基于油水非穩態滲流實驗的滲流規律分析——以XL油田為例

李鑫羽，歐陽傳湘，趙鴻楠，曾羽佳

(長江大學 石油工程學院，湖北 武漢 430100)

目前，我國許多注水開發的老油田逐漸進入開發階段的中后期，儲層含水率上升、產量遞減等問題日益顯著，為探究此時儲層中的滲流規律，學者們提出了很多方法，如相對滲透率曲線法、核磁共振法、微觀CT掃描法等[1-2]。核磁共振、微觀CT掃描在測試大量巖樣時成本高，適合選取針對性強的巖樣進行測試。在需要進行大量巖樣實驗獲得宏觀的滲流規律性研究方面，以相對滲透率曲線法作為根基更為適宜。

XL油田經注水開發多年，歷經快速上產、產量遞減、加密調整和再次遞減4個階段，目前油田產量持續遞減且形勢嚴峻。為探明目前儲層相比開發初期油水滲流規律差異、不同滲透率級別巖況下油水的滲流差異性、儲層性能的變化情況。針對加密前后不同滲透率級別的巖樣從油水相對滲透率曲線特征出發進行研究分析，為后續的研究方向及油田開發方向提供指導和依據。

1 非穩態油水兩相相對滲透率曲線實驗

非穩態的油水兩相相對滲透率的基本理念是采用Buckley—Leverett一維空間油水兩相驅替過程中的水驅油前緣推進理論為基本[3-8]。在實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巖樣中油水飽和度在每一個橫截面上都是均勻分布的。開展實驗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行驅替。在水驅油的過程里，多孔介質中油水飽和度的分布可以看做是距離和時間的函數映射，整個過程被稱作非穩定性過程。按照符合模擬實驗條件的實際要求，在儲集層巖樣上通過采用恒定壓差或恒定速度的水驅油測驗時，在一定時間變化范圍內，在巖樣的出口端進行觀察，并將2種不同流體的產出量及巖樣兩端的壓力差值的變化記錄下來，之后采用“JBN”方法進行計算可以得到油—水相對滲透率，利用其繪制出油—水相對滲透率與含水飽和度的關系曲線。

1.1 巖心基本數據

(1)實驗巖樣。根據研究內容，分別選擇XL油田開發前期和后期各11塊巖心進行非穩態法測定相滲曲線，其巖心基礎物性數據見表1。

表1 不同開發階段巖心基礎物性數據Tab.1 Basic physical property data of cores at different development stages

(2)實驗選用油。通過選擇與原油配伍性好的精制油與中性煤油進行配比，同時調查XL油田的現場實際情況確定油水黏度比為13 mPa·s。

(3)實驗選用水。根據XL油田現場的地層水和注入水成分分析資料進行配置實驗地層水礦化度為4.7 g/L。

1.2 實驗步驟

實驗參照行業標準SY/T5345—2007《巖石中兩相流體相對滲透率測定方法》和國家推薦標準GB/T 28912—2012《巖石中兩相流體相對滲透率測定方法》中的非穩態法開展。

(1)建立束縛水飽和度。先用實驗用油進行水驅建立束縛水飽和度，初始驅替速度選擇為0.05 mL/min，逐漸增加驅替速度到出口段不出水。束縛水飽和度計算公式見式(1)：

(1)

式中，Swi為束縛水飽和度；Vw為驅出水體積。

(2)確定束縛水狀態下的油相滲透率。在建立束縛水飽和度后，繼續驅替10 PV后，記錄入出口兩端壓力差和流速值，進行油相滲透率的計算。連續測定3次，確保相對誤差小于3%。油相有效滲透率按式(2)計算：

(2)

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

(3)測定水驅油相滲數據。①選擇合適的驅替速度或驅替壓差進行水驅油實驗；②記錄見水時間、見水時的累積產油量、累積產液量、驅替速度和巖樣兩端的驅替壓力差。需要注意實驗時按出油量的多少確定記錄時間間隔，如見水初期出油量多需加密記錄。當含水率達到99.95%或注水30倍孔隙體積，測定水相滲透率，實驗結束。

(4)實驗數據處理。實驗數據處理方法如下：

(3)

(4)

(5)

(6)

(7)

2 基于油水相滲曲線的滲流規律分析

2.1 油水相對滲透率曲線實驗結果分析

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

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

(1)由圖1(a)可以得知，開發前期取心井不同滲透率等級巖樣的各油水兩相相對滲透率曲線形態特征點表現為：油相相滲曲線在巖樣滲透率逐步增大的同時，位置上移動趨勢逐漸向左，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，位置移動的趨勢逐漸向左，束縛水水飽和度逐漸變小，水相相滲曲線末端所對應位置逐漸上翹。

(2)由圖1(b)可以得知，開發后期取心井不同滲透率等級巖樣的各油水兩相相對滲透率曲線形態特征點表現為：油相相滲曲線在巖樣滲透率逐步增大的同時，位置上移動趨勢逐漸向左，曲線在到達共滲點之前整體呈現向左平移。水相相滲曲線隨著巖樣滲透率逐漸增大，位置移動的趨勢逐漸向左，曲線傾斜的程度逐漸變陡。隨著滲透率增大，曲線末端起始點所對應的含水飽和度位置發生變化不大，末端所對應的含水飽和度位置發生向左平移。

經調查資料發現，由于該油層具有較強的非均質性，見水后油相相滲曲線下降很快。開發后期相比開發初期，滲透率級別高的巖樣油相相滲曲線下降更快，表明到開發后期中滲儲層的非均質性增強，滲流能力明顯減弱。

2.2 不同開發階段同滲透率巖樣相滲曲線分析

從開發前后期的巖樣中分別取2塊代表不同級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行對比分析，如圖2所示。

圖2 不同開發階段巖樣滲流曲線對比Fig.2 Comparison of seepage curves of rock samples of different development stages

(1)對于分別在開發前后期的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。說明對于低滲巖樣，開發初期相比較于開發后期，水驅油最終采收率沒有明顯變化。

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

分析認為，當開發階段來到后期，XL油田中滲儲層性能及滲流能力受注水開采影響更大且下降明顯。低滲儲層性能及滲流能力較為穩定。

2.3 不同滲透率級別相滲曲線特征參數規律

通過對開發前期取心井和開發后期加密后取心井所取得的巖心的油水兩相相對滲透率曲線的特征參數進行匯總(表2)。對不同開發階段取心井的油水兩相相對滲透率曲線的特征參數作與滲透率的變化關系散點圖(圖3)[13-18]。

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

圖3 相滲曲線特征參數變化規律Fig.3 Change law of characteristic parameters of phase permeability curve

從圖3可知，①開發前后期，束縛水飽和度與滲透率呈較強的負相關，兩相共滲區飽和度與滲透率呈較強的正相關；殘余油飽和度和共滲點飽和度與滲透率相關性不明顯。②油水兩相曲線特征參數在滲透率等于10×10-3μm2前后，擬合曲線具有明顯的分段式變化，這表明低滲儲層和中滲儲層差異性較大，在開發過程中區別對待。③巖樣束縛水飽和度較高含量在40%以上且油水等滲點對應含水飽和度在50%以上，表明儲層具有較強的親水性。開發后期束縛水飽和度比開發前期束縛水飽和度略高，分析解釋為儲層滲流能力受巖石孔隙喉道中附著的黏土礦物影響，開發后期儲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。④油水兩相區隨滲透率增大而逐漸變大，開發后期相比開發初期油水共滲區的參數擬合曲線上升變緩、變化范圍變小，表明開發后期的儲層性能相比開發初期明顯降低。⑤開發后期隨著滲透率的增加，中滲級別巖樣油水相滲特征參數變化不明顯，表明此時滲透率越大的中滲級別巖樣受注水影響越大，滲流能力及物性下降越多。

3 結論

通過對XL油田開展油水兩項非穩態實驗研究的發現及建議：

(1)束縛水飽和度高且與滲透率相關性較強，研究儲層區域具有較強的親水性。開發后期儲層親水性更強。

(2)兩相共滲區窄且與滲透率相關性較強，開發初期比開發后期范圍更大。

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

(4)根據相滲曲線初步分析認為，開發初期儲層滲流能力要優于后期加密后的儲層。開發后期中滲儲層受注水影響導致滲流能力和儲層物性變差，低滲儲層性能及滲流能力保持較為穩定，下一步應注重加強對低滲儲層的開發。

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