中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司渤海石油研究院, 天津 300459

0 前言

相對(duì)滲透率曲線是研究?jī)?chǔ)層巖石兩相滲流的基礎(chǔ),是油田數(shù)值模擬及動(dòng)態(tài)分析不可缺少的重要資料,充分認(rèn)識(shí)油水相對(duì)滲透率的確定方法、曲線形態(tài)變化的影響因素對(duì)油藏合理開(kāi)發(fā)具有重要指導(dǎo)意義。目前國(guó)內(nèi)外對(duì)于相滲的研究主要集中在相滲數(shù)據(jù)的處理以及相滲規(guī)律的應(yīng)用[1-13],對(duì)于實(shí)驗(yàn)方法的研究相對(duì)較少。目前獲取相滲數(shù)據(jù)的最直接手段主要是非穩(wěn)態(tài)法實(shí)驗(yàn)法,該方法操作簡(jiǎn)便、用時(shí)較短,目前已被廣泛應(yīng)用。

渤南區(qū)域油田,主力油層地層原油黏度為0.35～34.9 mPa·s,7成比例油田地層原油黏度小于10 mPa·s,形成了屬中輕質(zhì)黏度范疇的油田群。在物性條件及開(kāi)發(fā)方式相近的情況下,水油黏度比越高,分流率曲線的凹形就越強(qiáng),該類(lèi)油田相對(duì)稠油油田有較長(zhǎng)的無(wú)水采油期或低含水期。在應(yīng)用非穩(wěn)態(tài)法獲取的相滲曲線時(shí)發(fā)現(xiàn),該方法水驅(qū)前緣數(shù)據(jù)點(diǎn)較少,易造成中輕質(zhì)油田初期開(kāi)發(fā)規(guī)律認(rèn)識(shí)不清,數(shù)值模擬歷史擬合誤差較大等問(wèn)題,這些因素都嚴(yán)重制約了相滲曲線的應(yīng)用。

美國(guó)巖心公司指出,非穩(wěn)態(tài)法測(cè)定油水相滲時(shí),非潤(rùn)濕相黏度最低為17 mPa·s,當(dāng)黏度大于17 mPa·s后,穩(wěn)態(tài)法與非穩(wěn)態(tài)法結(jié)果差異不大,但該結(jié)論建立在低孔低滲儲(chǔ)層的條件下,對(duì)于渤南區(qū)域普遍存在的高孔高滲低黏儲(chǔ)層此規(guī)律是否適用,相關(guān)研究較少。本文采用穩(wěn)態(tài)與非穩(wěn)態(tài)兩種實(shí)驗(yàn)方法獲取相滲數(shù)據(jù),開(kāi)展實(shí)驗(yàn)方法適用性分析,在明確實(shí)驗(yàn)方法的基礎(chǔ)上,基于兩相滲流理論,開(kāi)展中輕質(zhì)油田相滲影響因素研究。

1 中輕質(zhì)油田相滲實(shí)驗(yàn)方法確定

本文選取渤南區(qū)域4個(gè)代表性油田為研究靶區(qū),每個(gè)油田選取2塊柱塞樣品,分別采用穩(wěn)態(tài)法及非穩(wěn)態(tài)法開(kāi)展平行實(shí)驗(yàn)研究,地層原油黏度及地層水黏度、實(shí)驗(yàn)溫度等參數(shù)見(jiàn)表1,實(shí)驗(yàn)條件均模擬油藏真實(shí)情況。

表1研究區(qū)實(shí)驗(yàn)方案設(shè)計(jì)

油田沉積類(lèi)型地層原油黏度/(mPa·s)地層水黏度/(mPa·s)巖心滲透率/10-3 μm2實(shí)驗(yàn)溫度/℃實(shí)驗(yàn)方法BZ 35-2辮狀河三角洲7.160.381 020102穩(wěn)態(tài)法非穩(wěn)態(tài)法BZ 28-2 S淺水三角洲11.660.661 23960穩(wěn)態(tài)法非穩(wěn)態(tài)法BZ 34-1淺水三角洲5.310.351 91463穩(wěn)態(tài)法非穩(wěn)態(tài)法BZ 34-9辮狀河三角洲5.410.432 21968穩(wěn)態(tài)法非穩(wěn)態(tài)法

由于研究區(qū)水油黏度比較高,油水同出后,含水率急劇升高。為了提高計(jì)量精度,非穩(wěn)態(tài)法實(shí)驗(yàn)選擇致密儲(chǔ)層油水相滲測(cè)試系統(tǒng)對(duì)出口端進(jìn)行自動(dòng)采集,精度達(dá)到0.001 mL,且可按照實(shí)驗(yàn)要求設(shè)置數(shù)據(jù)采集時(shí)間間隔,大大減少了人為因素引起的誤差。為了避免末端效應(yīng),一般驅(qū)替速度根據(jù)實(shí)驗(yàn)要求選為1 mL/min以上,低含水階段數(shù)據(jù)由軟件擬合得出。

穩(wěn)態(tài)法實(shí)驗(yàn)采用恒速法模擬油藏的水驅(qū)開(kāi)發(fā)過(guò)程,在一定實(shí)驗(yàn)條件下,計(jì)算不同注入倍數(shù)下從巖心中驅(qū)出的油量占巖心總飽和油量的百分?jǐn)?shù),同時(shí)計(jì)算其含水率,得到相滲曲線,平行實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)圖1～4。

圖1 渤中34-1油田穩(wěn)態(tài)法/非穩(wěn)態(tài)法相滲曲線對(duì)比

圖2 渤中34-9油田穩(wěn)態(tài)法/非穩(wěn)態(tài)法相滲曲線對(duì)比

從圖1～2可以看出,當(dāng)?shù)貙釉宛ざ鹊陀?～6 mPa·s 時(shí),兩種實(shí)驗(yàn)方法油相相對(duì)滲透率相差較大,水相相對(duì)滲透率差異較小,非穩(wěn)態(tài)法相比穩(wěn)態(tài)法等滲點(diǎn)左移,油相相對(duì)滲透率較低,變化較快。造成這種現(xiàn)象的主要原因是在非穩(wěn)態(tài)法實(shí)驗(yàn)中,若使用低黏原油,驅(qū)替就可能是活塞式,為了消除末端效應(yīng),非穩(wěn)態(tài)法一般采用高速驅(qū)替,此時(shí)注入水將通過(guò)一些較大孔隙而導(dǎo)致過(guò)早見(jiàn)水,因此等滲點(diǎn)會(huì)向左偏移,含水上升相對(duì)較快,束縛水飽和度相對(duì)較低,水驅(qū)的效果與油濕相似,油濕狀態(tài)對(duì)水相滲透率影響相對(duì)較小,主要影響油相滲透率。隨著黏度的增大,這種油相的差異不再明顯,水相相對(duì)滲透率的抬升加快,結(jié)果見(jiàn)圖3～4。

圖3 渤中28-2南油田穩(wěn)態(tài)法/非穩(wěn)態(tài)法相滲曲線對(duì)比

圖4 渤中35-2油田穩(wěn)態(tài)法/非穩(wěn)態(tài)法相滲曲線對(duì)比

穩(wěn)態(tài)實(shí)驗(yàn)方法中流體飽和度可以直接測(cè)量計(jì)算,相滲計(jì)算基于達(dá)西定律,非穩(wěn)態(tài)法實(shí)驗(yàn)中忽略毛管壓力及重力影響,為了消除末端效應(yīng)要求高速驅(qū)替,使得非穩(wěn)態(tài)法水相滲透率抬升較快,油相指數(shù)與水相指數(shù)值偏高,含水上升速度快,相同采出程度下含水率較高,與實(shí)際規(guī)律會(huì)有偏差,并且,水油黏度比越高,這種現(xiàn)象越顯著。

因此,地層原油黏度較小時(shí),非穩(wěn)態(tài)法所測(cè)得的相滲曲線與實(shí)際發(fā)生偏差,此種情況下宜采用穩(wěn)態(tài)法。地層原油黏度較高時(shí),可以采用非穩(wěn)態(tài)法代替穩(wěn)態(tài)法。

2 非濕相黏度影響

儲(chǔ)層非潤(rùn)濕相黏度是影響油田開(kāi)發(fā)效果的重要指標(biāo),黏度對(duì)相滲曲線的影響研究很有必要[14-15],部分學(xué)者認(rèn)為當(dāng)巖石滲透率大于 1 000×10-3μm2時(shí),黏度對(duì)相滲曲線的影響可以忽略不計(jì)。渤南區(qū)域中輕質(zhì)油田主要為中高滲儲(chǔ)層,本文所選巖心滲透率均在 1 000×10-3μm2以上。在儲(chǔ)層物性基本相同的條件下開(kāi)展非潤(rùn)濕相黏度的變化對(duì)相滲曲線的影響實(shí)驗(yàn),實(shí)驗(yàn)參數(shù)見(jiàn)

表2。辮狀河三角洲沉積下不同原油黏度相滲曲線和含水上升率曲線對(duì)比，見(jiàn)圖5～6,淺水河三角洲沉積下不同原油黏度相滲曲線和含水上升率曲線對(duì)比見(jiàn)圖7～8。

表2研究區(qū)實(shí)驗(yàn)方案設(shè)計(jì)

油田沉積類(lèi)型地層原油黏度/(mPa·s)地層水黏度/(mPa·s)巖心滲透率/10-3 μm2實(shí)驗(yàn)溫度/℃實(shí)驗(yàn)方法BZ 35-2辮狀河三角洲40.770.582 02060非穩(wěn)態(tài)法KL 10-4辮狀河三角洲4.860.361 98360穩(wěn)態(tài)法BZ 34-1淺水三角洲17.690.701 07163非穩(wěn)態(tài)法BZ 34-1淺水三角洲6.040.491 91463穩(wěn)態(tài)法

圖5 辮狀河三角洲沉積下不同原油黏度相滲曲線對(duì)比

圖6 辮狀河三角洲沉積下不同原油黏度含水上升率曲線對(duì)比

圖7 淺水三角洲沉積下不同原油黏度相滲曲線對(duì)比

圖8 淺水三角洲沉積下不同原油黏度含水上升率曲線對(duì)比

從圖5可以看出,隨著原油黏度的增大,油相相對(duì)滲透率降低,水相相對(duì)滲透率加速抬升,兩相共流區(qū)跨度變窄。引起這種變化的主要原因可能是隨著地層原油黏度的增加,油水黏度比顯著升高,非濕相流動(dòng)阻力不斷增大,造成前緣推進(jìn)不均勻指近,見(jiàn)水后含水上升較快。值得注意的是,這種現(xiàn)象基本表現(xiàn)在地層原油黏度發(fā)生數(shù)量級(jí)的變化時(shí)。當(dāng)黏度變化范圍較小時(shí),相滲曲線形態(tài)變化不大,見(jiàn)圖7。從圖6、圖8含水上升率隨含水飽和度變化曲線可以看出,隨著黏度的增大,含水上升率峰值升高,含水上升明顯加快。

3 儲(chǔ)層沉積相影響

砂巖巖石孔隙大小與連通性的好壞對(duì)油水相對(duì)滲透率曲線形態(tài)有著不小的影響[16],這些因素可綜合考慮為沉積相對(duì)相滲曲線的作用,渤南區(qū)域中輕質(zhì)油田主要存在淺水三角洲、曲流河、辮狀河三角洲三種沉積類(lèi)型,選取相應(yīng)沉積類(lèi)型的巖心開(kāi)展實(shí)驗(yàn)研究,實(shí)驗(yàn)參數(shù)見(jiàn)表3。

表3研究區(qū)實(shí)驗(yàn)方案設(shè)計(jì)

油田沉積類(lèi)型地層原油黏度/(mPa·s)地層水黏度/(mPa·s)巖心滲透率/10-3 um2實(shí)驗(yàn)溫度/℃實(shí)驗(yàn)方法KL 10-4辮狀河三角洲4.860.361 98360穩(wěn)態(tài)法BZ 28-2 S曲流河14.890.482 04060非穩(wěn)態(tài)法BZ 34-1淺水三角洲17.690.701 64063非穩(wěn)態(tài)法

圖9 不同儲(chǔ)層沉積相下相滲曲線對(duì)比

圖10 不同儲(chǔ)層沉積相下含水上升率曲線對(duì)比

不同儲(chǔ)層沉積相下相滲曲線和含水上升率曲線對(duì)比見(jiàn)圖9～10。從圖9可以看出,曲流河沉積下巖心束縛水飽和度相對(duì)較低,與辮狀河三角洲及淺水三角洲沉積相比,該類(lèi)油田無(wú)水采油期相對(duì)較短,另外,曲流河沉積下相滲曲線表現(xiàn)出見(jiàn)水后,水相相對(duì)滲透率迅速抬升現(xiàn)象,相同含水飽和度下水相相對(duì)滲透率的值遠(yuǎn)高于淺水三角洲沉積類(lèi)型。從圖10三種沉積類(lèi)型的含水上升率曲線可以看出,曲流河表現(xiàn)出明顯的含水上升速度快,含水上升率峰值高的現(xiàn)象,與其他兩種沉積類(lèi)型相較,開(kāi)發(fā)效果較差。

造成這種結(jié)果的原因可以從地質(zhì)角度分析,曲流河主要發(fā)育點(diǎn)壩沉積,點(diǎn)壩沉積為曲流河側(cè)向加積過(guò)程中形成,發(fā)育典型的“二元結(jié)構(gòu)”,正韻律明顯,泥質(zhì)側(cè)積層主要分布在中上部,底部為半連通體。受到韻律性和側(cè)積層遮擋,注入水在波及過(guò)程中主要沿底部推進(jìn),中上部未水淹,表現(xiàn)為開(kāi)發(fā)過(guò)程中含水上升最快,含水率峰值最高,開(kāi)發(fā)效果最差。辮狀河三角洲為辮狀河在水下延伸過(guò)程中被浪改造所形成的片狀砂體,主要發(fā)育分流河道和河口壩沉積,該類(lèi)砂體厚度大,側(cè)向分布穩(wěn)定,層間泥質(zhì)隔夾層發(fā)育程度較低,整體為一泛連通體,注入水主要沿砂體內(nèi)和砂體間的優(yōu)勢(shì)通道波及,表現(xiàn)為開(kāi)發(fā)過(guò)程中含水上升較快,含水率峰值較高,開(kāi)發(fā)效果相對(duì)較好。淺水三角洲為水上分流河道在淺水環(huán)境下的延伸,主要發(fā)育分流河道沉積,該類(lèi)砂體經(jīng)過(guò)低坡度條件下的長(zhǎng)距離搬運(yùn)后河道水動(dòng)力迅速減弱,同時(shí)湖盆水體較淺,湖浪作用較弱,兩者共同作用使得沉積物在湖口區(qū)低能環(huán)境下卸載沉積,泥質(zhì)隔夾層相對(duì)最為發(fā)育,層間非均質(zhì)性弱,整體為一“鑲嵌式”的砂體結(jié)構(gòu),注入水主要沿水流優(yōu)勢(shì)通道波及,波及程度最弱,表現(xiàn)為開(kāi)發(fā)過(guò)程中含水上升最慢,含水率峰值最低,開(kāi)發(fā)效果最好。

4 驅(qū)替壓差影響

對(duì)于驅(qū)替壓力的變化是否會(huì)影響油水相對(duì)滲透率,諸學(xué)者抱有不同態(tài)度[17-18]。由達(dá)西公式可知,可用驅(qū)替速度代替驅(qū)替壓力的變化,本文選用不同驅(qū)替速度(0.4、0.7、1.0、1.3、1.5 mL/min),原油黏度(40、200 mPa·s),滲透率 2 000×10-3μm2,開(kāi)展巖心實(shí)驗(yàn)分析驅(qū)替壓力對(duì)相對(duì)滲透率及驅(qū)油效率的影響。

圖11 不同驅(qū)替速度下相滲曲線對(duì)比(40 mPa·s)

圖12 不同驅(qū)替速度下驅(qū)油效率隨含水率變化對(duì)比(40 mPa·s)

圖13 不同驅(qū)替速度下相滲曲線對(duì)比(200 mPa·s)

從圖11～13可以發(fā)現(xiàn),改變驅(qū)替壓差,相滲曲線的形態(tài)會(huì)發(fā)生小幅度變化,驅(qū)替速度不斷增大,殘余油飽和度不斷降低。這說(shuō)明,增大驅(qū)替壓差,可以克服孔隙中的毛管阻力,對(duì)于非均質(zhì)儲(chǔ)層來(lái)說(shuō),可使低孔低滲孔隙的啟動(dòng)壓力梯度降低,該部分殘余油得到動(dòng)用,驅(qū)油效率得到提高。

圖14 不同驅(qū)替速度下驅(qū)油效率隨含水率變化對(duì)比(200 mPa·s)

隨著驅(qū)替速度的繼續(xù)增加,殘余油飽和度開(kāi)始增大,水相滲透率迅速抬升,含水上升加快,見(jiàn)圖12、圖14。這說(shuō)明大幅增大驅(qū)替速度,容易形成大孔道,造成無(wú)效水循環(huán),反而降低了驅(qū)油效率,這種現(xiàn)象在稠油開(kāi)發(fā)中表現(xiàn)得更為明顯。原因可能是驅(qū)替壓差的增大,提高了水驅(qū)波及系數(shù),使部分相對(duì)低滲區(qū)域原油得到有效動(dòng)用,驅(qū)油效率得到顯著提高,但隨著驅(qū)替壓差的持續(xù)增大,部分區(qū)域原油雖然得到動(dòng)用,但并沒(méi)有得到充分驅(qū)替,尚未表現(xiàn)出中水淹或強(qiáng)水淹現(xiàn)象,波及區(qū)域的含油飽和度變化較小,導(dǎo)致波及區(qū)域內(nèi)的平均殘余油飽和度值較高,根據(jù)公式ER=ED×EV(其中ED為驅(qū)油效率,f;ER為采收率,f;EV為波及系數(shù),f)計(jì)算得到的驅(qū)油效率較低,因此生產(chǎn)中更應(yīng)注意合理生產(chǎn)壓差的研究。

5 其他因素的影響

溫度及潤(rùn)濕性對(duì)油水相對(duì)滲透率的影響見(jiàn)圖15～16[19-20]。

溫度升高,巖石會(huì)發(fā)生熱膨脹,孔隙結(jié)構(gòu)發(fā)生變化,減小了流體通道半徑及孔隙度,滲透率也隨之發(fā)生變化;溫度升高,束縛水飽和度增加,油相相對(duì)滲透率增大,水相相對(duì)滲透率降低,溫度對(duì)相對(duì)滲透率曲線的影響的基本特征是曲線發(fā)生右移。

圖15 不同溫度下相滲曲線對(duì)比

圖16 不同潤(rùn)濕性下相滲曲線對(duì)比

潤(rùn)濕性對(duì)于相滲曲線也有著不小的影響,渤南區(qū)域中輕質(zhì)油田潤(rùn)濕性基本為弱親水或中性,對(duì)比不同潤(rùn)濕性下的相滲曲線可以看出,當(dāng)巖石由親水向親油轉(zhuǎn)化時(shí),油相相對(duì)滲透率降低,水相相對(duì)滲透率升高,束縛水飽和度變小,等滲點(diǎn)左移。

6 結(jié)論

1)地層原油黏度低于5～6 mPa·s時(shí),相滲曲線的測(cè)量應(yīng)采用穩(wěn)態(tài)法。

2)當(dāng)原油黏度變化范圍不大時(shí),相滲曲線形態(tài)變化較小,當(dāng)黏度出現(xiàn)數(shù)量級(jí)變化,會(huì)明顯影響曲線形態(tài)。

3)儲(chǔ)層沉積特征對(duì)油水相對(duì)滲透率影響較大,淺水三角洲及辮狀河三角洲開(kāi)發(fā)效果明顯優(yōu)于曲流河沉積。

4)中輕質(zhì)油田,驅(qū)替壓差的變化對(duì)相對(duì)滲透率曲線形態(tài)及驅(qū)油效率影響較小。

5)潤(rùn)濕性與地層溫度對(duì)中輕質(zhì)相滲曲線也有不小的影響,在相滲曲線的選取與甄別上應(yīng)加以關(guān)注。