用非穩(wěn)定流法和穩(wěn)定流法、物性相近的巖心和黏度相近的模擬油測(cè)定6塊樣品，樣品編號(hào)16～18和23～25。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，非穩(wěn)定流法相對(duì)滲透率各項(xiàng)參數(shù)略好于穩(wěn)定流法，但總體測(cè)定結(jié)果相近(表6)。

表6　S油田天然巖心非穩(wěn)定流與穩(wěn)定流法相對(duì)滲透率特征參數(shù)

3　結(jié)論

(1)巖心物性、注入水類型、模擬油黏度及測(cè)試方式均對(duì)海上疏松砂巖天然巖心油水相對(duì)滲透率曲線參數(shù)具有影響，其中巖心物性、注入水類型和模擬油黏度影響較大，穩(wěn)定流法和非穩(wěn)定流法兩種不同測(cè)試方式影響較小。

(2)高滲透率巖樣相對(duì)滲透率特征參數(shù)優(yōu)于中滲透率巖樣，其束縛水飽和度平均值較低，殘余油飽和度平均值較低，兩相流動(dòng)范圍平均值較大，驅(qū)油效率平均值較高。

(3)以海水和地層水為驅(qū)替介質(zhì)的相對(duì)滲透率曲線特征相差不大，以地層水為驅(qū)替介質(zhì)比海水略具優(yōu)勢(shì)，以模擬注入水為驅(qū)替介質(zhì)驅(qū)油效率最高。

(4)對(duì)疏松砂巖天然巖心而言，原油黏度較低的實(shí)驗(yàn)樣品相對(duì)滲透率特征參數(shù)較好，其束縛水飽和度平均值較高，殘余油飽和度平均值較低，驅(qū)油效率平均值較高。

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編輯：王金旗

1673-8217(2016)05-0078-03

2016-02-29

李金宜，工程師，碩士，1984年生。2010年畢業(yè)于中國石油大學(xué)(北京)油氣田開發(fā)工程專業(yè)，現(xiàn)從事油田三次采油技術(shù)、油藏方案數(shù)值模擬和開發(fā)實(shí)驗(yàn)研究及管理。

國家科技重大專項(xiàng)課題“海上油田叢式井網(wǎng)整體加密及綜合調(diào)整油藏工程技術(shù)示范”支持(2011ZX05057-001)。

TE341

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