渤南区域中轻质油田相渗规律影响因素研究

中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院, 天津 300459

0 前言

相对渗透率曲线是研究储层岩石两相渗流的基础,是油田数值模拟及动态分析不可缺少的重要资料,充分认识油水相对渗透率的确定方法、曲线形态变化的影响因素对油藏合理开发具有重要指导意义。目前国内外对于相渗的研究主要集中在相渗数据的处理以及相渗规律的应用[1-13],对于实验方法的研究相对较少。目前获取相渗数据的最直接手段主要是非稳态法实验法,该方法操作简便、用时较短,目前已被广泛应用。

渤南区域油田,主力油层地层原油黏度为0.35～34.9 mPa·s,7成比例油田地层原油黏度小于10 mPa·s,形成了属中轻质黏度范畴的油田群。在物性条件及开发方式相近的情况下,水油黏度比越高,分流率曲线的凹形就越强,该类油田相对稠油油田有较长的无水采油期或低含水期。在应用非稳态法获取的相渗曲线时发现,该方法水驱前缘数据点较少,易造成中轻质油田初期开发规律认识不清,数值模拟历史拟合误差较大等问题,这些因素都严重制约了相渗曲线的应用。

美国岩心公司指出,非稳态法测定油水相渗时,非润湿相黏度最低为17 mPa·s,当黏度大于17 mPa·s后,稳态法与非稳态法结果差异不大,但该结论建立在低孔低渗储层的条件下,对于渤南区域普遍存在的高孔高渗低黏储层此规律是否适用,相关研究较少。本文采用稳态与非稳态两种实验方法获取相渗数据,开展实验方法适用性分析,在明确实验方法的基础上,基于两相渗流理论,开展中轻质油田相渗影响因素研究。

1 中轻质油田相渗实验方法确定

本文选取渤南区域4个代表性油田为研究靶区,每个油田选取2块柱塞样品,分别采用稳态法及非稳态法开展平行实验研究,地层原油黏度及地层水黏度、实验温度等参数见表1,实验条件均模拟油藏真实情况。

表1研究区实验方案设计

油田沉积类型地层原油黏度/(mPa·s)地层水黏度/(mPa·s)岩心渗透率/10-3 μm2实验温度/℃实验方法BZ 35-2辫状河三角洲7.160.381 020102稳态法非稳态法BZ 28-2 S浅水三角洲11.660.661 23960稳态法非稳态法BZ 34-1浅水三角洲5.310.351 91463稳态法非稳态法BZ 34-9辫状河三角洲5.410.432 21968稳态法非稳态法

由于研究区水油黏度比较高,油水同出后,含水率急剧升高。为了提高计量精度,非稳态法实验选择致密储层油水相渗测试系统对出口端进行自动采集,精度达到0.001 mL,且可按照实验要求设置数据采集时间间隔,大大减少了人为因素引起的误差。为了避免末端效应,一般驱替速度根据实验要求选为1 mL/min以上,低含水阶段数据由软件拟合得出。

稳态法实验采用恒速法模拟油藏的水驱开发过程,在一定实验条件下,计算不同注入倍数下从岩心中驱出的油量占岩心总饱和油量的百分数,同时计算其含水率,得到相渗曲线,平行实验结果见图1～4。

图1 渤中34-1油田稳态法/非稳态法相渗曲线对比

图2 渤中34-9油田稳态法/非稳态法相渗曲线对比

从图1～2可以看出,当地层原油黏度低于5～6 mPa·s 时,两种实验方法油相相对渗透率相差较大,水相相对渗透率差异较小,非稳态法相比稳态法等渗点左移,油相相对渗透率较低,变化较快。造成这种现象的主要原因是在非稳态法实验中,若使用低黏原油,驱替就可能是活塞式,为了消除末端效应,非稳态法一般采用高速驱替,此时注入水将通过一些较大孔隙而导致过早见水,因此等渗点会向左偏移,含水上升相对较快,束缚水饱和度相对较低,水驱的效果与油湿相似,油湿状态对水相渗透率影响相对较小,主要影响油相渗透率。随着黏度的增大,这种油相的差异不再明显,水相相对渗透率的抬升加快,结果见图3～4。

图3 渤中28-2南油田稳态法/非稳态法相渗曲线对比

图4 渤中35-2油田稳态法/非稳态法相渗曲线对比

稳态实验方法中流体饱和度可以直接测量计算,相渗计算基于达西定律,非稳态法实验中忽略毛管压力及重力影响,为了消除末端效应要求高速驱替,使得非稳态法水相渗透率抬升较快,油相指数与水相指数值偏高,含水上升速度快,相同采出程度下含水率较高,与实际规律会有偏差,并且,水油黏度比越高,这种现象越显著。

因此,地层原油黏度较小时,非稳态法所测得的相渗曲线与实际发生偏差,此种情况下宜采用稳态法。地层原油黏度较高时,可以采用非稳态法代替稳态法。

2 非湿相黏度影响

储层非润湿相黏度是影响油田开发效果的重要指标,黏度对相渗曲线的影响研究很有必要[14-15],部分学者认为当岩石渗透率大于 1 000×10-3μm2时,黏度对相渗曲线的影响可以忽略不计。渤南区域中轻质油田主要为中高渗储层,本文所选岩心渗透率均在 1 000×10-3μm2以上。在储层物性基本相同的条件下开展非润湿相黏度的变化对相渗曲线的影响实验,实验参数见

表2。辫状河三角洲沉积下不同原油黏度相渗曲线和含水上升率曲线对比，见图5～6,浅水河三角洲沉积下不同原油黏度相渗曲线和含水上升率曲线对比见图7～8。

表2研究区实验方案设计

油田沉积类型地层原油黏度/(mPa·s)地层水黏度/(mPa·s)岩心渗透率/10-3 μm2实验温度/℃实验方法BZ 35-2辫状河三角洲40.770.582 02060非稳态法KL 10-4辫状河三角洲4.860.361 98360稳态法BZ 34-1浅水三角洲17.690.701 07163非稳态法BZ 34-1浅水三角洲6.040.491 91463稳态法

图5 辫状河三角洲沉积下不同原油黏度相渗曲线对比

图6 辫状河三角洲沉积下不同原油黏度含水上升率曲线对比

图7 浅水三角洲沉积下不同原油黏度相渗曲线对比

图8 浅水三角洲沉积下不同原油黏度含水上升率曲线对比

从图5可以看出,随着原油黏度的增大,油相相对渗透率降低,水相相对渗透率加速抬升,两相共流区跨度变窄。引起这种变化的主要原因可能是随着地层原油黏度的增加,油水黏度比显著升高,非湿相流动阻力不断增大,造成前缘推进不均匀指近,见水后含水上升较快。值得注意的是,这种现象基本表现在地层原油黏度发生数量级的变化时。当黏度变化范围较小时,相渗曲线形态变化不大,见图7。从图6、图8含水上升率随含水饱和度变化曲线可以看出,随着黏度的增大,含水上升率峰值升高,含水上升明显加快。

3 储层沉积相影响

砂岩岩石孔隙大小与连通性的好坏对油水相对渗透率曲线形态有着不小的影响[16],这些因素可综合考虑为沉积相对相渗曲线的作用,渤南区域中轻质油田主要存在浅水三角洲、曲流河、辫状河三角洲三种沉积类型,选取相应沉积类型的岩心开展实验研究,实验参数见表3。

表3研究区实验方案设计

油田沉积类型地层原油黏度/(mPa·s)地层水黏度/(mPa·s)岩心渗透率/10-3 um2实验温度/℃实验方法KL 10-4辫状河三角洲4.860.361 98360稳态法BZ 28-2 S曲流河14.890.482 04060非稳态法BZ 34-1浅水三角洲17.690.701 64063非稳态法

图9 不同储层沉积相下相渗曲线对比

图10 不同储层沉积相下含水上升率曲线对比

不同储层沉积相下相渗曲线和含水上升率曲线对比见图9～10。从图9可以看出,曲流河沉积下岩心束缚水饱和度相对较低,与辫状河三角洲及浅水三角洲沉积相比,该类油田无水采油期相对较短,另外,曲流河沉积下相渗曲线表现出见水后,水相相对渗透率迅速抬升现象,相同含水饱和度下水相相对渗透率的值远高于浅水三角洲沉积类型。从图10三种沉积类型的含水上升率曲线可以看出,曲流河表现出明显的含水上升速度快,含水上升率峰值高的现象,与其他两种沉积类型相较,开发效果较差。

造成这种结果的原因可以从地质角度分析,曲流河主要发育点坝沉积,点坝沉积为曲流河侧向加积过程中形成,发育典型的“二元结构”,正韵律明显,泥质侧积层主要分布在中上部,底部为半连通体。受到韵律性和侧积层遮挡,注入水在波及过程中主要沿底部推进,中上部未水淹,表现为开发过程中含水上升最快,含水率峰值最高,开发效果最差。辫状河三角洲为辫状河在水下延伸过程中被浪改造所形成的片状砂体,主要发育分流河道和河口坝沉积,该类砂体厚度大,侧向分布稳定,层间泥质隔夹层发育程度较低,整体为一泛连通体,注入水主要沿砂体内和砂体间的优势通道波及,表现为开发过程中含水上升较快,含水率峰值较高,开发效果相对较好。浅水三角洲为水上分流河道在浅水环境下的延伸,主要发育分流河道沉积,该类砂体经过低坡度条件下的长距离搬运后河道水动力迅速减弱,同时湖盆水体较浅,湖浪作用较弱,两者共同作用使得沉积物在湖口区低能环境下卸载沉积,泥质隔夹层相对最为发育,层间非均质性弱,整体为一“镶嵌式”的砂体结构,注入水主要沿水流优势通道波及,波及程度最弱,表现为开发过程中含水上升最慢,含水率峰值最低,开发效果最好。

4 驱替压差影响

对于驱替压力的变化是否会影响油水相对渗透率,诸学者抱有不同态度[17-18]。由达西公式可知,可用驱替速度代替驱替压力的变化,本文选用不同驱替速度(0.4、0.7、1.0、1.3、1.5 mL/min),原油黏度(40、200 mPa·s),渗透率 2 000×10-3μm2,开展岩心实验分析驱替压力对相对渗透率及驱油效率的影响。

图11 不同驱替速度下相渗曲线对比(40 mPa·s)

图12 不同驱替速度下驱油效率随含水率变化对比(40 mPa·s)

图13 不同驱替速度下相渗曲线对比(200 mPa·s)

从图11～13可以发现,改变驱替压差,相渗曲线的形态会发生小幅度变化,驱替速度不断增大,残余油饱和度不断降低。这说明,增大驱替压差,可以克服孔隙中的毛管阻力,对于非均质储层来说,可使低孔低渗孔隙的启动压力梯度降低,该部分残余油得到动用,驱油效率得到提高。

图14 不同驱替速度下驱油效率随含水率变化对比(200 mPa·s)

随着驱替速度的继续增加,残余油饱和度开始增大,水相渗透率迅速抬升,含水上升加快,见图12、图14。这说明大幅增大驱替速度,容易形成大孔道,造成无效水循环,反而降低了驱油效率,这种现象在稠油开发中表现得更为明显。原因可能是驱替压差的增大,提高了水驱波及系数,使部分相对低渗区域原油得到有效动用,驱油效率得到显著提高,但随着驱替压差的持续增大,部分区域原油虽然得到动用,但并没有得到充分驱替,尚未表现出中水淹或强水淹现象,波及区域的含油饱和度变化较小,导致波及区域内的平均残余油饱和度值较高,根据公式ER=ED×EV(其中ED为驱油效率,f;ER为采收率,f;EV为波及系数,f)计算得到的驱油效率较低,因此生产中更应注意合理生产压差的研究。

5 其他因素的影响

温度及润湿性对油水相对渗透率的影响见图15～16[19-20]。

温度升高,岩石会发生热膨胀,孔隙结构发生变化,减小了流体通道半径及孔隙度,渗透率也随之发生变化;温度升高,束缚水饱和度增加,油相相对渗透率增大,水相相对渗透率降低,温度对相对渗透率曲线的影响的基本特征是曲线发生右移。

图15 不同温度下相渗曲线对比

图16 不同润湿性下相渗曲线对比

润湿性对于相渗曲线也有着不小的影响,渤南区域中轻质油田润湿性基本为弱亲水或中性,对比不同润湿性下的相渗曲线可以看出,当岩石由亲水向亲油转化时,油相相对渗透率降低,水相相对渗透率升高,束缚水饱和度变小,等渗点左移。

6 结论

1)地层原油黏度低于5～6 mPa·s时,相渗曲线的测量应采用稳态法。

2)当原油黏度变化范围不大时,相渗曲线形态变化较小,当黏度出现数量级变化,会明显影响曲线形态。

3)储层沉积特征对油水相对渗透率影响较大,浅水三角洲及辫状河三角洲开发效果明显优于曲流河沉积。

4)中轻质油田,驱替压差的变化对相对渗透率曲线形态及驱油效率影响较小。

5)润湿性与地层温度对中轻质相渗曲线也有不小的影响,在相渗曲线的选取与甄别上应加以关注。