李鑫羽，歐陽傳湘，趙鴻楠，曾羽佳

(長江大學(xué) 石油工程學(xué)院，湖北 武漢 430100)

目前，我國許多注水開發(fā)的老油田逐漸進(jìn)入開發(fā)階段的中后期，儲(chǔ)層含水率上升、產(chǎn)量遞減等問題日益顯著，為探究此時(shí)儲(chǔ)層中的滲流規(guī)律，學(xué)者們提出了很多方法，如相對(duì)滲透率曲線法、核磁共振法、微觀CT掃描法等[1-2]。核磁共振、微觀CT掃描在測(cè)試大量巖樣時(shí)成本高，適合選取針對(duì)性強(qiáng)的巖樣進(jìn)行測(cè)試。在需要進(jìn)行大量巖樣實(shí)驗(yàn)獲得宏觀的滲流規(guī)律性研究方面，以相對(duì)滲透率曲線法作為根基更為適宜。

XL油田經(jīng)注水開發(fā)多年，歷經(jīng)快速上產(chǎn)、產(chǎn)量遞減、加密調(diào)整和再次遞減4個(gè)階段，目前油田產(chǎn)量持續(xù)遞減且形勢(shì)嚴(yán)峻。為探明目前儲(chǔ)層相比開發(fā)初期油水滲流規(guī)律差異、不同滲透率級(jí)別巖況下油水的滲流差異性、儲(chǔ)層性能的變化情況。針對(duì)加密前后不同滲透率級(jí)別的巖樣從油水相對(duì)滲透率曲線特征出發(fā)進(jìn)行研究分析，為后續(xù)的研究方向及油田開發(fā)方向提供指導(dǎo)和依據(jù)。

1 非穩(wěn)態(tài)油水兩相相對(duì)滲透率曲線實(shí)驗(yàn)

非穩(wěn)態(tài)的油水兩相相對(duì)滲透率的基本理念是采用Buckley—Leverett一維空間油水兩相驅(qū)替過程中的水驅(qū)油前緣推進(jìn)理論為基本[3-8]。在實(shí)際推算里忽視重力作用及毛管壓力作用，提前假定情況為油水兩相是不互相溶解的且都是不能夠壓縮的且?guī)r樣中油水飽和度在每一個(gè)橫截面上都是均勻分布的。開展實(shí)驗(yàn)前先將巖樣用其中一種流體飽和，之后再利用另一種流體進(jìn)行驅(qū)替。在水驅(qū)油的過程里，多孔介質(zhì)中油水飽和度的分布可以看做是距離和時(shí)間的函數(shù)映射，整個(gè)過程被稱作非穩(wěn)定性過程。按照符合模擬實(shí)驗(yàn)條件的實(shí)際要求，在儲(chǔ)集層巖樣上通過采用恒定壓差或恒定速度的水驅(qū)油測(cè)驗(yàn)時(shí)，在一定時(shí)間變化范圍內(nèi)，在巖樣的出口端進(jìn)行觀察，并將2種不同流體的產(chǎn)出量及巖樣兩端的壓力差值的變化記錄下來，之后采用“JBN”方法進(jìn)行計(jì)算可以得到油—水相對(duì)滲透率，利用其繪制出油—水相對(duì)滲透率與含水飽和度的關(guān)系曲線。

1.1 巖心基本數(shù)據(jù)

(1)實(shí)驗(yàn)巖樣。根據(jù)研究內(nèi)容，分別選擇XL油田開發(fā)前期和后期各11塊巖心進(jìn)行非穩(wěn)態(tài)法測(cè)定相滲曲線，其巖心基礎(chǔ)物性數(shù)據(jù)見表1。

表1 不同開發(fā)階段巖心基礎(chǔ)物性數(shù)據(jù)Tab.1 Basic physical property data of cores at different development stages

(2)實(shí)驗(yàn)選用油。通過選擇與原油配伍性好的精制油與中性煤油進(jìn)行配比，同時(shí)調(diào)查XL油田的現(xiàn)場實(shí)際情況確定油水黏度比為13 mPa·s。

(3)實(shí)驗(yàn)選用水。根據(jù)XL油田現(xiàn)場的地層水和注入水成分分析資料進(jìn)行配置實(shí)驗(yàn)地層水礦化度為4.7 g/L。

1.2 實(shí)驗(yàn)步驟

實(shí)驗(yàn)參照行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T5345—2007《巖石中兩相流體相對(duì)滲透率測(cè)定方法》和國家推薦標(biāo)準(zhǔn)GB/T 28912—2012《巖石中兩相流體相對(duì)滲透率測(cè)定方法》中的非穩(wěn)態(tài)法開展。

(1)建立束縛水飽和度。先用實(shí)驗(yàn)用油進(jìn)行水驅(qū)建立束縛水飽和度，初始驅(qū)替速度選擇為0.05 mL/min，逐漸增加驅(qū)替速度到出口段不出水。束縛水飽和度計(jì)算公式見式(1)：

(1)

式中，Swi為束縛水飽和度；Vw為驅(qū)出水體積。

(2)確定束縛水狀態(tài)下的油相滲透率。在建立束縛水飽和度后，繼續(xù)驅(qū)替10 PV后，記錄入出口兩端壓力差和流速值，進(jìn)行油相滲透率的計(jì)算。連續(xù)測(cè)定3次，確保相對(duì)誤差小于3%。油相有效滲透率按式(2)計(jì)算：

(2)

式中，Ko(Swi)為束縛水狀態(tài)下油相有效滲透率；qo為出油量；μo為在測(cè)定溫度下油的黏度；L為巖樣長度；A為巖樣截面積；p1為巖樣進(jìn)口壓力；p2為巖樣出口壓力。

(3)測(cè)定水驅(qū)油相滲數(shù)據(jù)。①選擇合適的驅(qū)替速度或驅(qū)替壓差進(jìn)行水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)；②記錄見水時(shí)間、見水時(shí)的累積產(chǎn)油量、累積產(chǎn)液量、驅(qū)替速度和巖樣兩端的驅(qū)替壓力差。需要注意實(shí)驗(yàn)時(shí)按出油量的多少確定記錄時(shí)間間隔，如見水初期出油量多需加密記錄。當(dāng)含水率達(dá)到99.95%或注水30倍孔隙體積，測(cè)定水相滲透率，實(shí)驗(yàn)結(jié)束。

(4)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)處理。實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)處理方法如下：

(3)

(4)

(5)

(6)

(7)

2 基于油水相滲曲線的滲流規(guī)律分析

2.1 油水相對(duì)滲透率曲線實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

分別選取開發(fā)初期和后期加密取心井具有代表性的11塊不同滲透率級(jí)別巖心開展相滲實(shí)驗(yàn)，通過實(shí)驗(yàn)獲得開發(fā)前后不同滲透率級(jí)別的相滲曲線，按開發(fā)初期和開發(fā)后期分別繪制不同滲透率級(jí)別的相滲對(duì)比曲線如圖1所示[8-12]。

圖1 取心井不同滲透率級(jí)別巖心相滲曲線Fig.1 Correlation curves of cores with different permeability levels in coring wells

(1)由圖1(a)可以得知，開發(fā)前期取心井不同滲透率等級(jí)巖樣的各油水兩相相對(duì)滲透率曲線形態(tài)特征點(diǎn)表現(xiàn)為：油相相滲曲線在巖樣滲透率逐步增大的同時(shí)，位置上移動(dòng)趨勢(shì)逐漸向左，曲線傾斜的程度逐漸變緩，其殘余油飽和度大小變化不大。水相相滲曲線隨著巖樣滲透率逐漸增大，位置移動(dòng)的趨勢(shì)逐漸向左，束縛水水飽和度逐漸變小，水相相滲曲線末端所對(duì)應(yīng)位置逐漸上翹。

(2)由圖1(b)可以得知，開發(fā)后期取心井不同滲透率等級(jí)巖樣的各油水兩相相對(duì)滲透率曲線形態(tài)特征點(diǎn)表現(xiàn)為：油相相滲曲線在巖樣滲透率逐步增大的同時(shí)，位置上移動(dòng)趨勢(shì)逐漸向左，曲線在到達(dá)共滲點(diǎn)之前整體呈現(xiàn)向左平移。水相相滲曲線隨著巖樣滲透率逐漸增大，位置移動(dòng)的趨勢(shì)逐漸向左，曲線傾斜的程度逐漸變陡。隨著滲透率增大，曲線末端起始點(diǎn)所對(duì)應(yīng)的含水飽和度位置發(fā)生變化不大，末端所對(duì)應(yīng)的含水飽和度位置發(fā)生向左平移。

經(jīng)調(diào)查資料發(fā)現(xiàn)，由于該油層具有較強(qiáng)的非均質(zhì)性，見水后油相相滲曲線下降很快。開發(fā)后期相比開發(fā)初期，滲透率級(jí)別高的巖樣油相相滲曲線下降更快，表明到開發(fā)后期中滲儲(chǔ)層的非均質(zhì)性增強(qiáng)，滲流能力明顯減弱。

2.2 不同開發(fā)階段同滲透率巖樣相滲曲線分析

從開發(fā)前后期的巖樣中分別取2塊代表不同級(jí)別滲透率且相互之間滲透率接近的巖樣，將它們的油水相滲曲線進(jìn)行對(duì)比分析，如圖2所示。

圖2 不同開發(fā)階段巖樣滲流曲線對(duì)比Fig.2 Comparison of seepage curves of rock samples of different development stages

(1)對(duì)于分別在開發(fā)前后期的2塊滲透率在0.1×10-3～10×10-3μm2且接近的低滲巖心，其兩相共滲區(qū)相差不大，束縛水飽和度與殘余油飽和度相差也不大。說明對(duì)于低滲巖樣，開發(fā)初期相比較于開發(fā)后期，水驅(qū)油最終采收率沒有明顯變化。

(2)對(duì)于滲透率大于10×10-3μm2的2塊滲透率接近分別處在開發(fā)前后期的中滲巖心，從開發(fā)初期到開發(fā)后期，束縛水飽和度增大，殘余油飽和度減?。婚_發(fā)初期的油水共滲區(qū)大于開發(fā)后期油水共滲區(qū)，說明對(duì)于中滲巖樣開發(fā)后期較開發(fā)初期滲流能力明顯變差。

分析認(rèn)為，當(dāng)開發(fā)階段來到后期，XL油田中滲儲(chǔ)層性能及滲流能力受注水開采影響更大且下降明顯。低滲儲(chǔ)層性能及滲流能力較為穩(wěn)定。

2.3 不同滲透率級(jí)別相滲曲線特征參數(shù)規(guī)律

通過對(duì)開發(fā)前期取心井和開發(fā)后期加密后取心井所取得的巖心的油水兩相相對(duì)滲透率曲線的特征參數(shù)進(jìn)行匯總(表2)。對(duì)不同開發(fā)階段取心井的油水兩相相對(duì)滲透率曲線的特征參數(shù)作與滲透率的變化關(guān)系散點(diǎn)圖(圖3)[13-18]。

表2 不同開發(fā)階段各巖樣相滲曲線特征參數(shù)Tab.2 Characteristic parameters of phase permeability curves of each rock sample at different development stages

圖3 相滲曲線特征參數(shù)變化規(guī)律Fig.3 Change law of characteristic parameters of phase permeability curve

從圖3可知，①開發(fā)前后期，束縛水飽和度與滲透率呈較強(qiáng)的負(fù)相關(guān)，兩相共滲區(qū)飽和度與滲透率呈較強(qiáng)的正相關(guān)；殘余油飽和度和共滲點(diǎn)飽和度與滲透率相關(guān)性不明顯。②油水兩相曲線特征參數(shù)在滲透率等于10×10-3μm2前后，擬合曲線具有明顯的分段式變化，這表明低滲儲(chǔ)層和中滲儲(chǔ)層差異性較大，在開發(fā)過程中區(qū)別對(duì)待。③巖樣束縛水飽和度較高含量在40%以上且油水等滲點(diǎn)對(duì)應(yīng)含水飽和度在50%以上，表明儲(chǔ)層具有較強(qiáng)的親水性。開發(fā)后期束縛水飽和度比開發(fā)前期束縛水飽和度略高，分析解釋為儲(chǔ)層滲流能力受巖石孔隙喉道中附著的黏土礦物影響，開發(fā)后期儲(chǔ)層中黏土含量及分布受注水過程的沖刷影響很大，親水性更強(qiáng)。④油水兩相區(qū)隨滲透率增大而逐漸變大，開發(fā)后期相比開發(fā)初期油水共滲區(qū)的參數(shù)擬合曲線上升變緩、變化范圍變小，表明開發(fā)后期的儲(chǔ)層性能相比開發(fā)初期明顯降低。⑤開發(fā)后期隨著滲透率的增加，中滲級(jí)別巖樣油水相滲特征參數(shù)變化不明顯，表明此時(shí)滲透率越大的中滲級(jí)別巖樣受注水影響越大，滲流能力及物性下降越多。

3 結(jié)論

通過對(duì)XL油田開展油水兩項(xiàng)非穩(wěn)態(tài)實(shí)驗(yàn)研究的發(fā)現(xiàn)及建議：

(1)束縛水飽和度高且與滲透率相關(guān)性較強(qiáng)，研究儲(chǔ)層區(qū)域具有較強(qiáng)的親水性。開發(fā)后期儲(chǔ)層親水性更強(qiáng)。

(2)兩相共滲區(qū)窄且與滲透率相關(guān)性較強(qiáng)，開發(fā)初期比開發(fā)后期范圍更大。

(3)相滲曲線特征參數(shù)在滲透率為10×10-3μm2前后，其擬合曲線呈明顯的二段式變化特征。

(4)根據(jù)相滲曲線初步分析認(rèn)為，開發(fā)初期儲(chǔ)層滲流能力要優(yōu)于后期加密后的儲(chǔ)層。開發(fā)后期中滲儲(chǔ)層受注水影響導(dǎo)致滲流能力和儲(chǔ)層物性變差，低滲儲(chǔ)層性能及滲流能力保持較為穩(wěn)定，下一步應(yīng)注重加強(qiáng)對(duì)低滲儲(chǔ)層的開發(fā)。

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