春光油田携砂液对防砂过程中近井地带渗流特征影响实验研究

蒋尔梁，刘洪涛，解勇珍，孙彬峰，刘正奎



春光油田携砂液对防砂过程中近井地带渗流特征影响实验研究

蒋尔梁，刘洪涛，解勇珍，孙彬峰，刘正奎

（中国石化河南油田分公司石油工程技术研究院，河南南阳 473132）

春光油田稀油储层为泥质胶结且胶结疏松、出砂严重，泥质和粉细砂含量较高，防砂难度大。针对春光油田防砂施工后含水迅速上升的情况，使用现场取样的携砂液、地层水、原油进行实验，研究防砂工艺对近井地带渗流的影响特征。实验表明，携砂液对储层岩心有一定伤害，油相相对渗透率下降，水相相对渗透率上升；对应的含水率上升，幅度小于10%。防砂作业携砂液会导致含水上升，但不是主要原因。实验相渗曲线分析显示，春光高渗储层随着含水率升高，油相渗透率显著降低，将会对产量产生比较大的影响。

春光油田；携砂液；相对渗透率；含水率

1 实验目的与方法

1.1 实验目的

本实验目的在于研究携砂液对近井地层和砾石层渗流特征的影响，并通过实验结果解释防砂作业是否为含水上升的主要原因。通过模拟砾石充填施工过程中携砂液滤失进入近井地层，测量岩心内不同饱和度下油水相对渗透率变化，即通过对饱和、老化携砂液的砾石层前后驱替压力测量，计算其水/油相渗透率，得到油水驱替相渗特征的影响。

1.2 实验装置与实验方法

使用中国石油大学（华东）油藏驱替模拟实验室的高温高压多功能驱替实验装置。

实验方法及实验步骤如下：

（1）将岩心洗净并烘干，用抽真空法饱和盐水，测孔隙度与气测渗透率。

（2）调节恒温箱温度，使恒温箱温度达到地层温度60 ℃，恒温2 h。

（3）将饱和水的岩心装入岩心夹持器，测量岩心在围压下（5 MPa以上）的液相渗透率。

（4）建立饱和度束缚水：低流速（0.1 mL/min）进行油驱水，逐渐增加驱替速度直至不出水为止。利用下式计算束缚水饱和度。

（5）模拟油恒流量（2.0 mL/min）驱替10倍孔隙体积，测油相有效渗透率。

（6）在恒速下注入水（2.0 mL/min），注入10倍孔隙体积以上，记录含水率、累计注水量、累计产液量及岩心两端的压差、累计注入时间。

（7）在残余油饱和度下测水相对渗透率，即水相端点渗透率。

（8）计算相对渗透率，绘制相对渗透率曲线。

（9）同一岩心，反向注入携砂液，地层温度下恒温老化2 h。

（10）用驱替泵以恒定的流量向岩心注入水，当岩心出口产出液中没有油，而且岩心两端的压差恒定时，记录岩心两端的压差，计算水相端点渗透率。

（11）用驱替泵以恒定的流量向岩心注入油，当岩心出口产出液中没有水，且岩心两端的压差恒定时，记录岩心两端的压差，计算油相端点渗透率。

（12）恒速下注入水，直至驱到残余油饱和度为止（通常注入10倍孔隙体积以上），记录含水率、累计注水量、累计产液量及岩心两端的压差、累计注入时间。

（13）计算老化携砂液后相对渗透率，绘制相对渗透率曲线。

2 实验材料

实验中使用的岩心为现场取得的岩屑胶结而成，由于岩屑为亲水性，因此胶结剂使用亲水胶结剂，并对胶结后的岩心进行气测渗透率及孔隙度测试。岩心均制成直径为25 mm，长度为40~50 mm的标准岩心。现场取得的岩屑如表1所示。

实验用携砂液为春光油田砾石充填施工过程中采用的携砂液，配制比例为0.35%羟丙基胍胶+1.5%防膨剂+清水。实验用地层水样品是根据油田现场地层水分析表进行计算后，使用蒸馏水、碳酸氢钠、氯化钠、氯化钙等化学药品进行配制；实验用原油为春光区块现场取得的原油（表1）。

3 实验结果与特征分析

3.1 地层岩心携砂液驱替实验结果分析

根据多相流体在岩石中的渗流机制研究[4-5]，岩石的油湿程度越大，相对渗透率曲线越靠近低含水饱和度区；反之岩石的水湿程度越大，相渗曲线越靠近高含水饱和度区。润湿性从亲水变为亲油过程中，相渗曲线具有明显的变化征性，每组油水两相曲线逐渐左移，残余油饱和度逐步增加；曲线交叉点对应的含水饱和度逐步减小，交叉点依次左移。根据此特征，分析地层岩心携砂液驱替实验结果。

3.1.1 排2单元（排2–检1）实验

使用排2–检1井岩屑进行岩心胶结，并使用排2–4井原油、排2–4井地层水以及携砂液作为驱替流体，携砂液驱替、老化温度为50 ℃，老化时间2 h，实验岩心相渗曲线如图1所示。

图1 排2–检1井岩心相渗曲线

由图1可知，排2–检1井岩心初始相渗曲线中，等渗点对应饱和度约为55%，为明显的水湿性岩心。初始束缚水饱和度及残余油饱和度分别为29.93%、17.18%，进行携砂液驱替老化阶段后岩心初始束缚水饱和度及残余油饱和度分别为42.46%、22.33%。

携砂液驱替老化阶段后，两相渗流区域减小，说明岩心内连通性能较好的大孔隙被封堵或者孔隙减小。携砂液驱替后岩心相渗曲线的等渗点对应饱和度依然大于50%，岩心为亲水岩心，润湿性变化不大，但等渗点略微左移，说明岩心表面亲油性增加。流动过程中岩心对油相阻力相较于对水相阻力加大得更多，致使油相流动更加困难，由此导致在油水两相共同流动区域，油相相对渗透率明显下降[6–9]。

表1 部分地层水配制

利用公式（2）将实验测得的含水饱和度、油水两相相对渗透率曲线换算成含水率、油水两相相对渗透率曲线，分析携砂液驱替对含水率的影响（图2）。

由图2可知，含水率、油水两相相对渗透率曲线能更好地反映渗透率的变化，相同相对渗透率下注携砂液后储层含水率有一定上升，但幅度不大。因此，可以认为携砂液不是影响含水率的主要因素。

3.1.2 地层岩屑相渗实验

将岩心原始相渗曲线与岩屑相渗曲线进行对比分析显示，岩屑胶结形成的岩心与原始岩心相渗曲线大体接近。表2为使用上述实验数据对携砂液和地层相渗影响特征的总结。

对比携砂液驱替前后岩心两相相对渗透率值显示，在同一含水饱和度下，岩心被携砂液驱替/老化后，岩心油相相对渗透率明显下降，水相相对渗透率增加，岩心亲油性增强，油的流动更加困难。相同相对渗透率下注携砂液后储层含水率有一定上升，但幅度不大。

以春67井为例对地层岩屑相渗实验结果进行对比分析，结果见图3、图4、图5，可以看出，春67井岩心在注携砂液后存在油相相对渗透率下降、水相相对渗透率上升、含水率上升的特征，但上升幅度小于10%。

图3 春67井岩心实验前后油相相对渗透率对比

3.2 携砂液对砾石层油相渗流阻力影响

测量饱和、老化携砂液的砾石层（充填砾石使用0.43~0.85 mm石英砂）前后驱替压力，计算水/油渗透率，得到携砂液对砾石层油相渗流阻力影响特征。实验表明，春133E井井液驱替砾石层初始水相渗透率、初始油相渗透率以及饱和、老化携砂液后油相渗透率分别为16.67，15.32，15.19 μm2，油相渗透率下降率为0.84%；排206–23井井液驱替砾石层初始水相渗透率、初始油相渗透率以及饱和、老化携砂液后油相渗透率分别为17.77，16.56，15.38μm2，油相渗透率下降率仅为7.1%，说明在实验前后砾石层渗透率变化较小。由此可知，由于砾石层渗流能力较高，携砂液短时间的驱替、老化过程并不会对砾石层油相渗流阻力造成明显影响。

表2 地层岩屑相渗实验结果汇总

图4 春67井岩心实验前后水相相对渗透率对比

图5 春67井岩心实验前后含水率变化

4 结论与认识

（1）实验结果表明，春光稀油储层防砂作业携 砂液饱和地层后，油相相对渗透率下降、水相相对渗透率上升，对应的含水率上升，但幅度小于10%。防砂作业携砂液会导致含水上升，但不是主要原因。

（2）春133E井井液驱替砾石层实验表明，实验前后砾石层渗透率未发生明显的变化。由于砾石层渗流能力较高，携砂液短时间的驱替、老化过程并不会对砾石层油相渗流阻力造成明显影响。

（3）实验相渗曲线分析显示，春光高渗储层随着含水率升高，油相渗透率显著降低，将会对产量产生比较大的影响。

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Experimental study on the influence of sand-carrying fluid on seepage in near-wellbore area during sand control in Chunguang oilfield

JIANG Erliang, LIU Hongtao, XIE Yongzhen, SUN Binfeng, LIU Zhengkui

（Petroleum Engineering Research Institute of Henan Oilfield Company, SINOPEC, Nanyang, Henan 473132, China）

Light oil reservoirs in Chunguang oilfield are characterized by fine lithology, argillaceous cementation, loose cementation, serious sand production, high content of argillaceous and fine sand, and there is great difficulty in sand control. In view of the rapid increase of water cut after sand control construction in Chunguang oilfield, sand-carrying fluid, formation water and crude oil sampled in the field were used to carry out experiments to study the influence of sand control technology on seepage in near-wellbore area during sand control in Chunguang oilfield. The results show that the sand-carrying fluid has certain damage to the reservoir core, the relative permeability of the oil phase decreases, and the relative permeability of the water phase increases. The corresponding water-cut increases, but the range is less than 10%. Sand-carrying fluid in sand control operation may cause water cut to rise, but it is not the main reason. The experimental phase permeability curve analysis shows that with the increase of water content, the oil-phase permeability of the high-permeability reservoir in Chunguang decreases significantly, which will have a great impact on the production.

Chunguang oilfield; sand-carrying fluid; relative permeability; water cut

1673–8217（2019）02–0108–05

TE312

A

2018–08–02

蒋尔梁，工程师，1982年生，2009年毕业于西南石油大学油气田材料与应用专业，现从事压裂酸化技术研究工作。

中国石油化工股份有限公司重点科技攻关项目（P16081）。

编辑：赵川喜