超低渗储层基质块弹性采出程度影响因素分析

陈 露

(青海油田测试公司测井中队，青海 海西 816400)



超低渗储层基质块弹性采出程度影响因素分析

陈 露

(青海油田测试公司测井中队，青海 海西 816400)

随着近年来我国超低渗油气资源的快速开发，其弹性开采阶段的主控因素已引起广泛关注。为研究超低渗储层弹性开采阶段影响采收率的因素，将渗透率、黏度、衰竭压差及衰竭半径组合为4因素3水平正交实验，通过室内实验得出影响采出程度的排序为：衰竭压差>渗透率>衰竭半径>黏度。结合扫描电镜图像，分析采出程度除了与自身的初始弹性能有关外，还与应力敏感性及启动压力梯度有关。此外，对比分析渗透率、流度、流度-压差3种模式的启动压力梯度模型，通过数值模拟与实验数据的误差分析，优选出更趋近真实情况的模型为流度-压差模型。

超低渗储层； 弹性开采； 正交实验； 启动压力梯度； 数值模拟

超低渗储层是指渗透率介于0.1～1.0 mD的油气储层，采用常规手段开发很难获得理想的工业产量，且弹性阶段的采收率为2%～10%[1]。针对目前我国超低渗储层开发现状，矿场多采用多级水力加砂压裂技术进行储层改造。压裂后渗流过程为基质-裂缝-井底型渗流，因此基质块内部弹性能的释放与利用是影响压裂后储层增产效果的关键因素[2]。为模拟基质块的弹性开采过程，拟改变岩心渗透率、原油黏度、衰竭压差及衰竭半径进行4因素3水平正交实验。

近年来，针对超低渗储层启动压力梯度的研究，国内学者侯秀林等[3]提出了渗透率模型，郝斐等[4]提出了流度-压差模型，国外学者Denney等提出了流度模型[5]。为比较3类模型的优劣，分别进行9次数值模拟，并计算与实验结果的相对误差，优选出更加趋近于真实情况的启动压力梯度模型。

1 岩心弹性开采实验

1.1 渗透率的标定

准备3块低渗段塞岩心，采用波义尔单室法测定3块岩样的孔隙度，并对岩心的渗透率进行标定，渗透率标定及弹性开采流程如图1所示。

图1 渗透率标定及弹性开采流程

分别将3块段塞岩心放入恒温箱内的岩心夹持器中，并在中间容器中分别充满3种黏度的油样，通过改变流速对岩心驱替，并对岩心渗透率进行标定，渗透率为0.810、0.538、0.232 mD对应岩心编号分别为N3、N2和N1。

1.2 正交实验分析

标定岩心渗透率后，为了得到段塞阶段采出程度的影响因素，选取4因素3水平，每种正交水平下重复做3次，共进行27组正交实验，选取结果见表1。其他因素保持不变，下游压力均为10 MPa，岩心直径均为1.2 cm，原油压缩系数为0.003。

表1 影响因素及水平选取

针对实验结果，分别对压差、黏度、渗透率及衰竭半径4因素采用极差法进行分析，结果见表2。

表2 极差法分析结果

由表2可知，衰竭压差对采出程度的影响因子最大，黏度对采出程度的影响因子最小，具体影响顺序为：衰竭压差>渗透率>衰竭半径>黏度。将27组实验数据分别以黏度、衰竭半径、衰竭压差及渗透率的不同水平分类作图，结果见图2。

(a) 衰竭压差

(b) 渗透率

(c) 衰竭半径

(d) 黏度图2 单因素对衰竭采出程度的影响

结合表2与图2(a)可以看出，衰竭压差的变化能够对岩心弹性采出程度产生最为显著的影响。当衰竭压差由10 MPa增大到38 MPa时，岩心的弹性采出程度均值由3.013%增大到7.833%，增幅明显。

由图2(b)和图2(c)可知，渗透率及衰竭半径的变化也能够显著影响岩心的弹性采出程度。这是由于超低渗岩心孔喉较窄小[6]，当渗透率变小时，意味着原油与孔喉表面接触的非流动层所占比重迅速增加，导致原油流动的附加流动阻力增大，从而使一部分弹性能在克服流动阻力的过程中被消耗[7]，即启动压力梯度的作用，使得弹性采出程度随渗透率的下降而降低。同理，当衰竭半径增加时，也会消耗更多的弹性能量克服流动阻力，使采出程度降低[8]。

由图2(d)可知，不同原油黏度下对弹性驱采出程度的分异作用较弱，对岩心的弹性采出程度的影响较小，但对渗流速度有一定影响[9]。联系生产实际，其反映了在衰竭开发阶段，若其他物性参数均相同，则原油组分的变化主要影响衰竭开采的速度[10]。图3为岩心扫描电镜图像。

(a) 10 μm

(b) 1 μm图3 岩心扫描电镜图像

从图3可以看出，超低渗岩心孔隙内黏土矿物含量较多，在孔喉表面多分布黏土矿物，以毛发状或片状伊利石为主[11]。而黏土矿物的压缩性较其他矿物组分要好，故当孔隙内流压降低后，膨胀后的黏土矿物进一步挤占孔隙空间，进一步降低渗透率并增加单位长度上的渗流阻力，这就是应力敏感效应所引起的渗透率的降低[12]。这一现象也能进一步解释岩心衰竭采出程度随渗透率及压力的降低而下降的现象。联系油田生产实际，在开发初期就注意保持地层能量[13]，使储层压力始终处在较高的水平对于超低渗油藏的高效开发具有重要意义。

2 启动压力梯度理论模型的优选

2.1 3种启动压力梯度的理论模式

结合已有实验数据，为进一步研究启动压力梯度对超低渗储层弹性采出程度的影响，比较分析了近年来国内外学者所提出的不同模式下的启动压力梯度的理论模型。表3为近年来国内外学者提出的3种启动压力梯度的理论模型。

国内学者侯秀林等，提出启动压力梯度满足渗透率模型，即启动压力梯度只与渗透率的幂律成正比，通过大样本的实验数据拟合，其已经将公式中的参数进行了标定；国外学者Denney等于2010年提出了流度模型，认为低渗储层的启动压力梯度与流度的幂律成正比，模型参数a、b需通过压差与流量的最小二乘法拟合计算求取，拟合公式如下：

(1)

国内学者郝斐等提出了流度-压差模型，其中参数a、b、c的取值分别来自下列经验公式：

(2)

2.2 理论模型的验证

为了比较上述3种理论模型的优劣，将3种理论模型分别代入到岩心的数值模拟衰竭开采实验中，数值模拟的条件与表2给定的实验条件完全相同，共进行3次，每次9组；将各理论模型下的数值模拟的结果与实验结果分别进行比较，通过比较二者的相对误差来评判模型的优劣。

2.2.1 差分方程的建立 将岩心分割为若干个三维网格，第n时间步的压力值在第n+1时间步已知，在每一个时间步对上一时间步求取二阶差商，并将对时间的向后差商代入[13]，得到任意位置、任意时间步的差分方程：

(3)

其中：

利用Fourier分析方法[14]，设误差为ε，得到误差方程为：

(4)

根据Fourier级数原理，将误差项写作简谐波(复数)形式：

(5)

整理求得增长因子：

(6)

计算可知|A|≤1，所以该差分方程无条件稳定，可直接运用计算机编程求解方程组。

2.2.2 数值模拟结果分析 将3种启动压力梯度的数学模型分别代入数模程序中，在9组对比实验的条件下进行计算，将物理模拟的实验结果与数值模拟结果进行对比，结果见图4。

(a) 渗透率模型

(b) 流度模型

(c) 流度-压差模型图4 岩心实验与数值模拟结果对比图

在3种模型下，分别求取每组对比实验的数模结果与实验结果的相对误差，并对9组相对误差求取算数平均值[15]，将相对误差的算数平均值作为该模型的综合误差，其大小基本反映了该种启动压力梯度模型与实际情况的偏离程度[16]。

由图4中数据计算可知，渗透率模型的综合误差为23.8%；流度模型误差比之稍低，为17.2%；流度-压差模型的误差为11.4%，为三者中的最小值。故综合比较来说，流度-压差模型更加接近实际情况，较前两者更具应用价值。

3 结 论

(1)超低渗基质块采出程度的影响因素排序为：衰竭压差>渗透率>衰竭半径>黏度。

(2)储层渗透率及衰竭半径对超低渗油田弹性阶段采出程度具有显著影响，这是因为渗透率的增加使得原油中非流动层所占比重迅速降低。

(3)由于黏土矿物造成储层应力敏感，因此在开发初期就注意保持地层能量，使储层压力始终处在较高的水平，能够提高储层弹性阶段采出程度。

(4)比较描述启动压力梯度的3种数学模型，流度-压差模型与实际情况的误差最小，较渗透率、流度模型更具应用价值。

符号说明

Q—流量，m3/s；

Δp—驱替压差，MPa；

L—岩心长度，cm；

u—流体黏度，mPa·s；

ε—压力残差，MPa；

Δt—网格时间步长，s；

h—网格空间步长，m；

η—导压系数，m2/s；

G—启动压力梯度，MPa/m；

CL—流体压缩系数，MPa-1；

K—渗透率，10-3μm2；

i、j、k—网格空间坐标，无量纲；

n—网格时间坐标，无量纲。

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[2] 张海勇,何顺利,栾国华,等. 微裂缝超低渗储层的应力敏感实验研究[J]. 西安石油大学学报(自然科学版),2015,21(1):30-33.

[3] 侯秀林,邓宏文,谷丽冰. 一个新的描述低渗透油藏油水两相渗流启动压力梯度的公式[J]. 石油天然气学报,2009,12(5):42-44.

[4] 郝斐,程林松,李春兰,等. 特低渗透油藏启动压力梯度研究[J]. 西南石油学院学报,2006,16(6)：29-32.

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(编辑 宋官龙)

Analysis of Factors Affecting Elastic Recovery of Ultra-Low Permeability Reservoir

Chen Lu

(QinghaiOilfieldTestCompanyLoggingSquadron,HaixiQinghai816400,China)

With the rapid development in recent years, ultra low permeability oil and gas resources, the main controlling factors of the elastic recovery stage has attracted wide attention. In order to study the factors affecting oil recovery in ultra-low permeability reservoir during elastic exploitation stage, the permeability, viscosity, failure pressure and failure radius are combined into 4 factors and 3 levels orthogonal experiment, through laboratory experiments, the order of influence degree is as follows: failure pressure difference>permeability>failure radius>crude oil viscosity. Combined with the scanning electron microscope images, it is found that the degree of recovery is related to the stress sensitivity and the start-up pressure gradient, besides the initial elastic energy. In addition, the starting pressure gradient mathematical models of permeability, fluidity, fluidity-pressure difference are compared and analyzed. Through the error analysis of numerical simulation and experimental data, the model which is closer to the real situation is chosen as the pressure difference mobility model.

Ultra-low permeability reservoir; Elastic mining; Orthogonal test; Start pressure gradient; Numerical simulation

1672-6952(2017)04-0044-05

2017-03-13

2017-05-08

国家重点基础研究发展规划“973”项目(2015CB250904)。

陈露(1985-)，男，助理工程师，从事测井采油方面的研究；E-mail：chenluluchen2@163.com。

TE348

A

10.3969/j.issn.1672-6952.2017.04.010

投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn