付紫陽 江山 常鑫 付文祥 章小龍

(1.長江大學(xué)計算機科學(xué)學(xué)院,湖北荊州 434023;2.長江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院,湖北武漢 430100;3.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院,河北廊坊 065007)

碳酸鹽巖儲層相對滲透率實驗研究

付紫陽1江山2常鑫3付文祥1章小龍1

(1.長江大學(xué)計算機科學(xué)學(xué)院,湖北荊州 434023;2.長江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院,湖北武漢 430100;3.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院,河北廊坊 065007)

相滲曲線的研究對指導(dǎo)油藏注水開發(fā)起著重要作用。通過室內(nèi)油水相對滲透率實驗,取得了某碳酸鹽巖油藏天然巖心的相對滲透率數(shù)據(jù),并繪制出相對滲透率曲線。從儲層的濕潤性、流體物性等方面分析了實驗數(shù)據(jù)及其影響因素:親油型儲層的水鎖損害增加了儲層的束縛水飽和度,孔隙表面吸附的油膜使殘余油飽和度偏高,油膜影響地層水流動,使得水相滲透率偏低。探討了相對滲透率曲線的形態(tài)特征及其反映的儲層特點:水相滲透率呈現(xiàn)上凸形,下凹形和靠椅型三種形態(tài),反映儲層灰泥含量較低且不易膨脹,有較強水敏性,發(fā)育微裂縫。

碳酸鹽巖 相對滲透率 實驗數(shù)據(jù) 形態(tài)特征

相對滲透率曲線又稱相滲曲線,是研究多相滲流的基礎(chǔ)資料,對油田開發(fā)動態(tài)分析和油藏數(shù)值模擬也有著重要意義[1-2]。近年來,隨著對國內(nèi)碳酸鹽巖油藏的進一步勘探開發(fā),很多學(xué)者也開展對碳酸鹽巖儲層的相對滲透率研究[2-8]。但是缺少對強親油型碳酸鹽巖儲層的相對滲透率曲線特征參數(shù)和曲線形態(tài)及其影響因素的研究。筆者針對某碳酸鹽巖油田的天然巖心,通過實驗,得出了親油型碳酸鹽巖儲層巖心的特征相滲曲線,分析了儲層巖石的濕潤性,敏感性和流體物性等因素對相滲曲線的影響。研究了相滲曲線所反映的儲層特征和水驅(qū)油過程中流體對儲層的影響。

圖1 F1號巖心油水相對滲透率曲線

圖2 F4號巖心油水相對滲透率曲線

1 實驗巖心樣品和流體

1.1 實驗巖心樣品及其物性參數(shù)

油水相滲實驗采用的巖心取自某碳酸鹽巖油藏,按照設(shè)計要求,鉆取試驗用直徑為3．81cm的圓柱形樣品,樣品長度5．2cm到5．5cm之間,樣品孔隙度15%到30%之間,樣品氣測滲透率1毫達西到100毫達西之間。

1.2 實驗流體

實驗所用地層水是根據(jù)該油藏地層水礦化度特征配置的模擬地層水,模擬地層水主要離子含量和礦化度參數(shù)見表1,模擬地層水的粘度為1．625mPa·s,密度為1．147g/cm3,實驗用油為配置的模擬油,模擬油粘度13．885mPa·s,密度約0．865g/cm3,模擬地層水和模擬油用微孔濾膜過濾后密封保存。

2 實驗流程及結(jié)果

圖3 F2號巖心油水相對滲透率曲線

表1 地層水礦化度數(shù)據(jù)

圖4 F5號巖心油水相對滲透率曲線

圖5 F3號巖心油水相對滲透率曲線

表2 油水相滲實驗數(shù)據(jù)

實驗采用非穩(wěn)態(tài)法測定巖心樣品的油水相對滲透率,為了簡化實驗過程,實驗在室溫(約25℃)下進行,主要實驗步驟:

(1)將巖心清洗后烘干,稱干重,抽真空飽和模擬地層水,稱濕重后求得有效孔隙度。

(2)用模擬油驅(qū)替巖心中的地層水,只到巖心不再出水為止,確定束縛水飽和度。

(3)將巖心放置一段時間,恢復(fù)巖心的濕潤性。

(4)采用非穩(wěn)態(tài)恒速法,以合適的驅(qū)替速度進行水驅(qū)油實驗,記錄各個時間段的產(chǎn)水量,產(chǎn)油量和驅(qū)替壓差,直到出口含水率超過99%或注水超過30倍孔隙體積之后,測定殘余油下水相滲透率,實驗結(jié)束。

3 實驗結(jié)果分析

從表2中可以看出,實驗巖心同時具有水濕和油濕的特征。根據(jù)前期研究,該儲層同類巖心具有強水鎖效應(yīng),水鎖效應(yīng)使巖心束縛水飽和度增加,巖心孔隙中油水界面的毛管阻力增加,使得最大含水飽和度時的水相相對滲透率異常偏低,故該碳酸鹽儲層應(yīng)為油濕。

實驗流體粘度比對相對滲透率曲線也會產(chǎn)生影響,根據(jù)柯屯的水膜理論可以推測,當儲層為油濕儲層,油以油膜形式覆蓋于巖石孔隙表面,粘度小的地層水在其上流過時,油膜起著摩擦作用,使得水相滲透率降低。同時由于儲層為強油濕,油膜厚度較大,殘余油飽和度較高,采出程度也較低。

從油水相對滲透率曲線形態(tài)上看,主要的差異在于水相相對滲透率曲線。根據(jù)王國先等[9]對水相滲透率曲線的形態(tài)特征的分類,本次試驗有三種類型,主要為水相上凸型(圖1．2．3),它反映儲層灰泥含量較低且不易膨脹,孔隙度滲透率較大。巖心F5(圖4)為水相下凹型,它反映儲層敏感性較高,主要是水敏性,使得孔喉被堵塞,流動阻力變大。巖心F3(圖5)為水相靠椅型,它反映儲層中發(fā)育微裂縫,在實驗過程中微裂縫擴大,使得孔隙度滲透率變大,水相滲透率也隨之上升。

4 結(jié)語

(1)碳酸鹽巖相滲實驗表明,該碳酸鹽巖儲層為油濕型儲層,且水鎖損害程度較大,兩相區(qū)寬度較窄,殘余油飽和度下水相滲透率偏低,大部分小于20%。(2)根據(jù)柯屯水膜理論,流體物性對儲層影響較大,粘度較高的油覆蓋在巖石孔隙表面,使水相滲透率降低,同時也使殘余油飽和度變大,采出程度降低。(3)巖心水相滲透率呈現(xiàn)上凸形,下凹形和靠椅型三種形態(tài),反映儲層孔隙結(jié)構(gòu)相對均一,有較強的水敏感性,同時還發(fā)育著微裂縫,體現(xiàn)了該碳酸鹽儲層滲流規(guī)律具有復(fù)雜性和多變性。

[1]沈平平．油層物理實驗技術(shù)[M].北京:石油工業(yè)出版社,1995．[2]馬志元,高雅文譯.油藏相對滲透率[M].北京:石油工業(yè)出版社,1990.

[3]冉立,張烈輝,周明,等.低滲透油藏相對滲透率曲線計算方法研究[J].特種油氣藏,2006,13(5):65-67.

[4]呂偉峰,秦積舜,吳康云,等.低滲巖石孔滲及相對滲透率測試方法綜述[J].特種油氣藏,2011,18(3):1-6.

[5]王炯,王藝景,陳彬,等.基于穩(wěn)定流法的低滲透儲層滲流規(guī)律實驗研究[J].特種油氣藏,2005,12(5):93-94,98.

[6]賈振岐,韓少鑫,覃生高,等.特低滲透巖心單相滲流實驗研究[J].特種油氣藏,2007,14(3):78-80.

[7]高旺來,沈德煌,李芳芳等.稠油相對滲透率實驗過程出口端管線水驅(qū)油特征[J].特種油氣藏,2013,20(1):115-117.

[8]杜殿發(fā),林新宇,巴忠臣,等.利用甲型水驅(qū)特征曲線計算相對滲透率曲線[J].特種油氣藏,2013,20(5):93-96.

[9]王國先,謝建勇,李建良,等.儲集層相對滲透率曲線形態(tài)及開采特征[J].新疆石油地質(zhì),2004,03:301-304.

付紫陽(1989—),男,在讀碩士研究生,主要從事油藏數(shù)值模擬方面的研究工作。