岩石润湿性变化对水驱油藏采出程度的影响研究

贾琳

摘 要：砂岩油藏在注水开发的过程中，储集层参数将随着注入水冲刷孔隙体积倍数的变化而變化，并且储集层参数的变化又使得储集层的非均质性增强，开采难度加大；然而现有的大多数数模软件中所用的数学模型，都认为储集层参数在注水开发的过程中不会随着注入水的冲刷而发生变化，这与油藏开发的实际情况不符，不能真实地反映出开发过程中储集层参数变化对开发结果的影响。本文总结、分析了岩石润湿性的变化机理，同时利用数值模拟软件研究了润湿性变化对油藏采出程度影响的数值模拟研究。

关键词：水驱油藏；润湿性；数值模拟；采出程度

目前，胜利油田大多数水驱油藏已进入高、特高含水阶段，由于注入水的长期冲刷、浸泡，使得岩石表面具有亲油性的高岭石矿物和菱铁矿及其他碳酸盐岩矿物被注入水从骨架颗粒的表面溶蚀、带走，而且注入水冲刷过后，非烃和沥青质含量也明显降低，从而导致岩石表面的油膜逐渐变薄或脱落，岩石颗粒表面变得光滑，岩石吸附原油的能力减弱，而此时极性物质（水）很容易吸附在岩石颗粒的表面，岩石颗粒便面的油膜逐渐被水膜所代替，随着含水率的上升，水膜进一步增加，从而使得储集层的润湿性由亲油向亲水方向转化。因此，本文考虑到含水饱和度、渗透率、注入倍数和注入水冲刷方向都将影响岩石润湿性的变化关系，利用相对渗透率来表征岩石润湿性，并且可以根据含水饱和度来选择使用相应的相渗曲线。

1 水驱油藏中岩石润湿性的变化规律

在砂岩油藏注水开发的过程中，含水饱和度、渗透率、注入倍数和注入水冲刷方向都将影响岩石润湿性的变化。而相渗曲线反映了地层油和水的渗流特征，是储集层岩石润湿性和孔隙结构等因素的反映。其中，岩石润湿性对相对渗透率曲线的影响最大。流体和岩石之间发生相互作用，必然导致岩石润湿性发生变化，岩石润湿性的变化又会引起相对渗透率曲线的形态发生变化[1-3]。因此，考虑到它们之间的关系，本文利用相对渗透率来表征岩石润湿性，并且可以根据含水饱和度来选择使用相应的相渗曲线。

不同注水开发阶段的油水相对渗透率曲线变化如图1所示。由图可知，在砂岩油藏注水开发的过程中，由于注入水的长期冲刷，储集层岩石润湿性发生变化，导致不同含水阶段的油水两相相渗曲线相应发生变化。其中，油的相渗曲线向上移动，从而说明了油的相对渗透率值增加；然而水的相渗曲线向下移动，从而说明了水的相对渗透率值减小；等渗点饱和度向右移动，即相对渗透率曲线向右迁移。本文充分考虑到岩石润湿性对相对渗透率的影响，即：在任意的时间步内，对于任意网格点来说，都必须首先计算储集层的含水饱和度与其原始含水饱和度的变化量，最后，通过储集层的初始润湿性采用相应的相渗曲线。具体步骤如下：

①对于偏亲油油藏而言，当含水饱和度Sw增加10%时，岩石润湿性便会由偏亲油向偏亲水转化；当Sw增加20%时，岩石润湿性从偏亲水向强亲水转化。对于偏亲水油藏而言，当Sw增加8%时，岩石润湿性便会从偏亲水向亲水转化；当Sw增加10%～15%时，岩石润湿性从亲水向强亲水转化。由此可见，可以把Sw视为岩石润湿性转换成相对渗透率的标准。

②输入多组分别对应于各个含水阶段的相对渗透率的相渗曲线。

③通过油藏初始状态的相渗曲线，可以知道束缚水饱和度下油的相对渗透率Kro（Swr）和残余油饱和度下水的相对渗透率Krw（Sor），并通过计算Krw（Sor）/ Kro（Swr），可以知道油藏初始状态的润湿性，再通过①步骤可以获得对应的润湿性转换标准。

④在任意时间步内，对于任意的网格点，都可以通过数值模拟计算其含水饱和度与原始含水饱和度的变化量ΔSw值，最后通过③步骤获得转换标准确定相应的相渗曲线。

2 岩石润湿性变化对水驱油藏采出程度影响的数值模拟研究

在研究分析了润湿性变化机理的基础上，本文建立了评价润湿性变化对水驱油藏开采动态影响的概念模型。概念模型中采用了五点井网，注采井距为212m。平面上都采用13×13的均匀网格系统，X、Y方向的网格尺寸均为30m。纵向上考虑5个小层，油层总厚度为10m，各层等厚。平均渗透率为1000mD，纵向渗透率为平面渗透率的1/10。

为了研究润湿性变化对注水开发的影响，将润湿性参数时变模型与相同渗透率分布的常规模型进行对比分析。当润湿性参数时变模型和常规模型的含水率都达到极限含水率98%左右时，模型的开采状况如表1所示。

对上述模拟结果进行分析，可以得出：

①对于不同渗透率分布的储集层，润湿性参数时变模型与常规模型相比，润湿性参数时变模型注水开发后，其开发效果要明显高于常规模型的注水开发效果，详细对比数据如表1所示。

②润湿性参数时变模型与常规模型的含水率与采出程度对比图如图2。在相同采出程度下，润湿性参数时变模型的含水率要比常规模型的含水率低。从无水采出程度来看，润湿性参数时变模型与常规模型的情况基本一致；然而进入初、中、高含水阶段，润湿性参数时变模型与常规模型之间的差异变得较大，润湿性参数时变模型的含水率明显要低于常规模型的含水率，这说明岩石润湿性的变化主要是发生在模型注水开发的初、中、高含水阶段；到了特高含水阶段，润湿性参数时变模型与常规模型的差异逐渐变小，最终都达到极限含水率98%左右，并且当含水率达到极限含水率98%左右时，润湿性参数时变模型的采出程度要高于常规模型的采出程度。

3 结论

①本文通过研究得出岩石润湿性变化与相渗曲线的关系；

②润湿性参数时变模型与常规模型相比，其采出程度都要明显高于常规模型，由此可见，润湿性变化对油藏开发效果是正影响，而且润湿性变化对油藏开发效果的影响较大，其平均采出程度比常规模型高了9.18%。

参考文献：

[1]谷建伟.高含水开发期基于微观渗流机理的宏观油藏数值模拟研究[D].青岛：中国海洋大学，2004.12.

[2] B. Pedrera， H. Bertin， G Hamon et.al. Wettability Effect on Oil Relative Permeability During a Gravity Drainage. SPE 77542， Proceedings of the SPE/DOE Thirteenth Symposium on Improved Oil Recovery held in Tulsa. Oklahoma，3-17 April ，2002.

[3]洪波，王志章，戴胜群等.水驱前后油藏参数变化机理研究[J].石油天然气学报（江汉石油学院学报），2005，8（27A）：61-64.