J区块注水开发储层物性变化规律研究

姚振杰,赵 洋,李 剑,罗婷婷,杨 红

(陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院,西安710065)

0 引言

目前,国内提高原油产量的主要方法是注水开发,注水开发油田的产量在总产量中占比较大[1]。注水开发过程中,油藏渗流特征表明储层物性会发生变化[2-4]。注入水不仅可以驱替油,而且对储层孔隙、渗透率及润湿性等物性有较大的影响[5-7]。因此,有必要研究注水开发储层物性变化规律。目前,研究注水开发阶段储层物性变化的方法主要有测井解释法、数值模拟法及室内实验驱替岩心法等[8-19]。该文采用岩心驱替法,结合CT 扫描从微观角度研究J区块储层物性变化规律,为优化J区块注水开发方案奠定理论基础。

1 实验条件

实验采用Sky Scan 1172高分辨率CT 扫描机、Br uke advance-8 X 射线 衍射仪、FY 型恒温箱以及TQ 型台式切片机等。实验用水为实验区块回注水,其矿化度为20 000 mg/L。实验岩心为J区块天然岩心,岩心物性参数如表1 所示。将注入孔隙体积倍数分别为0,10,20,30,40,50 倍所制得的天然岩心薄片进行CT 扫描、润湿性测定及扫描电子显微镜鉴定,研究不同注入阶段岩心的孔隙结构变化规律。

表1 岩心物性参数Table 1 Core physical property parameters

2 结果与讨论

2.1 不同注水开发阶段孔隙变化

用J区块地层水驱替处理好的天然岩心,岩心气测渗透率为100×10-3μm2,地层水矿化度为20 000 mg/L。注入孔隙体积倍数分别为0,10,20,30,40,50倍时,取出岩心切片,所制得的岩心薄片进行CT 扫描。

不同注水开发阶段储层物性参数如表2所示。

表2 不同开发阶段储层物性参数Table 2 Reservoir physical parameters at different develop ment stages

由表2可知,随着驱替过程的不断进行,注入孔隙体积倍数的不断增加,孔隙度及孔隙直径的分布范围是动态变化的,孔隙度和孔隙直径平均值是升高的。当注入孔隙体积倍数为0 倍时,孔隙度为15.33%～17.35%,孔隙直径为0.5～144.93μm;当注入孔隙体积倍数为10倍时,孔隙度分布范围升高,变为16.27%～18.13%,孔道直径的分布范围变小,由0.50～144.93μm 变为0.51～113.64μm。由于注入流体携带着微粒发生运移,微粒释放了原来占据的孔隙空间,但是微粒运移后占据了大的孔隙空间,使得岩心的平均孔道直径和平均孔隙度增大。随着流体不断注入,驱替倍数继续增加至20和30倍时,注入流体不断地冲刷岩心,微粒不断运移,部分体积较小的微粒随着地层水流出岩心,部分体积较大的微粒卡堵在岩心孔隙吼道处,孔隙度及孔隙直径升高。当驱替倍数增加至40和50倍时,岩心中的部分微粒继续被驱出岩心,滞留的微粒有所减少,部分滞留的微粒继续运移堵塞孔隙吼道,孔隙度由驱替倍数30倍时的15.31%～20.56%变为50倍时的16.37%～20.26%,孔隙直径由驱替倍数30倍时的0.63～134.21μm 变为50倍时的0.74～119.11μm,孔隙度平均值及孔隙直径平均值缓慢升高。但是,注入孔隙体积倍数由0倍升高到50倍时,喉道配位数变化不大,这表明岩心注入流体只是引起了孔隙中微粒发生运移,虽然孔隙直径及孔隙度发生了动态变化,但并未引起孔隙结构发生大的变化。总体而言,随着驱替孔隙体积倍数的增大,孔隙直径和孔隙度是缓慢升高的。

图1是不同驱替倍数时岩心切片的孔隙状况扫描图片,图中蓝色部分代表骨架,黑色代表孔隙,黄色粒状分布为岩石孔隙中的松散微粒。

图1 不同注水开发阶段CT 扫描结果(×400)Fig.1 CT scan results of different water flooding stages(×400)

0倍孔隙体积倍数为未进行水驱的岩心截面图,以下分析以其为参考。注入孔隙体积倍数为10倍时,孔隙中黄色游离的微粒有所增多,但游离的微粒更加集中,微粒主要集中于大孔隙吼道处,说明注入流体后,岩心中的微粒随着注入流体而发生运移;注入孔隙体积倍数为20和30倍时的岩心图片,黄色游离的微粒减少,这是由于随着注入流体的进一步冲刷,部分微粒被携带出;注入孔隙体积倍数达到40和50倍时,岩心中游离微粒越来越少,说明注入流体对储层的冲刷作用越来越强,可移动的微粒被大量携带出。

图2是不同注水开发阶段储层孔隙度变化。J区块储层黏土矿物含量比较高,岩心样品分析黏土含量为30%。黏土矿物主要以蒙脱石和高岭石等为主。注水开发过程中,蒙脱石遇水容易发生膨胀现象,流体的冲刷作用容易引起高岭石微粒的运移,这导致了岩心在不同的注入阶段孔隙结构参数发生动态变化。当注入孔隙体积倍数是0,10,20,30,40 和50 倍时,平均孔隙度分别为16.51%,16.62%,16.43%,16.67%,16.57%和17.06%。随着注入孔隙体积倍数的增大,孔隙度平均值升高。孔隙度分布范围变小,但是孔隙度分布范围的值是增大的;孔隙直径的分布范围变小,有大小孔道集中的趋势。因此,对于J区块,随着注入流体对储层的不断冲刷,引起岩心中的微粒发生运移,才导致了孔隙度、孔隙直径的变化。J区块孔隙度随着注入孔隙体积倍数的增大有升高的趋势。

图2 不同注水开发阶段孔隙度变化Fig.2 Variation of porosity in different water flooding stages

2.2 不同注水开发阶段渗透率变化

平流泵的流速设定为0.1 mL/min,恒速驱替岩心。当注入孔隙体积倍数达到10,20,30,40 和50倍时,记录对应的压力。已知岩心长度、横截面积、地层水黏度及流速,根据达西公式,计算得到岩心水测渗透率。实验结果如图3所示。

图3 不同注水开发阶段渗透率变化Fig.3 Variation of per meability in different water flooding stages

在注水开发过程中,随着注入孔隙体积倍数的不断增加,岩心水测渗透率先降低后升高。当注入孔隙体积倍数是10,20,30,40和50倍时,渗透率分别为24.5×10-3μm2,31.4×10-3μm2,28.6×10-3μm2,32.3×10-3μm2和34.2×10-3μm2。注入孔隙体积倍数达到30倍时,渗透率降低。

J区块蒙脱石(伊/蒙混层)含量为10%,高岭石含量为32%,伊利石含量为16%,绿泥石含量为42%。注水开发过程中,外来流体对高岭石和伊利石等黏土矿物微粒的冲刷作用,容易导致微粒发生运移,进而发生速敏现象。J区块岩心渗透率发生波动变化,是由于注入水的冲刷作用,导致微粒发生运移,卡堵在孔隙吼道处。随着流体的不断注入,运移的微粒卡堵了孔隙吼道,流动阻力越来越大,注入压力越来越高。当注入压力大于流动阻力后,卡堵在孔隙吼道处的微粒会被冲开,使注入压力降低,岩心渗透率升高,但变化幅度很小。综上所述,随着注水开发过程的进行,岩心的渗透率先降低后升高。因此,对于J区块,需要控制注水速度,避免引起速敏现象。

2.3 不同注水开发阶段胶结类型变化

当注入孔隙体积倍数为0,10,20,30,40,50倍时,对J区块天然岩心薄片进行CT 扫描,观察胶结方式变化。不同注水开发阶段岩心孔隙胶结类型变化如图4所示(图中灰色部分代表骨架,黑色部分代表孔隙)。

图4 不同注水开发阶段岩心孔隙胶结类型变化Fig.4 Change of pore cementation types of core in different water flooding develop ment stages

未注水时,即注入孔隙体积倍数为0倍时,颗粒间的接触方式以点-线接触为主,胶结方式是孔隙式胶结;注水后,注入孔隙体积倍数达到10,20,30,40和50倍时,颗粒间的接触方式还是以点-线接触为主,胶结方式依然是孔隙式胶结。因此,随着注入流体的不断冲涮,储层胶结方式一直是孔隙式胶结,未发生变化。

2.4 不同注水开发阶段润湿性变化

根据储层表面水的润湿接触角大小,润湿性分为亲水、中性和亲油3种。0°≤润湿接触角<90°,属于水湿(亲水);润湿接触角=90°,属于中性;90°<润湿接触角≤180°,属于油湿(亲油)。亲油储层,油是润湿相;亲水储层,水是润湿相。

将注入孔隙体积倍数分别为0,10,20,30,40和50倍所制得的岩心薄片进行润湿性测定,观察不同注水开发阶段岩心润湿性的变化。

注水开发过程中,随着注入孔隙体积倍数的增加,润湿接触角是降低的。当注入孔隙体积倍数分别是0,10,20,30,40和50倍时,对应的润湿接触角分别是97°,56°,50°,42°,40°和40°。注入孔隙体积倍数是0倍时,初始润湿角是97°,储层润湿性属于油湿;当注入孔隙体积倍数达到10倍后,润湿接触角<90°,储层润湿性发生改变,由油湿变为水湿。实验结果如图5所示。

图5 不同注水开发阶段润湿接触角变化Fig.5 Variation of wetting angle in different water flooding stages

未进行水驱时,储层内油水处于稳定状态,储层吼道壁上附着一层油膜。进行水驱时,界面张力和毛细管力为水驱油阻力,驱替压力需要不断克服界面张力和毛细管力,将油推向孔隙吼道的中轴方向,注入水穿过油膜,外来注入水与储层束缚水汇聚到一起,使得储层含水饱和度升高,储层的润湿性由亲油性变为亲水性。当储层为亲水性时,毛细管力会变为水驱油的动力,同样的注水压力下储层水驱油动力变大,注入水和束缚水结合的更快,含水饱和度不断升高,亲水性越来越强,对于注水开发油藏是有利的。综上所述,对于J区块随着注水开发的不断进行,储层的亲水性越来越强。

2.5 现场注水开发问题

J区块黏土矿物含量约为28%,其中蒙脱石(伊/蒙混层)含量为10%,高岭石含量为32%,伊利石含量为16%,绿泥石含量为42%。当储层含伊/蒙混层、蒙脱石等膨胀型黏土矿物,注入流体矿化度未达到临界矿化度时,储层易发生水化膨胀现象;当注水速度大于临界流速时,高岭土、伊利石等微粒发生运移,堵塞喉道,从而使储层渗透率下降,发生速敏现象,注水压力升高。根据敏感性评价实验,J区块水敏强度为中等偏强,速敏程度为中等强度。

图6是J区块J-1井注水压力曲线,注水压力随时间是波动变化的。2013年5月开始注水时,注入井压力是0 MPa。2013年10月注入井注水压力是1 MPa,2013年12月压力上升到4 MPa,结合J区块储层物性变化规律研究及敏感性评价实验,储层可能出现水敏及速敏,黏土矿物发生膨胀,微粒运移堵塞孔道,使注水压力急剧升高。继续注水,压力升高到一定程度把堵塞的孔道冲开,注水压力降低,2014年2月注水压力降低到2 MPa。继续注入水时,颗粒又产生运移,颗粒继续堵塞孔道,使得储层流通性变差,注水井注水压力升高,2014年12月注水压力升高到5 MPa。由于敏感性对储层造成的伤害,导致储层的渗透率降低,注水井的压力升高。当注水压力升高到一定程度时,堵塞储层的小颗粒被冲开,储层孔道的流通性变好,注水井的压力降低。现场继续注水时,储层微粒继续运移,堵塞孔道,使得储层的流通性变差,注水井的压力升高。微粒堵塞、冲开过程往复循环,导致现场的注入压力不稳定,产生波动。

图6 J-1井注水压力变化曲线Fig.6 Change curre of injection pressure in well J-1

3 结论

1)岩心薄片CT 扫描表明,随着开发阶段的进行,孔隙中微粒发生运移,孔隙度、孔隙直径产生动态变化,随着驱替倍数的增加,孔隙度及孔道直径的平均值有增大的趋势。

2)岩心驱替实验表明,随着注入孔隙体积倍数的不断增加渗透率呈现出先降低后升高的趋势,这主要是由于注水过程中速敏现象导致岩石渗透率有所下降。

3)注水开发前后,储层的胶结方式始终为点-线接触的孔隙式胶结,未发生变化;储层的润湿性由亲油性变为亲水性,且随着注入孔隙体积倍数的增加,润湿接触角逐渐降低。

4)现场注水开发过程中,由于储层发生水敏、速敏现象,孔隙吼道微粒不断产生堵塞、冲开的往复循环,储层物性的动态变化,导致现场注入压力不稳定而产生波动。室内实验研究对现场开发方案的调整提供了理论依据。