裂縫性低滲透油藏竄流規律實驗研究

王大為，高振南，李俊飛，葛濤濤，廖 輝

(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 引言

渤海區域內低滲透油藏儲量規模較大，尚未形成有效開發，仍處于探索階段，亟待認清儲層滲流規律，加快低滲儲量動用[1]。低滲透油藏儲層巖石致密，但脆性大，容易產生天然裂縫，形成裂縫性低滲透儲層。裂縫性低滲透油藏存在雙重介質滲流特征[2-4]，竄流系數是描述該特征的重要參數之一，它反映了基質中的流體向裂縫流動的能力[5-9]，對裂縫性油藏數值模擬結果有較大影響?；|-裂縫間的竄流量計算偏差將引起模擬失真[10-12]。國內外學者對竄流系數開展過諸多研究，但主要是通過試井圖版擬合進行求取，室內實驗的研究報道較少[13-15]。該文針對渤海低滲目標油田開展室內竄流實驗，得出了形狀因子和竄流系數等描述裂縫性油藏滲流特征的關鍵參數，有助于認清渤海低滲透油藏儲層滲流規律，提高數值模擬精度和方案研究的可靠性。

1 基質-裂縫竄流實驗研究

1.1 實驗設備及材料

實驗設備主要由抽真空飽和裝置、溫度和壓力監測控制裝置、計算機控制系統和流量計量裝置等組成，如圖1所示。實驗設備需滿足以下幾方面要求:1)自動記錄流量和壓力數據，精度達到每0.01 s記錄一次;2)能夠同時計量裂縫和基質中的流體壓力值;3)內壓測試點左、右各3個，呈對稱分布，測試值為40～50 MPa;4)裂縫和基質系統之間至少可建立5 MPa壓差。

圖1 竄流系數測試實驗設備Fig.1 Experimental equipment for measurement of crossflow coefficient

天然巖心兩端斷面不規整，裂縫形態也較為復雜，難以直接應用于實驗。同時，對天然巖心進行切割加工又容易出現巖心破碎的情況，加工難度較大?？紤]到上述因素，實驗通過對不同配比的灰巖和白云巖顆粒進行膠結，制成具有不同滲透率的全直徑人工巖心，應用其研究基質巖塊滲透率與竄流系數之間的關系。巖心在室內實驗中需要承受較高的壓力，選用圓柱狀巖心可以更均勻地施加圍壓;大尺寸巖心加工較為困難，巖心太小則基質-裂縫間的竄流量也較小，造成計量困難。該實驗要求巖心直徑(100±5)mm，巖心長度最大150 mm。實驗選取5塊全直徑巖心，利用全直徑巖心夾持器和室內竄流實驗測試裝置測試不同基質滲透率條件下竄流系數。實驗用巖心的基質滲透率采用液測法測得，巖心的基本參數如表1所示。

表1 巖心基本參數表Table 1 Basic parameters of core

根據實驗區塊地層水配方進行實驗用水配樣:在30℃下，通過黏度測試儀測試實驗用水的黏度為1 mPa·s，利用密度儀測試出實驗用水的密度為0.992 g/cm，總礦化度為7 726 mg/L，如表2所示。

表2 實驗用水水樣無機鹽含量Table 2 Contents of inorganic salts in experimental water samples mg/L

1.2 實驗原理

竄流實驗設計主要是基于竄流微分方程和物質平衡原理，采用高精度壓力傳感器和電子天平實現準確計量，完成實驗設計。根據Warren-Root的理論可知，流體在基質-裂縫之間竄流時，有:

式中:λ為竄流系數，無因次;α為形狀因子;A為巖心橫截面積，m2;K m為基質的滲透率，mD;K f為裂縫的滲透率，mD。

在確定了基質滲透率K m、裂縫滲透率K f、巖心橫截面積A，以及求取了形狀因子α之后，就可以根據式(1)求出竄流系數λ。

1.3 實驗步驟

1)將實驗巖心裝入全直徑巖心夾持器中，設定好圍壓值、回壓值以及微計量泵的泵入流量;

2)通過微計量泵向巖心內泵入實驗用水;

3)開啟回壓增壓手閥給巖心回壓，使巖心各處壓力平衡;

4)待壓力穩定后停止微計量泵供液;

5)打開回壓閥，瞬間降低回壓，使巖心內基質-裂縫間發生竄流;

6)回壓閥開啟短時間后立即關閉，通過竄流實驗軟件觀測巖心夾持器內各處壓力傳感器數值，待入口、出口及巖心內部各壓力值穩定后，將所記錄數據導出備用;

7)根據測得的基質和裂縫壓力數據，計算出形狀因子α和竄流系數λ。

1.4 實驗結果

在幾何形態相同、定圍壓的情況下選擇基質滲透率不同的巖心進行實驗。實驗所用巖心的基本參數和實驗測試的結果如表3所示。

表3 不同基質滲透率的計算結果Table 3 Calculation results of different matrix permeability

實驗中5塊全直徑巖心的基質滲透率為2.41～34.15 mD，差異相對較大;裂縫滲透率為3 876.62～3 926.51 mD，較為接近。實驗測定的形狀因子為3.42～3.94，可見在全直徑巖心網格尺寸相同、幾何形態相同、定圍壓的情況下，各巖心的裂縫滲透率和形狀因子較為相近。

在巖心橫截面積、裂縫滲透率和形狀因子接近的情況下，竄流系數的值主要受基質滲透率差異的影響。根據實驗測定的形狀因子，再由式(1)可計算得到竄流系數為1.75×10-5～2.74×10-4，而在油藏規模條件下，竄流系數λ一般為10-10～10-4[16]，該實驗所測得的λ為10-5～10-4，符合一般規律，同時也驗證了實驗裝置的可靠性。

2 結果分析與討論

2.1 竄流系數與基質滲透率關系

為了尋找儲層竄流規律，可以根據上述實驗結果，做出竄流系數隨不同基質滲透率的變化曲線，如圖2所示。

圖2 竄流系數隨不同基質滲透率的變化曲線Fig 2 Variation curve of crossflow coefficient with different matrix permeability

巖心的竄流系數與基質滲透率基本成線性關系，隨著基質滲透率的增大，竄流系數線性增大，從1.75×10-5增加到2.74×10-4，增幅較大。形狀因子的數值取決于基質巖塊的大小和正交裂縫的組數，儲層中如果被分割的基質巖塊越小，則裂縫的密度相應就越大，得到的形狀因子也就越大。竄流系數隨著形狀因子和基質滲透率的增大而增大，所以基質巖塊越小、基質滲透率越大，測得的竄流系數就越大，表明基質中流體向裂縫的竄流能力越強。巖心樣品J1～J5的裂縫滲透率和形狀因子較為接近，而基質滲透率逐漸增大，因此竄流能力也逐漸增強。

通過線性回歸，得到竄流系數與基質滲透率的關系式為:

可以應用上述關系式預測目標油田不同基質滲透率下的竄流系數，為油藏數值模擬和開發方案編制奠定基礎。

2.2 應用竄流系數預測壓裂井產能

結合上述竄流實驗結果，可以預測壓裂井初期產能，對渤海低滲目標油田儲層Ⅰ和Ⅱ油組進行壓裂效果評價。由Ⅰ和Ⅱ油組的基質平均滲透率，結合基質滲透率和竄流系數相關性回歸直線的結果，可以分別求出各自的竄流系數，再反求形狀因子，繼而可求得單位體積、單位時間的竄流量。根據不同裂縫的裂縫半長和儲層的厚度可以得到發生竄流的巖塊的體積，結合上面求得的單位體積、單位時間的竄流量，便可算出單井的產量。結果和各項參數如表4所示。

表4 儲層壓裂產能預測Table 4 Reservoir fracturing productivity prediction

從表4可知，Ⅰ油組儲層基質平均滲透率為42.73 mD，而Ⅱ油組儲層基質平均滲透率僅為1.92 mD，遠小于Ⅰ油組。由式(2)可得，Ⅰ油組儲層竄流系數為35.79×10-5，而Ⅱ油組儲層竄流系數僅為1.32×10-5，也遠小于Ⅰ油組。結合Ⅰ油組儲層厚度22 m、地層原油黏度1 mPa·s、生產壓差15 MPa，Ⅱ油組儲層厚度29 m、地層原油黏度0.5 mPa·s、生產壓差28 MPa，便可得到裂縫性低滲透油藏不同裂縫半長(80 m，100 m，120 m)時對應的單井初期產油量。裂縫半長越長，對應的單井初期產量越高。當裂縫半長由80 m增大到120 m時，Ⅰ油組儲層單井初期產量由427 m3/d增大到961 m3/d，Ⅱ油組儲層單井初期產量由96 m3/d增大到216 m3/d，由于儲層基質滲透率和竄流系數的差異，Ⅱ油組單井初期產量遠小于Ⅰ油組。

3 結論

1)通過室內實驗研究了裂縫性低滲透油藏中基質和裂縫之間的竄流特征，測得了不同巖心的形狀因子和竄流系數。測試得到的形狀因子數值為3.42～3.94，較為接近;不同巖心的竄流系數隨著基質滲透率的增加變化幅度較大，為1.75×10-5～2.74×10-4?；貧w得到的基質滲透率與竄流系數關系式可以用于預測目標油田的竄流系數。

2)結合竄流實驗結果，對渤海目標油田低滲儲層進行了壓裂效果評價。根據不同裂縫的裂縫半長和儲層厚度，以及單位體積、單位時間內的流體竄流量，計算出了不同儲層的單井產量。由于Ⅰ油組儲層基質平均滲透率大于Ⅱ油組，因此根據統計規律計算的竄流系數也相對較大，不同裂縫半長的單井初期產能為427～961 m3/d，也遠大于Ⅱ油組的96～216 m3/d。