渤南區域中輕質油田相滲規律影響因素研究

中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海石油研究院, 天津 300459

0 前言

相對滲透率曲線是研究儲層巖石兩相滲流的基礎,是油田數值模擬及動態分析不可缺少的重要資料,充分認識油水相對滲透率的確定方法、曲線形態變化的影響因素對油藏合理開發具有重要指導意義。目前國內外對于相滲的研究主要集中在相滲數據的處理以及相滲規律的應用[1-13],對于實驗方法的研究相對較少。目前獲取相滲數據的最直接手段主要是非穩態法實驗法,該方法操作簡便、用時較短,目前已被廣泛應用。

渤南區域油田,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,形成了屬中輕質黏度范疇的油田群。在物性條件及開發方式相近的情況下,水油黏度比越高,分流率曲線的凹形就越強,該類油田相對稠油油田有較長的無水采油期或低含水期。在應用非穩態法獲取的相滲曲線時發現,該方法水驅前緣數據點較少,易造成中輕質油田初期開發規律認識不清,數值模擬歷史擬合誤差較大等問題,這些因素都嚴重制約了相滲曲線的應用。

美國巖心公司指出,非穩態法測定油水相滲時,非潤濕相黏度最低為17 mPa·s,當黏度大于17 mPa·s后,穩態法與非穩態法結果差異不大,但該結論建立在低孔低滲儲層的條件下,對于渤南區域普遍存在的高孔高滲低黏儲層此規律是否適用,相關研究較少。本文采用穩態與非穩態兩種實驗方法獲取相滲數據,開展實驗方法適用性分析,在明確實驗方法的基礎上,基于兩相滲流理論,開展中輕質油田相滲影響因素研究。

1 中輕質油田相滲實驗方法確定

本文選取渤南區域4個代表性油田為研究靶區,每個油田選取2塊柱塞樣品,分別采用穩態法及非穩態法開展平行實驗研究,地層原油黏度及地層水黏度、實驗溫度等參數見表1,實驗條件均模擬油藏真實情況。

表1研究區實驗方案設計

油田沉積類型地層原油黏度/(mPa·s)地層水黏度/(mPa·s)巖心滲透率/10-3 μm2實驗溫度/℃實驗方法BZ 35-2辮狀河三角洲7.160.381 020102穩態法非穩態法BZ 28-2 S淺水三角洲11.660.661 23960穩態法非穩態法BZ 34-1淺水三角洲5.310.351 91463穩態法非穩態法BZ 34-9辮狀河三角洲5.410.432 21968穩態法非穩態法

由于研究區水油黏度比較高,油水同出后,含水率急劇升高。為了提高計量精度,非穩態法實驗選擇致密儲層油水相滲測試系統對出口端進行自動采集,精度達到0.001 mL,且可按照實驗要求設置數據采集時間間隔,大大減少了人為因素引起的誤差。為了避免末端效應,一般驅替速度根據實驗要求選為1 mL/min以上,低含水階段數據由軟件擬合得出。

穩態法實驗采用恒速法模擬油藏的水驅開發過程,在一定實驗條件下,計算不同注入倍數下從巖心中驅出的油量占巖心總飽和油量的百分數,同時計算其含水率,得到相滲曲線,平行實驗結果見圖1～4。

圖1 渤中34-1油田穩態法/非穩態法相滲曲線對比

圖2 渤中34-9油田穩態法/非穩態法相滲曲線對比

從圖1～2可以看出,當地層原油黏度低于5～6 mPa·s 時,兩種實驗方法油相相對滲透率相差較大,水相相對滲透率差異較小,非穩態法相比穩態法等滲點左移,油相相對滲透率較低,變化較快。造成這種現象的主要原因是在非穩態法實驗中,若使用低黏原油,驅替就可能是活塞式,為了消除末端效應,非穩態法一般采用高速驅替,此時注入水將通過一些較大孔隙而導致過早見水,因此等滲點會向左偏移,含水上升相對較快,束縛水飽和度相對較低,水驅的效果與油濕相似,油濕狀態對水相滲透率影響相對較小,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,水相相對滲透率的抬升加快,結果見圖3～4。

圖3 渤中28-2南油田穩態法/非穩態法相滲曲線對比

圖4 渤中35-2油田穩態法/非穩態法相滲曲線對比

穩態實驗方法中流體飽和度可以直接測量計算,相滲計算基于達西定律,非穩態法實驗中忽略毛管壓力及重力影響,為了消除末端效應要求高速驅替,使得非穩態法水相滲透率抬升較快,油相指數與水相指數值偏高,含水上升速度快,相同采出程度下含水率較高,與實際規律會有偏差,并且,水油黏度比越高,這種現象越顯著。

因此,地層原油黏度較小時,非穩態法所測得的相滲曲線與實際發生偏差,此種情況下宜采用穩態法。地層原油黏度較高時,可以采用非穩態法代替穩態法。

2 非濕相黏度影響

儲層非潤濕相黏度是影響油田開發效果的重要指標,黏度對相滲曲線的影響研究很有必要[14-15],部分學者認為當巖石滲透率大于 1 000×10-3μm2時,黏度對相滲曲線的影響可以忽略不計。渤南區域中輕質油田主要為中高滲儲層,本文所選巖心滲透率均在 1 000×10-3μm2以上。在儲層物性基本相同的條件下開展非潤濕相黏度的變化對相滲曲線的影響實驗,實驗參數見

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比，見圖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比見圖7～8。

表2研究區實驗方案設計

油田沉積類型地層原油黏度/(mPa·s)地層水黏度/(mPa·s)巖心滲透率/10-3 μm2實驗溫度/℃實驗方法BZ 35-2辮狀河三角洲40.770.582 02060非穩態法KL 10-4辮狀河三角洲4.860.361 98360穩態法BZ 34-1淺水三角洲17.690.701 07163非穩態法BZ 34-1淺水三角洲6.040.491 91463穩態法

圖5 辮狀河三角洲沉積下不同原油黏度相滲曲線對比

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比

圖7 淺水三角洲沉積下不同原油黏度相滲曲線對比

圖8 淺水三角洲沉積下不同原油黏度含水上升率曲線對比

從圖5可以看出,隨著原油黏度的增大,油相相對滲透率降低,水相相對滲透率加速抬升,兩相共流區跨度變窄。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,非濕相流動阻力不斷增大,造成前緣推進不均勻指近,見水后含水上升較快。值得注意的是,這種現象基本表現在地層原油黏度發生數量級的變化時。當黏度變化范圍較小時,相滲曲線形態變化不大,見圖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 儲層沉積相影響

砂巖巖石孔隙大小與連通性的好壞對油水相對滲透率曲線形態有著不小的影響[16],這些因素可綜合考慮為沉積相對相滲曲線的作用,渤南區域中輕質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型,選取相應沉積類型的巖心開展實驗研究,實驗參數見表3。

表3研究區實驗方案設計

油田沉積類型地層原油黏度/(mPa·s)地層水黏度/(mPa·s)巖心滲透率/10-3 um2實驗溫度/℃實驗方法KL 10-4辮狀河三角洲4.860.361 98360穩態法BZ 28-2 S曲流河14.890.482 04060非穩態法BZ 34-1淺水三角洲17.690.701 64063非穩態法

圖9 不同儲層沉積相下相滲曲線對比

圖10 不同儲層沉積相下含水上升率曲線對比

不同儲層沉積相下相滲曲線和含水上升率曲線對比見圖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較低,與辮狀河三角洲及淺水三角洲沉積相比,該類油田無水采油期相對較短,另外,曲流河沉積下相滲曲線表現出見水后,水相相對滲透率迅速抬升現象,相同含水飽和度下水相相對滲透率的值遠高于淺水三角洲沉積類型。從圖10三種沉積類型的含水上升率曲線可以看出,曲流河表現出明顯的含水上升速度快,含水上升率峰值高的現象,與其他兩種沉積類型相較,開發效果較差。

造成這種結果的原因可以從地質角度分析,曲流河主要發育點壩沉積,點壩沉積為曲流河側向加積過程中形成,發育典型的“二元結構”,正韻律明顯,泥質側積層主要分布在中上部,底部為半連通體。受到韻律性和側積層遮擋,注入水在波及過程中主要沿底部推進,中上部未水淹,表現為開發過程中含水上升最快,含水率峰值最高,開發效果最差。辮狀河三角洲為辮狀河在水下延伸過程中被浪改造所形成的片狀砂體,主要發育分流河道和河口壩沉積,該類砂體厚度大,側向分布穩定,層間泥質隔夾層發育程度較低,整體為一泛連通體,注入水主要沿砂體內和砂體間的優勢通道波及,表現為開發過程中含水上升較快,含水率峰值較高,開發效果相對較好。淺水三角洲為水上分流河道在淺水環境下的延伸,主要發育分流河道沉積,該類砂體經過低坡度條件下的長距離搬運后河道水動力迅速減弱,同時湖盆水體較淺,湖浪作用較弱,兩者共同作用使得沉積物在湖口區低能環境下卸載沉積,泥質隔夾層相對最為發育,層間非均質性弱,整體為一“鑲嵌式”的砂體結構,注入水主要沿水流優勢通道波及,波及程度最弱,表現為開發過程中含水上升最慢,含水率峰值最低,開發效果最好。

4 驅替壓差影響

對于驅替壓力的變化是否會影響油水相對滲透率,諸學者抱有不同態度[17-18]。由達西公式可知,可用驅替速度代替驅替壓力的變化,本文選用不同驅替速度(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,開展巖心實驗分析驅替壓力對相對滲透率及驅油效率的影響。

圖11 不同驅替速度下相滲曲線對比(40 mPa·s)

圖12 不同驅替速度下驅油效率隨含水率變化對比(40 mPa·s)

圖13 不同驅替速度下相滲曲線對比(200 mPa·s)

從圖11～13可以發現,改變驅替壓差,相滲曲線的形態會發生小幅度變化,驅替速度不斷增大,殘余油飽和度不斷降低。這說明,增大驅替壓差,可以克服孔隙中的毛管阻力,對于非均質儲層來說,可使低孔低滲孔隙的啟動壓力梯度降低,該部分殘余油得到動用,驅油效率得到提高。

圖14 不同驅替速度下驅油效率隨含水率變化對比(200 mPa·s)

隨著驅替速度的繼續增加,殘余油飽和度開始增大,水相滲透率迅速抬升,含水上升加快,見圖12、圖14。這說明大幅增大驅替速度,容易形成大孔道,造成無效水循環,反而降低了驅油效率,這種現象在稠油開發中表現得更為明顯。原因可能是驅替壓差的增大,提高了水驅波及系數,使部分相對低滲區域原油得到有效動用,驅油效率得到顯著提高,但隨著驅替壓差的持續增大,部分區域原油雖然得到動用,但并沒有得到充分驅替,尚未表現出中水淹或強水淹現象,波及區域的含油飽和度變化較小,導致波及區域內的平均殘余油飽和度值較高,根據公式ER=ED×EV(其中ED為驅油效率,f;ER為采收率,f;EV為波及系數,f)計算得到的驅油效率較低,因此生產中更應注意合理生產壓差的研究。

5 其他因素的影響

溫度及潤濕性對油水相對滲透率的影響見圖15～16[19-20]。

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

圖15 不同溫度下相滲曲線對比

圖16 不同潤濕性下相滲曲線對比

潤濕性對于相滲曲線也有著不小的影響,渤南區域中輕質油田潤濕性基本為弱親水或中性,對比不同潤濕性下的相滲曲線可以看出,當巖石由親水向親油轉化時,油相相對滲透率降低,水相相對滲透率升高,束縛水飽和度變小,等滲點左移。

6 結論

1)地層原油黏度低于5～6 mPa·s時,相滲曲線的測量應采用穩態法。

2)當原油黏度變化范圍不大時,相滲曲線形態變化較小,當黏度出現數量級變化,會明顯影響曲線形態。

3)儲層沉積特征對油水相對滲透率影響較大,淺水三角洲及辮狀河三角洲開發效果明顯優于曲流河沉積。

4)中輕質油田,驅替壓差的變化對相對滲透率曲線形態及驅油效率影響較小。

5)潤濕性與地層溫度對中輕質相滲曲線也有不小的影響,在相滲曲線的選取與甄別上應加以關注。