低渗透油藏超前注水压敏效应实验研究

石　爻， 秦海丽， 郑　焱， 谢晓庆， 曾　杨

(1.海洋石油高效开发国家重点实验室， 北京　100028； 2.中海油研究总院有限责任公司， 北京　100028)

0　引言

低渗透油田天然能量不足，仅依靠天然能量开采导致地层压力下降过快，对储层物性损害较为严重，且通过后期注水提高地层压力也无法使储层物性恢复到初始水平.超前注水开发方式在提高地层压力的同时降低了对储层物性的损害，是低渗透油田提高采收率的有效开发方式[1-6].为研究超前注水孔隙内流体压力变化对低渗透储层渗透率及微观孔隙结构变化的影响，本文开展了低渗透岩心压敏室内实验.

1　渗透率变化

1.1　实验准备

按照实际地层渗透率级别将岩心渗透率按不同范围分成以下4个区间[7-10]：区间Ⅰ渗透率范围K≥10×10-3μm2；区间Ⅱ渗透率范围是5×10-3μm2≤K<10×10-3μm2；区间Ⅲ渗透率范围2.5×10-3μm2≤K<5×10-3μm2；区间Ⅳ的渗透率范围K<2.5×10-3μm2.

实验设备：恒温箱、驱油泵、中间容器、micro-CT、其他辅助设备.

实验条件：实验温度为50 ℃，围压19 MPa.

天然岩心：外形直径为2.5 cm的天然岩心.本实验采用大庆朝阳沟油田天然岩心，取心井共计5口，测试岩心样品36块.

1.2实验步骤

岩心实验步骤：①天然岩心制备、抽提洗油.②氮气测定岩心渗透率.③将岩心放置在50 ℃恒温箱内保持12 h.④在恒定围压下，逐步增加(降低)岩心流体(氮气)孔隙流动压力，测量不同孔隙流体压力稳定条件下的渗透率.

1.3　实验结果

在围压不变条件下，改变孔隙流体压力，研究超前注水对渗透率的影响，结果见表1所示.从岩心1实验数据可以看出，当岩心渗透率较低(K=0.46×10-3μm2)时，随着地层孔隙流体压力的上升，岩心渗透率由0.46×10-3μm2增加为0.49×10-3μm2，增加比例为7.12%；从岩心4实验数据可以看出，当岩心渗透率相对较高(K=14.56×10-3μm2)时，随着净应力的降低，岩心渗透率由14.56×10-3μm2增加为15.04×10-3μm2，增加比例为3.26%，说明随着净应力的降低，岩石渗透率只有小幅度增加，并且渗透率随压力上升增加的幅度逐渐减小.这是由于围压一定的条件下，孔隙流体压力增加只减少了岩石骨架自身承受的净应力，而岩石骨架可压缩的空间很小，所以孔隙渗透率变化不大[8,9].

表1　渗透率应力敏感性实验分析

在围压不变条件下，改变孔隙流体压力，研究常规开采对渗透率的影响，结果见表2所示.从岩心5实验数据可以看出，当渗透率较低(K=0.48×10-3μm2)时，随着净应力的增加，岩心渗透率由0.48×10-3μm2降低为0.37×10-3μm2，降低比例高达22.38%；从岩心8实验数据可以看出，当渗透率相对较高(K=15.3×10-3μm2)时，随着净应力的增加，岩心渗透率由15.30×10-3μm2降低为13.00×10-3μm2，降低比例为15.05%，说明岩石渗透率随着净应力的增加而降低，并且低渗透的岩心渗透率降低的百分数较高，说明岩心渗透率越低，随着净应力的增加受到的损害会越严重.当流体压力下降到一定程度后，渗透率下降幅度随着渗透率的降低逐渐减小，这是因为渗透率较低的岩心可压缩空间较小，渗透率随孔隙流体压力下降而降低的绝对值较小，但由于低渗透岩心原始渗透率很小，所以渗透率损害百分数仍然较高[9].

表2　渗透率应力敏感性实验分析

对岩心6和岩心8进行了压力恢复实验，实验结果如图1和图2所示，岩心6的渗透率从1.97×10-3μm2恢复到2.08×10-3μm2，岩心8的渗透率从13×10-3μm2恢复到13.2×10-3μm2，远小于由于孔隙流体压力下降带来的渗透率损失.结果表明，低渗透油藏由于地层压力下降而导致渗透率大幅降低后，很难通过注水增大地层压力的方式将岩心渗透率恢复到初始水平.而超前注水可以使低渗透油田在开发过程中保持较高的地层压力，减小了由地层压力下降造成的渗透率损害.

图1　岩心6渗透率与净应力关系图

2　孔隙度、孔喉半径和配位数变化

2.1CT结构扫描方法研究孔隙结构变化

对进行压力敏感实验的岩心进行CT结构扫描[11,12]，研究随着孔隙内流体压力上升时，岩心结构参数的变化规律，孔隙结构分析结果见表3所示.从岩心1结果可以看出，随着地层孔隙流体压力的增加，岩心孔隙度变化不大，当孔隙流体压力从8.04 MPa增加到16.05 MPa，压力上升了8.01 MPa，但是孔隙度只增加了0.02个百分点，岩心的喉道半径变化同样不大，只是增加了0.002μm，平均配位数增加了0.06.同样对于渗透率大于2.5×10-3μm2的岩心，升压过程中，孔隙度、平均喉道半径、平均配位数均变化不大.

孔隙流体压力/MPa岩心1(K=0．46×10-3μm2)孔隙度/%平均喉道半径/μm平均配位数岩心2(K=4．46×10-3μm2)孔隙度/%平均喉道半径/μm平均配位数岩心3(K=8．02×10-3μm2)孔隙度/%平均喉道半径/μm平均配位数岩心4(K=14．56×10-3μm2)孔隙度/%平均喉道半径/μm平均配位数8．0415．21．642．1316．41．622．6115．251．792．6316．51．792．7310．0915．211．642．1616．411．632．6315．251．792．6416．511．792．7511．9415．211．642．1716．431．642．6715．251．792．6516．511．792．7614．0815．221．6412．1816．451．642．6815．261．7622．6716．511．7622．7716．0515．221．6422．1916．451．642．6915．261．7622．6716．511．7622．78

对上述进行降低孔隙流体压力的岩心进行CT结构扫描，研究随着孔隙内流体压力下降时，岩心结构参数的变化规律，结果见表4所示.从岩心5的扫描结果可以看出，岩心孔隙度随着地层孔隙流体压力从8.04 MPa降低到2.09 MPa，压力下降了5.95 MPa，孔隙度降低了0.31个百分点；岩心的平均喉道半径降低了0.33μm,平均配位数降低了0.25，降压过程各项参数变化明显高于升压过程.对渗透率大于2.5×10-3μm2的岩心，岩心孔隙结构变化与之类似.

表4　岩心孔喉参数和孔隙流体压力关系(降压)

随着孔隙流体压力增加，岩心孔隙结构参数变化不大，随着孔隙流体压力下降，岩心孔隙结构参数降低幅度较为明显，即压力下降对岩心孔隙参数影响高于压力上升对岩心孔隙结构参数的影响.

2.2　压汞法研究孔隙结构变化

为研究超前注水条件下孔隙结构的变化，对进行模拟地层孔隙压力变化实验的岩心在达到最终压力后进行了压汞实验[13-15].

实验设备：Autopore IV9510全自动压汞仪.

实验步骤：①把已清洗烘干的岩样放入岩样室的空腔内，上紧压盖；②控制水银面在下部窗口比下标线稍低的位置上，将系统抽真空；③进泵，使水银面恰至下标线，此时刻度尺上的读值为零；④进泵，使水银面升至上窗口的上标线，若此时刻度尺的读值为V，已知岩心室体积VE，则岩样外部体积Vf=VE-V；⑤关闭真空系统，引入高压气源.设与某一压力平衡的毛管力为pc，在平衡pc的压力下水银被压入岩样的孔隙内，水银面将降至上标线以下.进泵使水银面复原至上标线，从刻度尺上便可读出压入岩样中的水银体积VHg；⑥根据岩样的孔隙度Φ和岩样的外表体积Vf，算出以下岩样中的水银饱和度SHg=VHg/ΦVf；⑦根据不断进泵得到的pc和SHg，绘出压汞毛管力曲线.

对渗透率级别为2.5×10-3μm2的天然岩心进行压汞实验，模拟超前注水地层孔隙流体压力上升高于地层原始压力、等于地层压力、低于地层原始压力三个条件下的孔隙分布.对比岩心9和岩心10的压汞实验数据，如图3和图4所示，在孔隙流体压力高于地层压力条件下，孔隙半径分布变化不大，对于喉道半径为0.015μm的比例从4.6%增加到5.0%，增加了0.4个百分点，说明有这个喉道半径级别的喉道被打开了，其他较小的喉道半径的比例也略有上升，相应连通的孔隙通道增加了，同CT扫描实验随孔隙流体压力上升，孔隙度略有增加的规律一致.

图3　岩心9喉道半径分布图(0.1 MPa)

图4　岩心10喉道半径分布图(16.05 MPa)

岩心6是在低于地层原始压力条件下进行实验，最低孔隙流体压力为2.09 MPa，从图5可以看出，由于围压的作用，当孔隙流体压力低于地层原始压力时，喉道半径较小的喉道被关闭，与其连通的孔隙变为死体积，这与CT扫描结果显示的随着孔隙流体压力下降，孔隙度下降的规律一致，同时随着孔隙的连通性变差，也减小了水驱的波及效率，进而影响最终采收率.

图5　岩心6喉道半径分布图(2.09 MPa)

对渗透率级别大于2.5×10-3μm2的天然岩心进行压汞实验，结果表明孔隙结构具有相同变化规律.当地层压力高于原始地层压力时，地层孔隙分布在保持原始状态基础上，孔隙中一部分小孔道被打开，总体渗透率略有上升，但不明显.但是当地层压力低于原始压力时，地层孔隙中很大一部分小孔喉被关闭，相应受其连通控制的小孔隙不能被水波及到，从而影响最终采出程度，也就是说欠压条件下开采对地层造成的伤害会明显影响水驱最终采收率，而超前注水方式的应用将会使这种伤害降到最低，从而保证较高的水驱采出程度[16-18].

3　结论

(1)孔隙内流体升压过程，各级别岩心渗透率略有上升，但变化幅度不大，平均渗透率增幅仅为5%左右；孔隙内流体降压过程，岩心渗透率下降幅度较大，渗透率降幅为15%至20%左右，且随着岩心渗透率的降低伤害程度加重；恢复压力后，渗透率恢复程度很小.

(2)孔隙度对应力变化不敏感；孔喉半径和配位数在升压过程增加幅度很小，在降压过程中随着岩心渗透率的降低，下降幅度明显增大.

(3)低渗透油藏地层压力大幅度下降后，渗透率及孔隙结构受到严重损害，通过增加孔隙流体压力，即减小岩石骨架承受的净应力来试图恢复储层物性的目的不能实现.可通过超前注水的开发方式保持地层压力，降低储层损害.

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