低滲油藏儲層物性及敏感性對高速注水效果的影響

魯明晶, 徐豪爽, 楊峰, 鐘安海, 曹嫣鑌, 左家強, 李蕾

(1.勝利油田石油工程技術研究院, 東營 257000; 2.勝利油田博士后科研工作站, 東營 257000; 3.中國石油大學(華東)石油工程學院, 青島 266580)

低滲透油藏是世界上最重要的油藏類型之一。世界上低滲透石油資源十分豐富,約占總資源量的20%～60%。該類油田基本遍布各主要產油國,主要分布在墨西哥、中國、阿爾及利亞等17個國家,約有20%的全球剩余石油儲量為低滲透油藏,達349.5×108t[1-3]。中國低滲油藏中,砂巖儲層具有較強的敏感性,其黏土礦物含量高,巖石碎屑顆粒分選差,在注水開發過程中容易造成水敏、速敏、鹽敏、應力敏等儲層傷害特征。低滲透油藏的小孔喉、強非均質性使得流體在流動過程中受賈敏效應、毛細管壓力的影響很大。同時,受儲層物性、注水水質等影響,低滲油藏注水過程中普遍存在注水壓力高、欠注比例高的問題,導致油水井無法建立有效驅替,產能遞減快[4-9]。勝利油田的低滲透油藏欠注井數比例高達71%,因此,如何在復雜敏感性地層中建立有效的驅替系統及在開采過程中減少對儲層的傷害是低滲油藏高效開發的難點之一。

常規水驅能夠建立流動通道,但地層能量補充效率低,水驅波及程度低,難以建立有效驅替系統,存在注入水注不進油層,而油層中的原油無法采出的現象,壓裂增產的有效期短,效果較差[10]。水驅開發油藏開發進入中后期,含水上升,提液是油井有效的增產措施,油井提液是油井進入高含水期見效快,投資少的一項挖潛增產手段。提液時機的選擇與提液指標的確定直接關系到后期開發效果[11-13]。

但目前高速水驅所帶來的影響比較模糊,低滲透油藏的儲層物性、礦物敏感性及注水速度對高速注水開發的注入能力、壓力變化及提采效果的機理及影響規律尚不明確。張陽等[14]通過水驅油實驗、壓汞實驗以及實驗結果定量分析的方法,計算并驗證了中低滲儲層物性參數對常規水驅驅油效率的影響大小;曹杰等[15]研究分析了致密儲層水敏感性傷害垂向差異的原因,并優選了保護措施;高斌等[16]分析了水敏對低滲儲層油水兩相滲流的影響,發現水敏作用下孔喉半徑、配位數分布頻率均下降,毛細管滯留原油量增加,注入水利用率低。葉義平等[17]研究了瑪湖凹陷百口泉組儲層水敏效應,發現水敏損害的主要因素為礦物水化膨脹,次要因素為顆粒運移。趙明國[18]探究了大慶F油層的巖石礦物含量對速敏的影響,分析速敏指數與主控礦物的相關關系,發現伊蒙混層對速敏影響最大,伊利石次之,高嶺石最小。在人工邊水驅方面,劉維霞[19]在提出主控因素敏感性定量分析方法和判定原則,從地質、流體、開發三個方面篩選主控因素,為斷塊油藏人工邊水驅開發提供決策依據和指導。前人在中低滲油藏常規水驅開發過程中敏感性和開發效果分析上進行了探索,但是在對高速注水過程中各個影響因素條件下壓力傳導規律及驅油效果研究較少?，F利用天然露頭巖心為研究對象,運用多測點長巖心驅替裝置進行不同條件下的水驅實驗,研究不同儲層物性條件和敏感性條件下水驅油特征、含水率、采油程度及不同注水量時沿程不同位置壓力變化規律,建立儲層物性與壓力波傳導的映射關系,明確了儲層滲透率、裂縫長度和非均質性對高速注水過程中壓力傳導的影響。為低滲透油藏高速注水開發提供理論基礎與實驗依據。

1 實驗材料及設備

1.1 實驗材料

實驗使用天然露頭巖心,選用4種不同滲透率,具體巖心參數如表1所示,實驗使用的原油黏度為6 mPa·s,飽和巖心用礦化度為20 000 mg/L的標準鹽水,驅替用自來水。

表1 巖心參數Table 1 Core parameters

1.2 實驗設備

長巖心水驅實驗裝置流程圖如圖1所示。該裝置由驅替泵、盛裝原油和水的耐溫耐壓中間容器、多測點巖心夾持器、圍壓泵、回壓閥、油水分離及計量瓶、壓力采集箱和連接管線組成。驅替泵通過管線與兩個中間容器相連,兩個中間容器里分別盛放原油和水。兩個中間容器與多測點巖心夾持器(圖2)入口端相連,用圍壓泵給巖心加持器加圍壓。巖心夾持器出口端與回壓閥相連。

采用美國高精度雙缸驅替泵Vindum泵(最高壓力為82.7 MPa,最低流速為0.000 1 mL/min,壓力控制精度為1.38×10-2MPa)。實驗過程中利用跟蹤圍壓泵維持圍壓始終比入口端壓力高10 MPa。

2 實驗方法及設計

2.1 不同儲層物性長巖心高速注水驅替實驗方法

2.1.1 不同滲透率對高速注水影響實驗

根據油田巖心層位及滲透率大小,將巖心分為4組,研究不同滲透率下高速注水過程中的水驅油特征、含水率、采油程度及不同注水量時沿程不同位置壓力變化規律。

具體實驗步驟為:①測量巖心的基本物性參數;②巖心抽真空,將巖心飽和標準鹽水,計算巖心的孔隙體積;③將巖心放入巖心夾持器,以低流速(0.02 mL/min)油驅巖心至巖心末端不出水,且驅替出油量達到1倍孔隙體積,認為巖心已經達到束縛水飽和度,計算飽和油體積與束縛水飽和度;④以1.5 mL/min恒速驅水,記錄不同時刻的注水量、出油量和出水量,并記錄不同注水量下的沿程壓力變化,直至不再出油;⑤更換不同滲透率巖心,重復上述步驟,具體實驗計劃如表2所示。

2.1.2 裂縫長度對高速注水影響實驗

切割造縫用AB膠與40～70目石英砂。造縫方案如圖3所示。同樣將巖心分為四組:①測量巖心的基本物性參數,利用巖心切割裝置切割巖心;②將AB膠按1∶1比例混合均勻,取適量的40～70目石英砂與膠混合均勻(膠砂體積比約1∶10);③將混合好的膠砂填入裂縫,充填均勻,放入烘箱烘干6 h后進行實驗;④巖心抽真空,飽和0.02%標準鹽水,計算巖心的孔隙體積;⑤將巖心按順序放入巖心夾持器,以低流速(0.02 mL/min)油驅巖心至巖心末端不出水且驅替出油量達到1倍孔隙體積,認為巖心已經達到束縛水飽和度,計算飽和油體積與束縛水飽和度;⑥以1.5 mL/min恒速驅水,記錄不同時刻的注入量、出油量和出水量,并記錄不同注入量下的沿程壓力變化,直至不再出油;⑦更換不同裂縫長度巖心,重復上述步驟。

圖3 巖心造縫示意圖Fig.3 Core fracture schematic diagram

2.1.3 儲層非均質性對高速注水特征的并聯驅替影響實驗方法

選用兩種滲透率的巖心進行并聯,確定地層非均質性程度及滲透率級差,研究不同滲透率級差下水驅油特征,分析高滲、低滲巖心的分流量、含水率及采油程度。具體實驗計劃表如表3所示。

2.2 不同敏感性長巖心高速注水驅替實驗方法

2.2.1 巖心水敏標定

通過高速注水長巖心驅替實驗,分析不同注入水礦化度下的水驅油特征、含水率和采出程度,明確注入水礦化度對注水過程中壓力傳導的影響。具體實驗步驟為:①測量原始基質巖心基礎物性,并用氮氣測量巖心氣測滲透率;②用8%標準鹽水飽和巖心,然后以0.1 mL/min的流速測定巖心滲透率K1;③用4%標準鹽水驅替巖樣,驅替10～15 PV后停止,使巖心與之反應超過12 h,再以0.1 mL/min的流速測定巖心滲透率K2;④采用相同的辦法進行蒸餾水驅替實驗,并測量蒸餾水驅替后巖心的滲透率K3。巖樣滲透率變化率計算公式為

(1)

式(1)中:Dn為不同類型鹽水所對應的巖樣滲透率變化率;Kw為巖樣滲透率(與實驗中不同類型鹽水所對應),10-3μm2;Ki為初始滲透率(水敏實驗中初始測試流體對應的巖樣滲透率),10-3μm2。

巖心水敏評價結果如表4所示。

表3 儲層非均質性對高速注水特征的影響測試實驗設計表Table 3 Test design table for influence of reservoir heterogeneity on pressure drive characteristics

表4 巖心水敏性評價結果Table 4 Core water sensitivity evaluation results

2.2.2 不同敏感性對高速注水特征的影響探究實驗方法

研究不同注入水礦化度和不同注水速度下注水過程中的水驅油特征、含水率、采油程度及不同注水量時沿程不同位置壓力變化規律。具體實驗步驟為:①測量巖心的基本物性參數;②巖心抽真空,飽和20 000 mg/L標準鹽水,計算巖心的孔隙體積;③將巖心放入巖心夾持器,以低流速(0.02 mL/min)油驅巖心至巖心末端不出水,且驅替出油量達到1倍孔隙體積,認為巖心已經達到束縛水飽和度,計算飽和油體積與束縛水飽和度;④以0.25 mL/min恒速驅水,記錄不同時刻的注入量、出油量和出水量,并記錄不同注入量下的沿程壓力變化,直至不再出油;⑤重復上述步驟,水敏進行礦化度為4%、6%和8% KCl溶液圍壓下的水驅實驗,速敏進行0.75、1、1.5 mL/min注水速度下的水驅實驗,具體實驗計劃如表5所示。

3 實驗結果分析

3.1 不同物性巖心高速注水長巖心驅替實驗結果分析

3.1.1 不同滲透率對高速注水特征的影響

針對4塊不同滲透率巖心進行高速注水實驗,其采出程度與產水量隨時間變化曲線如圖4所示。由圖4可知,在水驅初期,采收率上升速度較快;當水驅0.5 PV后,采收率上升速度減緩;當水驅3 PV后,采收率幾乎不再上升。注水結束后,3.08 mD巖心采收率達到48.4%,10.47 mD巖心采收率達到47.4%,28.03 mD巖心采收率達到46.5%,58.65 mD巖心采收率達到44.5%。四塊巖心見水時間均在0.45 PV左右,見水后采出油量增加程度迅速降低,產水量呈線性增加。在注水結束后,3.08、10.47、28.03、58.65 mD四塊巖心產水量分別為30.7、34.1、34.8和34.3 mL。

圖5所示為不同滲透率巖心高速注水過程中的注入壓力隨注入時間的變化。結果顯示高速注水過程中的壓力傳播存在明顯的先積累后釋放過程。圖5(a)展示了3.08 mD巖心在高速注水過程中的沿程壓力變化。由圖5可知,在注水初期,巖心沿程壓力隨注入量增加而增加,當注入量為0.225 PV時,巖心前半段壓力上升幅度大于后半段,說明此時由于總注入量較小,壓力尚未傳播至巖心后半段;當累計注入量超過0.45 PV時,沿程壓力分布較為均勻,說明壓力已傳導至巖心末端,巖心沿程壓力隨著注入量的繼續增加,開始下降;當累計注入量達到1.125 PV后,壓力降低速度減緩;當累計注入量超過2.25 PV后,壓力傳播達到穩定狀態,沿程壓力幾乎不再變化。圖5(d)展示了不同滲透率巖心高速注水全過程的注入端壓力變化,結果表明巖心滲透率越低,注入端的壓力積累效應越明顯。3.08 mD巖心注入端壓力最高達到56.4 MPa,最后穩定于39.1 MPa;10.47 mD巖心注入端壓力最高達到30.9 MPa,最后穩定于25.6 MPa;28.03 mD巖心注入端壓力最高達到24.1 MPa,最后穩定于23.1 MPa;58.65 mD巖心注入端壓力最高達到21.9 MPa,最后穩定于21.0 MPa。

表5 不同敏感性對高速注水特征的影響測試實驗設計表Table 5 Test design table for effect of different sensitivity on pressure drive characteristics

圖4 不同滲透率巖心采出程度與產水量 隨注入量變化曲線Fig.4 Curves of recovery degree and water production of cores with different permeability changing with injection volume

總體來看,滲透率對低滲油藏高速注水開發采出程度影響較小,且最終采出程度隨著滲透率的增大而降低。在相同注水速度下,巖心滲透率越低,流體流動所克服的毛管力越大,但高速注水時注入壓力更高,使得驅替壓差增加,從圖5(a)～圖5(c)中第一測點(距注入端5 cm處)和第二測點(距注入端10 cm處)的壓降結果可以看出,低滲巖心比高滲巖心消耗更多能量來克服毛管阻力,低滲巖心在高驅替壓差下更多的原油被采出,從而導致采收率增加。另外,由于高速水驅遠高于常規注水速度,使得見水較早,且在見水之后,含水率急速上升。

圖5 注入壓力隨滲透率和注入時間變化Fig.5 Injection pressure varies with permeability and injection time

3.1.2 裂縫長度對高速注水特征的影響

利用上述實驗方法,所得到的不同裂縫長度巖心采出程度與產水量隨時間變化曲線如圖6所示。

由圖6可知,在高速注水初期,采出程度上升速度較快,當注入量超過0.5 PV后,長裂縫的采出程度上升速度首先降低,其次是中裂縫和短裂縫。當水驅2 PV后,采收率幾乎不再上升。高速注水結束后,長裂縫、中裂縫、短裂縫巖心的采收程度分別為43.8%、46.4%和48.3%。四塊巖心見水時間均在0.4 PV左右,且裂縫越長,見水越早。注水結束后,三塊巖心的產水量接近。可以看出,最終采出程度隨著裂縫長度的增加而降低,這是由于裂縫的存在會導致注入水更容易發生竄流。與此同時,在相同注水速度下,裂縫長度越長,壓力傳播速度越快,注入初期的注入端壓力積累效應減弱,使得生產壓差降低,最終導致了采收率的降低。裂縫的存在會使得見水時間提前。

圖7顯示了不同長度裂縫巖心高速注水過程中的沿程壓力變化及注入端壓力隨注入量變化。結果表明,注入量相同時,長裂縫巖心測點1、2處壓力上升幅度(26 MPa)小于中、短裂縫巖心(30、34 MPa),相同位置下,裂縫會使得該點壓力更接近注入端壓力,長裂縫距離巖心注入端10 cm內的壓力跟注入端差別均較小,而短裂縫巖心第一個距離注入端5 cm的測點與注入端壓力差別也較大,說明裂縫的存在有利于壓力波的傳遞。裂縫越長,注入端最高壓力和最終穩定壓力都更低,說明裂縫會降低高速注水過程中近井地帶的壓力積累作用。長裂縫巖心注入端壓力最高達到45.9 MPa,最后穩定于35.6 MPa;中裂縫巖心注入端壓力最高達到50.7 MPa,最后穩定于36.8 MPa;短裂縫巖心注入端壓力最高達到54.2 MPa,最后穩定于38.1 MPa。

圖7 裂縫巖心沿程壓力變化及注水端壓力變化Fig.7 Pressure variation along fracture core and injection end

研究表明,裂縫長度可影響壓力傳播速度和采出程度。裂縫內可近似為無限導流能力流動,不存在壓力損耗。但巖心兩端壓差也因此降低,導致原油采出程度降低。因此實際生產過程中壓裂裂縫長度需要選擇合適的范圍,既有利于壓力傳播,又可提升地層能量,保持壓差,提高采收率。

3.1.3 儲層非均質性對高速注水特征的并聯驅替影響

圖8展示了水驅過程中,并聯巖心滲透率級差由5增加到20的三組實驗所得到的巖心總采出程度與高滲及低滲巖心各自的采出程度變化情況。結果可以看出,巖心的總采出程度隨滲透率極差的增大而減小,從56%降低到42.5%,降低了13.5%;巖心滲透率級差越小,儲層均質性越好,最終采收率越高,累積產油量越大;不同滲透率極差下,高滲巖心采出程度相差不大,均達到了58%,但低滲巖心采出程度差別較大,20、10、5 mD巖心的滲透率分別為53%、45.6%、25.15%,其差距達27.85%。

圖8 儲層非均質性對不同區塊采出程度的影響Fig.8 Influence of reservoir heterogeneity on recovery degree of different blocks

上述結果表明,滲透率級差越大,高滲巖心與低滲巖心采出程度相差越大;不同滲透率級差,高滲巖心物性相近時,其采出程度相差不大,但低滲巖心采出程度相差較大,且滲透率級差越大,高滲巖心采出程度略增加,這是由于低滲巖心的難注入性導致高滲巖心注入的分流量增大。因為高速注水已經在高滲巖心建立起優勢通道,使低滲巖心分流量降低,波及范圍減小,最終總采出程度也越低。注入量在0.2 PV前,巖心總采出速率相差不大,這是由于并聯巖心采出程度主要受其中高滲巖心影響,高滲巖心中的原油優先動用,0.2 PV后,低滲巖心中的原油開始流動,使得總采出速率出現差異,說明非均質性對高速注水開發效果有較大影響。

3.2 不同敏感性巖心高速注水長巖心驅替實驗結果分析

3.2.1 水敏對高速注水特征的影響

所選區塊的水敏特性如圖9(a)所示,可以看出隨著礦化度的降低,巖心的滲透率迅速下降,從13 mD降低到了1 mD,滲透率損害率達90%,屬于強水敏地層。不同注入水礦化度下的巖心采出程度隨時間變化曲線如圖9(b)所示。注入礦化度為8%KCl、6%KCl、4%KCl 的水和自來水時,最終采出程度分別為50.3%、46.4%、41%和28.8%,隨著注入水礦化度的降低而降低。不同礦化度下注入端壓力變化曲線如圖10所示,在注入初期,由于水敏作用,隨著注入水從礦化度8%KCl變為6%KCl、4%KCl和自來水,注入端最高注入壓力分別從21.95增加至22.75、24.65、34.93 MPa,此時由于巖心后半段滲透率并未明顯增加,后半段巖心壓力上升幅度并未明顯增加;當注入體積超過2.25 PV后,沿程壓力基本保持不變。

由于區塊的強水敏特征,高速水驅過程中,自來水與巖心發生水敏反應,顆粒的運移以及黏土礦物的膨脹,使小孔隙堵塞,導致滲透率降低,驅替的原油流經小喉道時容易被卡斷產生殘余油,即使在形成較大的驅替壓差的作用下,原油的采出程度降低了21.5%。因此,水敏對油田高速水驅影響較大,為保證驅替效果,油田現場施工要嚴格控制水質,確保高水質注水,保持油層具有穩定的吸水能力,防止水敏影響高速注水開發效果。

圖9 水敏對采出程度的影響Fig.9 Influence of water sensitivity on recovery degree

圖10 不同礦化度條件下注入端壓力變化Fig.10 Pressure variation at injection end under different salinity conditions

3.2.2 速敏對高速注水特征的影響

巖石的速敏是指油層巖石孔隙中流體流速過高或波動過大,使巖石內固有的各種固體微粒脫落并隨流體運移,堵塞孔隙通道而導致巖石滲透率下降的現象。所選區塊的速敏特性如圖11(a)所示,分析可知隨著注水速度從0.25 mL/min增加到0.75 mL/min時,巖心滲透率下降50%,繼續增加注水速度,巖心滲透率下降速度平緩,3 mL/min時滲透率損害率達71%,為中強速敏。

不同注水速度下的巖心采出程度隨時間變化曲線如圖11(b)所示。在水驅初期,采收率上升速度較快。當注水速度較低時,最終采收率隨著注水速度的增加而增加,注水速度從0.25增到0.75 mL/min,最終采收率從42.7%增到46.2%;當注水速度超過1.5 mL/min后,最終采收率幾乎不再增加,增加到3 mL/min時,最終采收率僅從47.7%增加到48.0%。

圖12(a)顯示了不同注水速度巖心高速注水過程中的注入端壓力變化?？梢钥闯?注水速度為0.25 mL/min時,巖心注入端壓力最高達到20.69 MPa,最后穩定于20.38 MPa;注水速度為0.75 mL/min時,巖心注入端壓力最高達到24.12 MPa,最后穩定于21.01 MPa;注水速度為1.5 mL/min時,巖心注入端壓力最高達到28.13 MPa,最后穩定于23.96 MPa;注水速度為3 mL/min時,巖心注入端壓力最高達到47.73 MPa,為低速注入的2.5倍,最后穩定于33.78 MPa。巖心沿程壓力增加隨著注入速的增加而增加,越靠近注入端壓力增加越明顯。隨著注水速度的增加,壓力先積累后釋放效應越明顯。圖12(b)展示了不同注水速度下巖心兩端的壓差變化,壓差在注水突破前達到最大,突破后壓差逐漸下降至穩定。

最終采出程度隨著注水速度的增大先增大后降低,這是由于隨著注入量的增加,巖心中的一些膠結顆粒發生了移動,有些隨著驅替沖出巖心,有些卻堵在了小孔隙喉道處,更高的注水速度會導致注入壓力更高,使得驅替壓差增加。高速注水的注采壓差為低速注入的6倍以上,在更高驅替壓差的作用下,更多的原油被采出,采收程度增加。但是當注水速度超過1.5 mL/min后,繼續增加注水速度對采收程度的影響較小,說明對于高速注水開發來說,注水速度并非越高越好,當注水速度超過一定值后,并不能使得采收程度得到明顯提升。

圖12 不同注水速度下注入端壓力及巖心兩端壓差變化Fig.12 Pressure at injection end and pressure difference at both ends of core under different injection velocity

4 實例應用

2020年勝利針對低滲透油田水驅波及體積小,采收率低的問題,提出采用高速注水即壓驅開發方式,可實現壓裂、滲濾、驅洗相結合,通過大排量注水增加注水井附近滲流通道,有利于形成微裂縫及裂縫,并開啟天然裂縫,解決“注不進”的問題[20],并通過高速注水實現地層能量的快速補充,解決“采不出”的問題。如L751井組,深度3 350 m,滲透率0.6 mD,2020年11月進行高速注水,注水速度在1～1.5 m3/min,16 d累計注水3萬m3,平均日注水在2 000 m3左右。高速注水在勝利的低滲及致密油藏已經實施60余個壓驅井組,但效果參差不齊,油井整體見效率在50%左右[21]。其原因較多,需要從注入量設計、儲層非均質性、儲層水敏及速度對驅替的影響等多方面考慮。本文通過進行室內高速注水實驗詳細探究了儲層滲透率、儲層非均質性、裂縫長度、儲層水敏、儲層速敏性質對驅替過程中壓力傳播及采油效果的影響,為現場高速注水開發提供理論依據,并對注水參數及目標儲層選取提供指導建議。

5 結論

通過利用天然露頭巖心進行多測點長巖心驅替實驗,研究了不同儲層物性條件和敏感性條件下水驅油特征、含水率、采油程度及不同注水量時沿程不同位置壓力變化規律,明確了儲層滲透率、裂縫長度對高速注水過程中壓力傳導的影響。得到如下主要結論。

(1)低滲油藏中,較低滲透率儲層在高速水驅條件下更易建立有效的驅替系統,在相同注水速度下注入壓差更高,等壓線越密集,采出程度越高,但同時注入水突破至平衡壓力時壓差降低幅度也越大,高達50%左右。

(2)低滲儲層中裂縫的存在會提高注水井的注入能力,但同時會降低注入壓差,蓄能效果下降,導致采收率降低,不能實現有效驅替;儲層非均質性越強,其低滲區塊內原油資源越難動用,但高滲區塊采出程度相差不大,整體采出程度越低。

(3)巖心水敏性越強,在低礦化度下滲透率損害率越大,即使在較高的注采壓差下,也難以形成有效驅替,采出程度降低。

(4)速敏對巖心的采出程度和壓力傳導有不同程度的影響;高速注入壓力為低速注入的2.5倍,注采壓差為低速注入的6倍以上,增大注水速度能顯著提高巖心的采油速率和采出程度,改善低滲儲層水驅效果。