張順康，徐建軍，鐘思瑛，周方喜，

(1．中國石化江蘇油田勘探開發(fā)研究院，江蘇 揚州 225009;2．中國石化江蘇油田分公司，江蘇 揚州 225009)

在注水開發(fā)過程中，注入水對儲層物性、非均質(zhì)性和儲層孔隙結(jié)構(gòu)等會有較大的影響，使之與注水開發(fā)前有較大的差異［1］。近年來國內(nèi)有不少學(xué)者和專家對長期水驅(qū)開發(fā)以后儲層滲透率、孔隙度等參數(shù)的變化進行了研究［2－4］。本文從室內(nèi)實驗出發(fā)，對真武油田高含水油藏實際的巖心樣品進行了室內(nèi)實驗，從而為后期油藏數(shù)值模擬以及剩余油挖潛調(diào)整提供必要的技術(shù)依據(jù)。

1 儲層參數(shù)變化研究

1.1 室內(nèi)實驗研究

1.1.1 實驗條件

實驗溫度為室溫，實驗用水采用相應(yīng)的地層水資料配制模擬地層水，注水速度為2.5 mL/min。選取真11斷塊、真12斷塊取心井的若干樣品，按照下列步驟進行:

①樣品洗油，測定每一塊巖樣的孔隙度和滲透率。

②用恒速法分別對巖心進行注水沖刷實驗，同時記錄累積液量、測定水測滲透率，累積驅(qū)替孔隙體積倍數(shù)不小于300倍。

③對上述沖刷實驗后樣品再分別進行相關(guān)參數(shù)測定。實驗流程見圖1。

圖1 短巖心沖刷試驗流程

1.1.2 實驗內(nèi)容

(1)滲透率

選取真11斷塊、真12斷塊取心井的若干樣品，根據(jù)滲透率大小將其分成若干小組:中滲儲層(50×10－3μm2～500×10－3μm2)組、高滲儲層(500×10－3μm2～2 000×10－3μm2)組、特高滲儲層(2 000 ×10－3μm2～10 000×10－3μm2、10000×10－3μm2以上)組，累積驅(qū)替孔隙體積倍數(shù)超過300倍時的滲透率變化如圖2～圖4所示，從圖中可以看出:

圖2 中滲巖心累積驅(qū)替倍數(shù)與水測滲透率比值關(guān)系曲線

①對于中滲儲層，隨著驅(qū)替孔隙體積倍數(shù)的增加，水測滲透率比值都有一個明顯的下降階段，然后逐漸平緩(圖2)。

②對于高滲儲層，隨著驅(qū)替倍數(shù)的增加，水測滲透率比值增大，但變化幅度不大(圖3)。

圖3 高滲巖心累積驅(qū)替倍數(shù)與水測滲透率比值關(guān)系曲線

③對于特高滲儲層，隨著驅(qū)替倍數(shù)的增加，水測滲透率比值增大，且隨著空氣滲透率的增大變化幅度也逐步增大，直至平衡(圖4)。

圖4 特高滲巖心累積驅(qū)替倍數(shù)與水測滲透率比值關(guān)系曲線

(2)孔隙度

將真武油田所選巖心長期沖刷(超過350倍孔隙體積)實驗前后測定的孔隙度、滲透率結(jié)果列于表1，同時計算出滲透率的相對變化和孔隙度的絕對變化，一同列于表1中。

由表1可知，經(jīng)長期水沖刷后，巖石的孔隙度變化很小，孔隙度重復(fù)測定的變范圍不大于0.5%，因此可以認為經(jīng)水沖刷，孔隙度變化不明顯。

表1 水沖刷前后巖心孔隙度滲透率

(3)油水相對滲透率

將樣品沖刷前后的油水相滲試驗結(jié)果如圖5所示，從圖中可以看出，沖刷前巖心油水兩相特征為:束縛水飽和度中等，平均29%，水相最大相對滲透率為0.166，油水等滲點的含水飽和度平均58.1%，沖刷以后束縛水飽和度平均28.6%，油水兩相等滲點的含水飽和度平均為61.5%，這時與樣品長期沖刷前的滲流特征發(fā)生的一個顯著變化，即長期沖刷后的油水等滲點比沖刷前向右偏離，同時油水兩相共滲區(qū)明顯變大。

圖5 真檢1井E2s1油水相滲曲線

(4)儲層潤濕性

真12斷塊E2s1儲層樣品潤濕性測試結(jié)果如表2所示，該儲層經(jīng)水長期沖刷后，其潤濕性由中性向弱親水甚至親水方向轉(zhuǎn)移，在相滲曲線上表現(xiàn)為油水兩相等滲點向右偏移。出現(xiàn)上述現(xiàn)象的機理是:儲層經(jīng)長期水洗，巖石礦物表面優(yōu)先吸附的粘土礦物被水沖走，優(yōu)先吸附的油膜被剝落、改造，從而形成新的水膜，致使巖石表面的親水特性增強。

表2 潤濕性測定結(jié)果

1.2 動態(tài)監(jiān)測

通過對真武油田真11塊、真12塊同開發(fā)階段原油粘度室內(nèi)實驗分析，總體上認為原油粘度、密度有不定程度變化。經(jīng)過多年開發(fā)，原油中溶解氣組分也會發(fā)生一定的變化，使得原油常規(guī)物性緩慢變化，根據(jù)現(xiàn)場取樣樣品測試結(jié)果綜合分析(表3、表4)，原油粘度明顯增大。

表3 真武油田主力開發(fā)層系原油物性(開發(fā)初期)

表4 真武油田主力開發(fā)層系原油物性(高含水期)

圖6是跟蹤分析了真72井多年來的原油粘度變化關(guān)系曲線，從中可看出原油粘度隨開采時間延長而增加。

圖6 真72井E2s1儲層原油粘度隨時間的變化關(guān)系曲線

2 結(jié)論

(1)長期沖刷對儲層的孔隙度影響相對不大，而對滲透率影響較大，且滲透率越高，變化越明顯。

(2)長期沖刷對儲層的滲流特征產(chǎn)生了一定的影響，潤濕性表現(xiàn)為親水性增強;在油水相滲曲線上表現(xiàn)為油水兩相等滲點向右偏離。

(3)真武油田高含水油藏經(jīng)過長期開采，原油的粘度、密度緩慢變大。

［1］ 鄧玉珍，徐守余．三角洲儲層滲流參數(shù)動態(tài)模型研究［J］．石油學(xué)報，2003，24(2):61 －64.

［2］ 楊小蓓．砂礫巖油藏特高含水期儲層參數(shù)變化規(guī)律［J］．西南石油學(xué)院學(xué)報，2000，22(4):12 －16.

［3］ 程林松，李麗，李春蘭．考慮水驅(qū)油藏潤濕性變化的數(shù)值模擬方法［J］．水動力學(xué)研究與進展，2003，18(6):786 －791.

［4］ 尤啟東，周方喜，張建良，等.高含鹽油藏水驅(qū)儲層參數(shù)變化機理及規(guī)律研究［J］．中國石油大學(xué)學(xué)報:自然科學(xué)版，2007，31(2):79－82.