基于油水非穩(wěn)態(tài)滲流實(shí)驗(yàn)的滲流規(guī)律分析——以XL油田為例

李鑫羽，歐陽傳湘，趙鴻楠，曾羽佳

(長江大學(xué) 石油工程學(xué)院，湖北 武漢 430100)

目前，我國許多注水開發(fā)的老油田逐漸進(jìn)入開發(fā)階段的中后期，儲層含水率上升、產(chǎn)量遞減等問題日益顯著，為探究此時儲層中的滲流規(guī)律，學(xué)者們提出了很多方法，如相對滲透率曲線法、核磁共振法、微觀CT掃描法等[1-2]。核磁共振、微觀CT掃描在測試大量巖樣時成本高，適合選取針對性強(qiáng)的巖樣進(jìn)行測試。在需要進(jìn)行大量巖樣實(shí)驗(yàn)獲得宏觀的滲流規(guī)律性研究方面，以相對滲透率曲線法作為根基更為適宜。

XL油田經(jīng)注水開發(fā)多年，歷經(jīng)快速上產(chǎn)、產(chǎn)量遞減、加密調(diào)整和再次遞減4個階段，目前油田產(chǎn)量持續(xù)遞減且形勢嚴(yán)峻。為探明目前儲層相比開發(fā)初期油水滲流規(guī)律差異、不同滲透率級別巖況下油水的滲流差異性、儲層性能的變化情況。針對加密前后不同滲透率級別的巖樣從油水相對滲透率曲線特征出發(fā)進(jìn)行研究分析，為后續(xù)的研究方向及油田開發(fā)方向提供指導(dǎo)和依據(jù)。

1 非穩(wěn)態(tài)油水兩相相對滲透率曲線實(shí)驗(yàn)

非穩(wěn)態(tài)的油水兩相相對滲透率的基本理念是采用Buckley—Leverett一維空間油水兩相驅(qū)替過程中的水驅(qū)油前緣推進(jìn)理論為基本[3-8]。在實(shí)際推算里忽視重力作用及毛管壓力作用，提前假定情況為油水兩相是不互相溶解的且都是不能夠壓縮的且?guī)r樣中油水飽和度在每一個橫截面上都是均勻分布的。開展實(shí)驗(yàn)前先將巖樣用其中一種流體飽和，之后再利用另一種流體進(jìn)行驅(qū)替。在水驅(qū)油的過程里，多孔介質(zhì)中油水飽和度的分布可以看做是距離和時間的函數(shù)映射，整個過程被稱作非穩(wěn)定性過程。按照符合模擬實(shí)驗(yàn)條件的實(shí)際要求，在儲集層巖樣上通過采用恒定壓差或恒定速度的水驅(qū)油測驗(yàn)時，在一定時間變化范圍內(nèi)，在巖樣的出口端進(jìn)行觀察，并將2種不同流體的產(chǎn)出量及巖樣兩端的壓力差值的變化記錄下來，之后采用“JBN”方法進(jìn)行計(jì)算可以得到油—水相對滲透率，利用其繪制出油—水相對滲透率與含水飽和度的關(guān)系曲線。

1.1 巖心基本數(shù)據(jù)

(1)實(shí)驗(yàn)巖樣。根據(jù)研究內(nèi)容，分別選擇XL油田開發(fā)前期和后期各11塊巖心進(jìn)行非穩(wěn)態(tài)法測定相滲曲線，其巖心基礎(chǔ)物性數(shù)據(jù)見表1。

表1 不同開發(fā)階段巖心基礎(chǔ)物性數(shù)據(jù)Tab.1 Basic physical property data of cores at different development stages

(2)實(shí)驗(yàn)選用油。通過選擇與原油配伍性好的精制油與中性煤油進(jìn)行配比，同時調(diào)查XL油田的現(xiàn)場實(shí)際情況確定油水黏度比為13 mPa·s。

(3)實(shí)驗(yàn)選用水。根據(jù)XL油田現(xiàn)場的地層水和注入水成分分析資料進(jìn)行配置實(shí)驗(yàn)地層水礦化度為4.7 g/L。

1.2 實(shí)驗(yàn)步驟

實(shí)驗(yàn)參照行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T5345—2007《巖石中兩相流體相對滲透率測定方法》和國家推薦標(biāo)準(zhǔn)GB/T 28912—2012《巖石中兩相流體相對滲透率測定方法》中的非穩(wěn)態(tài)法開展。

(1)建立束縛水飽和度。先用實(shí)驗(yàn)用油進(jìn)行水驅(qū)建立束縛水飽和度，初始驅(qū)替速度選擇為0.05 mL/min，逐漸增加驅(qū)替速度到出口段不出水。束縛水飽和度計(jì)算公式見式(1)：

(1)

式中，Swi為束縛水飽和度；Vw為驅(qū)出水體積。

(2)確定束縛水狀態(tài)下的油相滲透率。在建立束縛水飽和度后，繼續(xù)驅(qū)替10 PV后，記錄入出口兩端壓力差和流速值，進(jìn)行油相滲透率的計(jì)算。連續(xù)測定3次，確保相對誤差小于3%。油相有效滲透率按式(2)計(jì)算：

(2)

式中，Ko(Swi)為束縛水狀態(tài)下油相有效滲透率；qo為出油量；μo為在測定溫度下油的黏度；L為巖樣長度；A為巖樣截面積；p1為巖樣進(jìn)口壓力；p2為巖樣出口壓力。

(3)測定水驅(qū)油相滲數(shù)據(jù)。①選擇合適的驅(qū)替速度或驅(qū)替壓差進(jìn)行水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)；②記錄見水時間、見水時的累積產(chǎn)油量、累積產(chǎn)液量、驅(qū)替速度和巖樣兩端的驅(qū)替壓力差。需要注意實(shí)驗(yàn)時按出油量的多少確定記錄時間間隔，如見水初期出油量多需加密記錄。當(dāng)含水率達(dá)到99.95%或注水30倍孔隙體積，測定水相滲透率，實(shí)驗(yàn)結(jié)束。

(4)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)處理。實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)處理方法如下：

(3)

(4)

(5)

(6)

(7)

2 基于油水相滲曲線的滲流規(guī)律分析

2.1 油水相對滲透率曲線實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

分別選取開發(fā)初期和后期加密取心井具有代表性的11塊不同滲透率級別巖心開展相滲實(shí)驗(yàn)，通過實(shí)驗(yàn)獲得開發(fā)前后不同滲透率級別的相滲曲線，按開發(fā)初期和開發(fā)后期分別繪制不同滲透率級別的相滲對比曲線如圖1所示[8-12]。

圖1 取心井不同滲透率級別巖心相滲曲線Fig.1 Correlation curves of cores with different permeability levels in coring wells

(1)由圖1(a)可以得知，開發(fā)前期取心井不同滲透率等級巖樣的各油水兩相相對滲透率曲線形態(tài)特征點(diǎn)表現(xiàn)為：油相相滲曲線在巖樣滲透率逐步增大的同時，位置上移動趨勢逐漸向左，曲線傾斜的程度逐漸變緩，其殘余油飽和度大小變化不大。水相相滲曲線隨著巖樣滲透率逐漸增大，位置移動的趨勢逐漸向左，束縛水水飽和度逐漸變小，水相相滲曲線末端所對應(yīng)位置逐漸上翹。

(2)由圖1(b)可以得知，開發(fā)后期取心井不同滲透率等級巖樣的各油水兩相相對滲透率曲線形態(tài)特征點(diǎn)表現(xiàn)為：油相相滲曲線在巖樣滲透率逐步增大的同時，位置上移動趨勢逐漸向左，曲線在到達(dá)共滲點(diǎn)之前整體呈現(xiàn)向左平移。水相相滲曲線隨著巖樣滲透率逐漸增大，位置移動的趨勢逐漸向左，曲線傾斜的程度逐漸變陡。隨著滲透率增大，曲線末端起始點(diǎn)所對應(yīng)的含水飽和度位置發(fā)生變化不大，末端所對應(yīng)的含水飽和度位置發(fā)生向左平移。

經(jīng)調(diào)查資料發(fā)現(xiàn)，由于該油層具有較強(qiáng)的非均質(zhì)性，見水后油相相滲曲線下降很快。開發(fā)后期相比開發(fā)初期，滲透率級別高的巖樣油相相滲曲線下降更快，表明到開發(fā)后期中滲儲層的非均質(zhì)性增強(qiáng)，滲流能力明顯減弱。

2.2 不同開發(fā)階段同滲透率巖樣相滲曲線分析

從開發(fā)前后期的巖樣中分別取2塊代表不同級別滲透率且相互之間滲透率接近的巖樣，將它們的油水相滲曲線進(jìn)行對比分析，如圖2所示。

圖2 不同開發(fā)階段巖樣滲流曲線對比Fig.2 Comparison of seepage curves of rock samples of different development stages

(1)對于分別在開發(fā)前后期的2塊滲透率在0.1×10-3～10×10-3μm2且接近的低滲巖心，其兩相共滲區(qū)相差不大，束縛水飽和度與殘余油飽和度相差也不大。說明對于低滲巖樣，開發(fā)初期相比較于開發(fā)后期，水驅(qū)油最終采收率沒有明顯變化。

(2)對于滲透率大于10×10-3μm2的2塊滲透率接近分別處在開發(fā)前后期的中滲巖心，從開發(fā)初期到開發(fā)后期，束縛水飽和度增大，殘余油飽和度減小；開發(fā)初期的油水共滲區(qū)大于開發(fā)后期油水共滲區(qū)，說明對于中滲巖樣開發(fā)后期較開發(fā)初期滲流能力明顯變差。

分析認(rèn)為，當(dāng)開發(fā)階段來到后期，XL油田中滲儲層性能及滲流能力受注水開采影響更大且下降明顯。低滲儲層性能及滲流能力較為穩(wěn)定。

2.3 不同滲透率級別相滲曲線特征參數(shù)規(guī)律

通過對開發(fā)前期取心井和開發(fā)后期加密后取心井所取得的巖心的油水兩相相對滲透率曲線的特征參數(shù)進(jìn)行匯總(表2)。對不同開發(fā)階段取心井的油水兩相相對滲透率曲線的特征參數(shù)作與滲透率的變化關(guān)系散點(diǎn)圖(圖3)[13-18]。

表2 不同開發(fā)階段各巖樣相滲曲線特征參數(shù)Tab.2 Characteristic parameters of phase permeability curves of each rock sample at different development stages

圖3 相滲曲線特征參數(shù)變化規(guī)律Fig.3 Change law of characteristic parameters of phase permeability curve

從圖3可知，①開發(fā)前后期，束縛水飽和度與滲透率呈較強(qiáng)的負(fù)相關(guān)，兩相共滲區(qū)飽和度與滲透率呈較強(qiáng)的正相關(guān)；殘余油飽和度和共滲點(diǎn)飽和度與滲透率相關(guān)性不明顯。②油水兩相曲線特征參數(shù)在滲透率等于10×10-3μm2前后，擬合曲線具有明顯的分段式變化，這表明低滲儲層和中滲儲層差異性較大，在開發(fā)過程中區(qū)別對待。③巖樣束縛水飽和度較高含量在40%以上且油水等滲點(diǎn)對應(yīng)含水飽和度在50%以上，表明儲層具有較強(qiáng)的親水性。開發(fā)后期束縛水飽和度比開發(fā)前期束縛水飽和度略高，分析解釋為儲層滲流能力受巖石孔隙喉道中附著的黏土礦物影響，開發(fā)后期儲層中黏土含量及分布受注水過程的沖刷影響很大，親水性更強(qiáng)。④油水兩相區(qū)隨滲透率增大而逐漸變大，開發(fā)后期相比開發(fā)初期油水共滲區(qū)的參數(shù)擬合曲線上升變緩、變化范圍變小，表明開發(fā)后期的儲層性能相比開發(fā)初期明顯降低。⑤開發(fā)后期隨著滲透率的增加，中滲級別巖樣油水相滲特征參數(shù)變化不明顯，表明此時滲透率越大的中滲級別巖樣受注水影響越大，滲流能力及物性下降越多。

3 結(jié)論

通過對XL油田開展油水兩項(xiàng)非穩(wěn)態(tài)實(shí)驗(yàn)研究的發(fā)現(xiàn)及建議：

(1)束縛水飽和度高且與滲透率相關(guān)性較強(qiáng)，研究儲層區(qū)域具有較強(qiáng)的親水性。開發(fā)后期儲層親水性更強(qiáng)。

(2)兩相共滲區(qū)窄且與滲透率相關(guān)性較強(qiáng)，開發(fā)初期比開發(fā)后期范圍更大。

(3)相滲曲線特征參數(shù)在滲透率為10×10-3μm2前后，其擬合曲線呈明顯的二段式變化特征。

(4)根據(jù)相滲曲線初步分析認(rèn)為，開發(fā)初期儲層滲流能力要優(yōu)于后期加密后的儲層。開發(fā)后期中滲儲層受注水影響導(dǎo)致滲流能力和儲層物性變差，低滲儲層性能及滲流能力保持較為穩(wěn)定，下一步應(yīng)注重加強(qiáng)對低滲儲層的開發(fā)。

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