陳小凡，劉 峰，王 博，李春磊，林德純

(1.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 西南石油大學(xué)，四川 成都 610500;

2.中油冀東油田分公司，河北 唐山 063004;

3.中石化西北油田分公司，新疆 烏魯木齊 830011)

長期沖刷條件下的滲透率變化和微觀模型研究

陳小凡1，劉 峰1，王 博2，李春磊3，林德純1

(1.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 西南石油大學(xué)，四川 成都 610500;

2.中油冀東油田分公司，河北 唐山 063004;

3.中石化西北油田分公司，新疆 烏魯木齊 830011)

長期的注水開發(fā)，使儲層的物性參數(shù)發(fā)生了較大變化，其非均質(zhì)性較開發(fā)初期更加嚴(yán)重，開采難度增加。為了研究長期注水沖刷條件下儲層物性參數(shù)的變化規(guī)律，利用室內(nèi)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，分析了在長期沖刷條件下巖心滲透率的變化。實(shí)驗(yàn)表明，在長期的注水、注白油驅(qū)替下，巖心滲透率降低。根據(jù)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，建立了滲透率降低的微觀動態(tài)模型，并對滲透率降低的原因進(jìn)行了分析。

注水;注白油;巖心驅(qū)替;滲透率;微觀模型

引 言

注水開發(fā)是目前應(yīng)用最為廣泛的油田開發(fā)方式和二次采油方法。采用注水開發(fā)的油田，其儲量和產(chǎn)量所占的比重都在80%以上［1］。長期注水沖刷油田儲層參數(shù)變化規(guī)律的研究，為長期注水開發(fā)油田的高含水和特高含水期宏觀和微觀剩余油的形成機(jī)理、分布規(guī)律預(yù)測及改善油藏開發(fā)效果提供了理論基礎(chǔ)。不同地區(qū)、不同流體物性、不同的巖性、不同的驅(qū)替速度下，儲層物性參數(shù)變化不同［2－8］。因此，對不同地區(qū)的儲層物性參數(shù)進(jìn)行特定的分析，對指導(dǎo)油田的持續(xù)高效開發(fā)具有重要意義。

本次實(shí)驗(yàn)所用儀器是海安石油科研儀器有限公司生產(chǎn)的動態(tài)儲層參數(shù)測試系統(tǒng)。使用該儀器可對滲透率、孔隙度、氣液相對滲透率、油水相對滲率、地層敏感性等物性參數(shù)進(jìn)行測定。本文以取自大慶油田的巖樣為基礎(chǔ)，通過室內(nèi)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)分析測試方法，得到在不同的注水、注白油驅(qū)替速度條件下巖心滲透率變化情況。

1 長期沖刷條件下巖心的滲透率變化

本次實(shí)驗(yàn)的巖心大部分取自高孔、高滲儲層，氣測孔隙度為20% ～30%，氣測滲透率為2 000×10－3～3 000 ×10－3μm2。為了獲取同一研究對象在整個長期沖刷過程中的儲層參數(shù)變化規(guī)律，在同一個取心井段鉆取多塊巖樣，稱為“平行巖樣”。本次實(shí)驗(yàn)所用巖心為平行巖樣。

1.1 長期注水驅(qū)替條件下的滲透率變化

實(shí)驗(yàn)用水為按照大慶油田地下水礦化度標(biāo)準(zhǔn)配置的礦物水。黏度為1 mPa·s，總礦化度為6 202 mg/L，K++Na+濃度為 2 142 mg/L，Ca2+濃度為 10 mg/L，Mg2+濃度為 5 mg/L，SO42－濃度為 23 mg/L，HCO3

－濃度為1 776 mg/L，CO32－濃度為 182 mg/L，Cl－濃度為2 064 mg/L。

測量一組平行巖樣5塊巖心在不同的注水驅(qū)替速度時滲透率的變化，并記錄下每驅(qū)替一定倍數(shù)后巖心的滲透率(圖1)。

從圖中可以看到，平行巖樣的5塊巖心，在不同注水驅(qū)替速度時，滲透率在局部會出現(xiàn)波動，但總體上巖心滲透率是下降的。

1.2 長期注白油驅(qū)替條件下的滲透率變化

由于所用巖心為砂巖，存在一定的水敏效應(yīng)，可能導(dǎo)致滲透率降低。為了使實(shí)驗(yàn)結(jié)果更加準(zhǔn)確可靠，防止巖心發(fā)生水敏，改用與大慶油田原油性質(zhì)相似的工業(yè)白油驅(qū)替。在標(biāo)準(zhǔn)壓力和溫度條件下，所用的白油黏度為20 mPa·s，密度為0.846 g/cm3。

圖1 不同的注水驅(qū)替速度下平行巖心的滲透率變化

測量一組平行巖樣5塊巖心在不同的白油驅(qū)替速度時滲透率的變化，并記錄下每驅(qū)替一定倍數(shù)后巖心的滲透率(圖2)。

圖2 平行巖心在不同的注白油驅(qū)替速度下的滲透率變化

從圖中可以看到，平行巖樣的5塊巖心在不同的注白油驅(qū)替速度下，滲透率以近似直線的速度降低。

2 滲透率降低的微觀模型

根據(jù)巖心滲透率降低的現(xiàn)象，從理論上建立巖心滲透率降低的微觀模型。將巖心的孔隙簡化為等徑的毛管模型，在理想毛管中，截取微小的一段dx，假設(shè)巖石顆粒分布均勻，毛管橫截面積不變(圖3)。

作用在微小截?cái)嘀悬c(diǎn)的壓力是p，則:

圖3 理想的毛管模型

設(shè)流體的單位質(zhì)量力為λ，則x軸上的質(zhì)量力為λρAdx。根據(jù)牛頓第二定律，作用在微小體上諸力在任一軸投影代數(shù)和等于微小體的質(zhì)量與該軸上的加速度的乘積，于是有［9］:

兩邊同時除以ρAdx，得到單位質(zhì)量流體的運(yùn)動方程:

實(shí)際地層中，巖石顆粒分布不均勻，毛管孔徑大小變化不一致。當(dāng)有外來顆粒沖刷進(jìn)毛管孔徑時，巖心的滲透率會發(fā)生變化。圖4為簡化的當(dāng)有外來顆粒沖刷進(jìn)毛管孔徑時，理想的孔徑變化模型。

假定p1為流體流進(jìn)窄口端的壓力，p2為流體流出窄口端的壓力，A1為理想毛管的橫截面積，A2為有顆粒堵塞縮小的毛管橫截面積。

對式(8)進(jìn)行積分:

式中:x1、x2為毛管孔徑變化時前段、后端的位置，cm;u1、u2為流體在壓力 p1，p2下的流動速度，cm/s。

圖4 變化的毛管模型

得到流體進(jìn)口段和出口端的壓力差Δp:

式中:K為毛管的滲透率，μm2;Q為在壓差Δp下通過流體的流量，cm3/s;μ為通過毛管的流體黏度，mPa·s;L為毛管長度，cm;A為垂直于流動方向的截面積，cm2;Δp為流體通過毛管前后的壓力差，MPa。

當(dāng)有外來顆粒沖刷進(jìn)毛管孔徑時，單根毛管的滲透率變化為:

根據(jù)達(dá)西定律，在理想毛管中，單根毛管的滲透率為［10］:

(1)當(dāng)α＞1時，A1＞A2，毛管的橫截面積縮小，說明有外來沖刷的顆粒堵塞喉道，毛管孔隙半徑變小，p*＞Δp，單根毛管的滲透率降低。

(2)當(dāng)α=1時，A1=A2，毛管的橫截面積不變，毛管孔隙半徑不變，p*=Δp，簡化為達(dá)西定律，單根毛管的滲透率不變。

對整個巖心來說，將巖石的孔隙簡化為理想的毛管束，得到簡化的變孔徑滲透率變化達(dá)西公式:

式中:n為單位面積內(nèi)的毛管個數(shù)。

3 滲透率降低原因分析

(1)注入水對儲層巖石的作用主要以物理作用為主，使?jié)B透率下降。黏土礦物比較細(xì)小，在長期的注水沖刷過程中，造成儲層內(nèi)小顆粒遷移，很容易在喉道處堆積，使喉道有效半徑減小，小的孔隙可能被堵死，從而降低了巖石的滲透率。

(2)儲層中具有膨脹性的黏土礦物主要有蒙脫石、伊利石/蒙脫石混層礦物和綠泥石/蒙脫石混層礦物。油氣層中含有不同程度的黏土礦物成分，而這些黏土具有吸水特性，并會與水發(fā)生水合作用，產(chǎn)生水化膨脹，降低儲層巖石的滲透率(圖5)。

圖5 黏土礦物水化膨脹電鏡掃描圖

4 結(jié)論

(1)在長期不同的注水、注白油驅(qū)替速度下，所測巖心的滲透率是降低的。

(2)根據(jù)長期沖刷條件下巖心滲透率的降低，從理論上建立了巖心的微觀動態(tài)模型。當(dāng)巖心孔隙中有顆粒堵塞時，根據(jù)巖心流體進(jìn)口端和出口端壓力的變化，得到驅(qū)替前后巖心滲透率降低的理論公式。

(3)注入水和巖心的物理作用，巖心中所含礦物和充填物的遇水膨脹，是巖心滲透率降低的主要原因。

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Permeability changes under long－term water flooding and microscopic model study

CHEN Xiao － fan1，LIU Feng1，WANG Bo2，LI Chun － lei3，LIN De － chun1
(1．State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation，Southwest
Petroleum University，Chengdu，Sichuan610500，China;
2．Jidong Oilfield Company，PetroChina，Tangshan，Hebei063004，China;
3．Northwest Oilfield Company，SINOPEC，Urumqi，Xinjiang830011，China)

Reservoir petrophysical properties would change under long term water flooding，and reservoir heterogeneity would become even worse than the early stage of oilfield development，bringing more difficulties to oil recovery．This paper studies the change of reservoir petrophysical properties under long term water flooding through laboratory core displacement experiments．The results indicate that core permeability decreases after long term water injection or white oil injection．A microscopic dynamic model has been established based on experiment data to analyze the reasons for permeability decrease．

water flooding;white oil injection;core displacement;permeability;microscopic model

TE311

A

1006－6535(2012)01－0066－04

20110520;改回日期20110820

國家重大專項(xiàng)“高含水油田提高采收率新技術(shù)”(2008ZX050102003)

陳小凡(1968－)，男，副教授，1989年畢業(yè)于西南石油學(xué)院石油工程專業(yè)，現(xiàn)主要從事油藏工程、油藏?cái)?shù)值模擬的研究。

編輯 孟凡勤