长期冲刷条件下的渗透率变化和微观模型研究

陈小凡，刘 峰，王 博，李春磊，林德纯

(1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室 西南石油大学，四川 成都 610500;

2.中油冀东油田分公司，河北 唐山 063004;

3.中石化西北油田分公司，新疆 乌鲁木齐 830011)

长期冲刷条件下的渗透率变化和微观模型研究

陈小凡1，刘 峰1，王 博2，李春磊3，林德纯1

(1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室 西南石油大学，四川 成都 610500;

2.中油冀东油田分公司，河北 唐山 063004;

3.中石化西北油田分公司，新疆 乌鲁木齐 830011)

长期的注水开发，使储层的物性参数发生了较大变化，其非均质性较开发初期更加严重，开采难度增加。为了研究长期注水冲刷条件下储层物性参数的变化规律，利用室内岩心驱替实验，分析了在长期冲刷条件下岩心渗透率的变化。实验表明，在长期的注水、注白油驱替下，岩心渗透率降低。根据实验数据，建立了渗透率降低的微观动态模型，并对渗透率降低的原因进行了分析。

注水;注白油;岩心驱替;渗透率;微观模型

引 言

注水开发是目前应用最为广泛的油田开发方式和二次采油方法。采用注水开发的油田，其储量和产量所占的比重都在80%以上［1］。长期注水冲刷油田储层参数变化规律的研究，为长期注水开发油田的高含水和特高含水期宏观和微观剩余油的形成机理、分布规律预测及改善油藏开发效果提供了理论基础。不同地区、不同流体物性、不同的岩性、不同的驱替速度下，储层物性参数变化不同［2－8］。因此，对不同地区的储层物性参数进行特定的分析，对指导油田的持续高效开发具有重要意义。

本次实验所用仪器是海安石油科研仪器有限公司生产的动态储层参数测试系统。使用该仪器可对渗透率、孔隙度、气液相对渗透率、油水相对渗率、地层敏感性等物性参数进行测定。本文以取自大庆油田的岩样为基础，通过室内岩心驱替实验分析测试方法，得到在不同的注水、注白油驱替速度条件下岩心渗透率变化情况。

1 长期冲刷条件下岩心的渗透率变化

本次实验的岩心大部分取自高孔、高渗储层，气测孔隙度为20% ～30%，气测渗透率为2 000×10－3～3 000 ×10－3μm2。为了获取同一研究对象在整个长期冲刷过程中的储层参数变化规律，在同一个取心井段钻取多块岩样，称为“平行岩样”。本次实验所用岩心为平行岩样。

1.1 长期注水驱替条件下的渗透率变化

实验用水为按照大庆油田地下水矿化度标准配置的矿物水。黏度为1 mPa·s，总矿化度为6 202 mg/L，K++Na+浓度为 2 142 mg/L，Ca2+浓度为 10 mg/L，Mg2+浓度为 5 mg/L，SO42－浓度为 23 mg/L，HCO3

－浓度为1 776 mg/L，CO32－浓度为 182 mg/L，Cl－浓度为2 064 mg/L。

测量一组平行岩样5块岩心在不同的注水驱替速度时渗透率的变化，并记录下每驱替一定倍数后岩心的渗透率(图1)。

从图中可以看到，平行岩样的5块岩心，在不同注水驱替速度时，渗透率在局部会出现波动，但总体上岩心渗透率是下降的。

1.2 长期注白油驱替条件下的渗透率变化

由于所用岩心为砂岩，存在一定的水敏效应，可能导致渗透率降低。为了使实验结果更加准确可靠，防止岩心发生水敏，改用与大庆油田原油性质相似的工业白油驱替。在标准压力和温度条件下，所用的白油黏度为20 mPa·s，密度为0.846 g/cm3。

图1 不同的注水驱替速度下平行岩心的渗透率变化

测量一组平行岩样5块岩心在不同的白油驱替速度时渗透率的变化，并记录下每驱替一定倍数后岩心的渗透率(图2)。

图2 平行岩心在不同的注白油驱替速度下的渗透率变化

从图中可以看到，平行岩样的5块岩心在不同的注白油驱替速度下，渗透率以近似直线的速度降低。

2 渗透率降低的微观模型

根据岩心渗透率降低的现象，从理论上建立岩心渗透率降低的微观模型。将岩心的孔隙简化为等径的毛管模型，在理想毛管中，截取微小的一段dx，假设岩石颗粒分布均匀，毛管横截面积不变(图3)。

作用在微小截断中点的压力是p，则:

图3 理想的毛管模型

设流体的单位质量力为λ，则x轴上的质量力为λρAdx。根据牛顿第二定律，作用在微小体上诸力在任一轴投影代数和等于微小体的质量与该轴上的加速度的乘积，于是有［9］:

两边同时除以ρAdx，得到单位质量流体的运动方程:

实际地层中，岩石颗粒分布不均匀，毛管孔径大小变化不一致。当有外来颗粒冲刷进毛管孔径时，岩心的渗透率会发生变化。图4为简化的当有外来颗粒冲刷进毛管孔径时，理想的孔径变化模型。

假定p1为流体流进窄口端的压力，p2为流体流出窄口端的压力，A1为理想毛管的横截面积，A2为有颗粒堵塞缩小的毛管横截面积。

对式(8)进行积分:

式中:x1、x2为毛管孔径变化时前段、后端的位置，cm;u1、u2为流体在压力 p1，p2下的流动速度，cm/s。

图4 变化的毛管模型

得到流体进口段和出口端的压力差Δp:

式中:K为毛管的渗透率，μm2;Q为在压差Δp下通过流体的流量，cm3/s;μ为通过毛管的流体黏度，mPa·s;L为毛管长度，cm;A为垂直于流动方向的截面积，cm2;Δp为流体通过毛管前后的压力差，MPa。

当有外来颗粒冲刷进毛管孔径时，单根毛管的渗透率变化为:

根据达西定律，在理想毛管中，单根毛管的渗透率为［10］:

(1)当α＞1时，A1＞A2，毛管的横截面积缩小，说明有外来冲刷的颗粒堵塞喉道，毛管孔隙半径变小，p*＞Δp，单根毛管的渗透率降低。

(2)当α=1时，A1=A2，毛管的横截面积不变，毛管孔隙半径不变，p*=Δp，简化为达西定律，单根毛管的渗透率不变。

对整个岩心来说，将岩石的孔隙简化为理想的毛管束，得到简化的变孔径渗透率变化达西公式:

式中:n为单位面积内的毛管个数。

3 渗透率降低原因分析

(1)注入水对储层岩石的作用主要以物理作用为主，使渗透率下降。黏土矿物比较细小，在长期的注水冲刷过程中，造成储层内小颗粒迁移，很容易在喉道处堆积，使喉道有效半径减小，小的孔隙可能被堵死，从而降低了岩石的渗透率。

(2)储层中具有膨胀性的黏土矿物主要有蒙脱石、伊利石/蒙脱石混层矿物和绿泥石/蒙脱石混层矿物。油气层中含有不同程度的黏土矿物成分，而这些黏土具有吸水特性，并会与水发生水合作用，产生水化膨胀，降低储层岩石的渗透率(图5)。

图5 黏土矿物水化膨胀电镜扫描图

4 结论

(1)在长期不同的注水、注白油驱替速度下，所测岩心的渗透率是降低的。

(2)根据长期冲刷条件下岩心渗透率的降低，从理论上建立了岩心的微观动态模型。当岩心孔隙中有颗粒堵塞时，根据岩心流体进口端和出口端压力的变化，得到驱替前后岩心渗透率降低的理论公式。

(3)注入水和岩心的物理作用，岩心中所含矿物和充填物的遇水膨胀，是岩心渗透率降低的主要原因。

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Permeability changes under long－term water flooding and microscopic model study

CHEN Xiao － fan1，LIU Feng1，WANG Bo2，LI Chun － lei3，LIN De － chun1
(1．State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation，Southwest
Petroleum University，Chengdu，Sichuan610500，China;
2．Jidong Oilfield Company，PetroChina，Tangshan，Hebei063004，China;
3．Northwest Oilfield Company，SINOPEC，Urumqi，Xinjiang830011，China)

Reservoir petrophysical properties would change under long term water flooding，and reservoir heterogeneity would become even worse than the early stage of oilfield development，bringing more difficulties to oil recovery．This paper studies the change of reservoir petrophysical properties under long term water flooding through laboratory core displacement experiments．The results indicate that core permeability decreases after long term water injection or white oil injection．A microscopic dynamic model has been established based on experiment data to analyze the reasons for permeability decrease．

water flooding;white oil injection;core displacement;permeability;microscopic model

TE311

A

1006－6535(2012)01－0066－04

20110520;改回日期20110820

国家重大专项“高含水油田提高采收率新技术”(2008ZX050102003)

陈小凡(1968－)，男，副教授，1989年毕业于西南石油学院石油工程专业，现主要从事油藏工程、油藏数值模拟的研究。

编辑 孟凡勤