礁灰巖油藏親油特性定量表征方法研究

張曉林，王亞會，湯小龍，徐偉

科學研究

礁灰巖油藏親油特性定量表征方法研究

張曉林，王亞會，湯小龍，徐偉

（中海石油（中國）有限公司深圳分公司，廣東 深圳 518054）

巖心潤濕性實驗結果表明，M礁灰巖油田各儲層段潤濕性以親油-強親油為主，且自上而下各段親油性增強。為了在油藏數值模擬研究中更合理地表征這一特性，通過Wilhelmy實驗定量測定了礁灰巖儲層巖心表面的油水界面張力和潤濕接觸角，并結合巖心壓汞實驗所取得的毛管壓力資料計算得到了標準化親油毛管壓力曲線，將其應用于礁灰巖油田油藏數值模型中。應用結果表明：采用了親油毛管壓力曲線的油藏模型對生產井指標的預測結果與實際動態吻合程度更高，60口生產井中 45口井預測精度明顯提高。親油毛管壓力曲線的應用有助于精細刻畫M礁灰巖油田的油水微觀分布。

生物礁灰巖；親油；定量表征；毛管壓力曲線；油藏數值模擬

儲層巖石潤濕性影響著孔道內油水微觀分 布[1-3]以及水驅油過程中毛管力作用方向和水驅油效率，最終可影響油藏水驅開發采收率[4-5]。目前油藏數值模擬研究中，通常認為儲層潤濕性以親水為主，采用親水毛管壓力曲線來表征這一儲層特性。而越來越多的研究發現，大多數碳酸鹽巖油藏的儲層潤濕性為混合潤濕或親油。國內外已公開發表的文獻資料中，關于親油毛管壓力曲線的定量計算與標準化方法的研究成果極少，且在油藏數值模擬研究中應用親油毛管壓力曲線的案例更為少見[6-9]。

本文充分利用M礁灰巖油田儲層流體及巖心實驗資料，采用定性和定量兩種方法深入分析并確定了儲層潤濕性為親油，通過Wilhelmy實驗定量測定了巖石表面張力和潤濕接觸角等重要參數，并研究得出了一套親油毛管壓力曲線定量計算及歸一化方法，將研究成果成功應用于M礁灰巖油藏數值模擬研究中。這一研究成果的應用有助于精細刻畫M礁灰巖儲層油水微觀分布，準確模擬油田生產動態，提高了油田及生產井開發指標預測精度[10]，也可為今后各類油田親油儲層的油藏數值模擬研究提供參考依據。

1 礁灰巖儲層潤濕性評價實驗

1.1 實驗巖心及流體

M油田為典型生物礁灰巖稠油油藏，選取探井W井的9塊巖心及3塊巖心薄片進行實驗，巖心參數見表1。實驗用油是井口取樣后復配地層油，原油高壓物性參數見表2。實驗用水是根據地層水分析化驗結果配置得到，地層水分析化驗結果見表3。

表1 實驗巖心參數

表2 原油高壓物性參數

表3 地層水分析化驗結果

1.2 實驗設備

實驗儀器：恒溫箱（最高溫度不低于100 ℃，精度±1 ℃），巖樣抽空裝置，巖心驅替裝置，滲吸儀，界面張力和潤濕接觸角測定儀等。

1.3 實驗原理及步驟

1.3.1 自吸驅替法測定相對潤濕性

實驗原理：潤濕相流體在毛管壓力作用下自動吸入巖石孔隙中并驅替出非潤濕相流體，同時利用離心機所產生的較大離心力將巖心毛管中可流動的液體排出，以得到可流動的總毛管體積，再按一定的比值判斷潤濕性。

實驗步驟：完成巖心清洗、吹干和抽真空操作后，先通過飽和地層水和油驅水過程建立束縛水，然后分4個步驟進行測定。①吸水排油，將巖心浸泡在地層水中1周后讀取總排油量；②水驅油，恒壓0.1 MPa驅替至不出油為止；③吸油排水，將巖心浸泡在原油中1周后取出巖心，將管壁上的水珠完全收集到計量管底部并讀取總排水量；④油驅水，恒壓0.1 MPa驅替至不出水為止。最后根據行業標準《油藏巖石潤濕性測定方法》（SY/T5153—2007）定量計算各巖心潤濕指數并判斷潤濕性。

1.3.2 Wilhelmy實驗測定界面張力和潤濕接觸角

Wilhelmy實驗法測定儀的基本原理和步驟是通過調節巖心薄片位置使巖板與油水兩相同時接觸，固液、液液各界面張力均表現出來。當油水界面發生變化時，巖心薄片將被拉動并失去平衡，此時需施加平衡力使巖心薄片重新達到平衡。最后根據力平衡原理計算得到實驗油水界面張力和潤濕接觸角。

圖1 滲吸儀

圖2 巖心驅替裝置

1.4 結果分析

1.4.1 自吸驅替法測定相對潤濕性

在油藏溫度52.22 ℃下，通過自吸驅替法測定了自吸排油量、驅替排油量、自吸排水量和吸油排水量。按照行業標準計算得到水濕指數、油濕指數和相對潤濕指數，結果見表4。實驗巖心中僅W-5相對潤濕指數為-0.134，潤濕性為弱親油，分析認為是巖心滲透率低影響自吸驅替實驗結果；其余8塊巖心相對潤濕指數均為-0.5～-0.9，潤濕性為親 油至強親油，強親油巖心合計5塊，占總巖心數的62.5%。實驗表明，M礁灰巖儲層巖石潤濕性為親油至強親油，且以強親油為主。

表4 潤濕性實驗測定結果

1.4.2 Wilhelmy實驗法實驗結果

利用W井3塊巖心薄片分別進行Wilhelmy實驗，定量測定了油水界面張力及潤濕接觸角。考慮油水界面張力大小主要與實驗油水性質有關，實驗中僅進行了1次油水界面張力測定，結果見表5。不同巖心薄片潤濕接觸角存在一定差異，測定潤濕接觸角范圍為110°～120°，平均值114.7°。潤濕接觸角測定結果進一步表明M礁灰巖儲層巖石潤濕性為親油為主，與基于相對潤濕指數的潤濕性評價結果一致。

表5 Wilhelmy實驗法測定結果

2 礁灰巖儲層親油特性定量表征

實際油田開發研究中，毛管力可表征儲層巖石潤濕性。對于親油儲層，水驅油過程中毛管力與驅動方向相反，為水驅油阻力。油藏數值模擬研究中如能合理表征儲層親油特性，研究得到的宏觀剩余油分布結果將更為可靠。

本文借鑒前人經驗建立了親油毛管力曲線計算及標準化流程，可通過該方法將實驗室巖樣的毛管力曲線處理得到油藏數值模擬研究所需的地層條件下平均毛管力曲線。函數曲線把油層流體界面張力、潤濕性和巖石的滲透率與孔隙度等的影響綜合在一起來表征油層的毛管力曲線特征。以壓汞法測定的毛管力曲線為例，根據公式（1）和公式（2），可將實驗室測得的cHg(Hg)函數關系轉換為(wd)函數關系，得到冪函數關系式（3）。

式中：—巖心的函數無因次排驅壓力；

—巖心函數指數。

通過擬合每塊巖心實驗數據可得到特征參數、。

根據毛管力曲線形態和孔喉分布特征劃分巖石流動單元，計算各流動單元特征參數、平均值。最后根據式（4）和式（5）反算得到油藏條件下毛管力曲線。

親油儲層潤濕接觸角>90°，計算得到的油藏條件下毛管力cR(w)<0，表示其作用方向與驅動方向相反。親油毛管力曲線標準化流程見圖3。

3 油田應用實例

按照上述標準化方法和流程，對M礁灰巖油田巖心壓汞毛管力曲線進行標準化處理，得到油藏條件下的標準化親油毛管力曲線。圖4所示為5類巖石流動單元的標準化親油毛管力曲線。

為了評估親油毛管壓力曲線在M油田油藏數值模型中的應用效果，在未進行生產歷史擬合時，分別應用親油、親水毛管壓力曲線進行生產動態預測，對比開發指標預測精度，結果如圖5、圖6所示。采用親油毛管壓力曲線時，油藏數值模型預測單井含水上升規律與實際生產動態趨勢更接近，模型預測精度更高。經詳細統計，采用親油毛管壓力曲線后，M油田60口生產井中45口井預測精度明顯提高，另有15口井預測精度相當，預測精度提高率達到78%。

圖3 親油毛管力曲線標準化流程

圖4 M礁灰巖油田巖心壓汞實驗毛管壓力數據表

圖5 標準化親油毛管力曲線

親油毛管壓力曲線的應用有助于更加精細地刻畫M礁灰巖油田的油水微觀分布，進一步提高油田開發指標的預測精度。本文提出的儲層親油特性定量表征方法也可為各類油田親油儲層的油藏數值模擬研究提供參考經驗。

圖6 親油及親水毛壓曲線應用效果對比

4 結 論

1）巖心潤濕性實驗測定了M礁灰巖儲層巖石潤濕性為親油至強親油，且以強親油為主。

2）Wilhelmy實驗法進一步定量測定了M礁灰巖儲層巖石油水界面張力為25 mN·m-1，潤濕接觸角為110°～120°。

3）建立了一套親油毛管壓力曲線定量計算方法，并成功應用于M礁灰巖油藏數值模型中，采用親油毛管壓力曲線后開發指標預測精度提高率達到78%。

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Research on Quantitative Characterization of Oil Wetting Featurein Reef Limestone Reservoir

（CNOOC Shenzhen Branch, Shenzhen Guangdong 518054, China）

The core wettability experiment shows that all layers in M reef limestone reservoir are mainly oil wetting, even strong oil wetting in lower layers. To accurately characterize this feature in reservoir numerical simulation research, a series of Wilhelmy experiments were firstly conducted to get the oil-water interfacial tension and the wetting contact angle in M reservoir. Then, technique processes were proposed to calculate the oil wetting capillary pressure curves of five rock types from mercury injection experiment data prepared. Finally, applications of the oil wetting capillary pressure curves in M reservoir simulation model were carried on successfully. Simulation results showed that production performance predicted by model with the oil wetting capillary pressure curves was greatly improved. 45 wells of all 60 wells got better predicted data, resulting in accurately prediction of micro oil-water distribution in M reef limestone reservoir.

Reef limestone; Oil wetting; Quantitative characterization; Capillary pressure curve; Numerical simulation

中國海油重大科技專項課題四，礁灰巖油田高效開發技術研究（項目編號：CNOOC-KJ 135 ZDXM 37 SZ 04 SZ）。

2021-07-05

張曉林（1987-），男，湖北省武穴市人，工程師，碩士，2014年畢業中國石油大學（北京）油氣田開發工程專業，研究方向：海上礁灰巖油田開發地質油藏研究。

TE311

A

1004-0935（2022）01-0001-04