賈琳

摘 要：砂巖油藏在注水開發(fā)的過程中，儲集層參數(shù)將隨著注入水沖刷孔隙體積倍數(shù)的變化而變化，并且儲集層參數(shù)的變化又使得儲集層的非均質(zhì)性增強(qiáng)，開采難度加大；然而現(xiàn)有的大多數(shù)數(shù)模軟件中所用的數(shù)學(xué)模型，都認(rèn)為儲集層參數(shù)在注水開發(fā)的過程中不會隨著注入水的沖刷而發(fā)生變化，這與油藏開發(fā)的實(shí)際情況不符，不能真實(shí)地反映出開發(fā)過程中儲集層參數(shù)變化對開發(fā)結(jié)果的影響。本文總結(jié)、分析了巖石潤濕性的變化機(jī)理，同時(shí)利用數(shù)值模擬軟件研究了潤濕性變化對油藏采出程度影響的數(shù)值模擬研究。

關(guān)鍵詞：水驅(qū)油藏；潤濕性；數(shù)值模擬；采出程度

目前，勝利油田大多數(shù)水驅(qū)油藏已進(jìn)入高、特高含水階段，由于注入水的長期沖刷、浸泡，使得巖石表面具有親油性的高嶺石礦物和菱鐵礦及其他碳酸鹽巖礦物被注入水從骨架顆粒的表面溶蝕、帶走，而且注入水沖刷過后，非烴和瀝青質(zhì)含量也明顯降低，從而導(dǎo)致巖石表面的油膜逐漸變薄或脫落，巖石顆粒表面變得光滑，巖石吸附原油的能力減弱，而此時(shí)極性物質(zhì)（水）很容易吸附在巖石顆粒的表面，巖石顆粒便面的油膜逐漸被水膜所代替，隨著含水率的上升，水膜進(jìn)一步增加，從而使得儲集層的潤濕性由親油向親水方向轉(zhuǎn)化。因此，本文考慮到含水飽和度、滲透率、注入倍數(shù)和注入水沖刷方向都將影響巖石潤濕性的變化關(guān)系，利用相對滲透率來表征巖石潤濕性，并且可以根據(jù)含水飽和度來選擇使用相應(yīng)的相滲曲線。

1 水驅(qū)油藏中巖石潤濕性的變化規(guī)律

在砂巖油藏注水開發(fā)的過程中，含水飽和度、滲透率、注入倍數(shù)和注入水沖刷方向都將影響巖石潤濕性的變化。而相滲曲線反映了地層油和水的滲流特征，是儲集層巖石潤濕性和孔隙結(jié)構(gòu)等因素的反映。其中，巖石潤濕性對相對滲透率曲線的影響最大。流體和巖石之間發(fā)生相互作用，必然導(dǎo)致巖石潤濕性發(fā)生變化，巖石潤濕性的變化又會引起相對滲透率曲線的形態(tài)發(fā)生變化[1-3]。因此，考慮到它們之間的關(guān)系，本文利用相對滲透率來表征巖石潤濕性，并且可以根據(jù)含水飽和度來選擇使用相應(yīng)的相滲曲線。

不同注水開發(fā)階段的油水相對滲透率曲線變化如圖1所示。由圖可知，在砂巖油藏注水開發(fā)的過程中，由于注入水的長期沖刷，儲集層巖石潤濕性發(fā)生變化，導(dǎo)致不同含水階段的油水兩相相滲曲線相應(yīng)發(fā)生變化。其中，油的相滲曲線向上移動(dòng)，從而說明了油的相對滲透率值增加；然而水的相滲曲線向下移動(dòng)，從而說明了水的相對滲透率值減??；等滲點(diǎn)飽和度向右移動(dòng)，即相對滲透率曲線向右遷移。本文充分考慮到巖石潤濕性對相對滲透率的影響，即：在任意的時(shí)間步內(nèi)，對于任意網(wǎng)格點(diǎn)來說，都必須首先計(jì)算儲集層的含水飽和度與其原始含水飽和度的變化量，最后，通過儲集層的初始潤濕性采用相應(yīng)的相滲曲線。具體步驟如下：

①對于偏親油油藏而言，當(dāng)含水飽和度Sw增加10%時(shí)，巖石潤濕性便會由偏親油向偏親水轉(zhuǎn)化；當(dāng)Sw增加20%時(shí)，巖石潤濕性從偏親水向強(qiáng)親水轉(zhuǎn)化。對于偏親水油藏而言，當(dāng)Sw增加8%時(shí)，巖石潤濕性便會從偏親水向親水轉(zhuǎn)化；當(dāng)Sw增加10%～15%時(shí)，巖石潤濕性從親水向強(qiáng)親水轉(zhuǎn)化。由此可見，可以把Sw視為巖石潤濕性轉(zhuǎn)換成相對滲透率的標(biāo)準(zhǔn)。

②輸入多組分別對應(yīng)于各個(gè)含水階段的相對滲透率的相滲曲線。

③通過油藏初始狀態(tài)的相滲曲線，可以知道束縛水飽和度下油的相對滲透率Kro（Swr）和殘余油飽和度下水的相對滲透率Krw（Sor），并通過計(jì)算Krw（Sor）/ Kro（Swr），可以知道油藏初始狀態(tài)的潤濕性，再通過①步驟可以獲得對應(yīng)的潤濕性轉(zhuǎn)換標(biāo)準(zhǔn)。

④在任意時(shí)間步內(nèi)，對于任意的網(wǎng)格點(diǎn)，都可以通過數(shù)值模擬計(jì)算其含水飽和度與原始含水飽和度的變化量ΔSw值，最后通過③步驟獲得轉(zhuǎn)換標(biāo)準(zhǔn)確定相應(yīng)的相滲曲線。

2 巖石潤濕性變化對水驅(qū)油藏采出程度影響的數(shù)值模擬研究

在研究分析了潤濕性變化機(jī)理的基礎(chǔ)上，本文建立了評價(jià)潤濕性變化對水驅(qū)油藏開采動(dòng)態(tài)影響的概念模型。概念模型中采用了五點(diǎn)井網(wǎng)，注采井距為212m。平面上都采用13×13的均勻網(wǎng)格系統(tǒng)，X、Y方向的網(wǎng)格尺寸均為30m?？v向上考慮5個(gè)小層，油層總厚度為10m，各層等厚。平均滲透率為1000mD，縱向滲透率為平面滲透率的1/10。

為了研究潤濕性變化對注水開發(fā)的影響，將潤濕性參數(shù)時(shí)變模型與相同滲透率分布的常規(guī)模型進(jìn)行對比分析。當(dāng)潤濕性參數(shù)時(shí)變模型和常規(guī)模型的含水率都達(dá)到極限含水率98%左右時(shí)，模型的開采狀況如表1所示。

對上述模擬結(jié)果進(jìn)行分析，可以得出：

①對于不同滲透率分布的儲集層，潤濕性參數(shù)時(shí)變模型與常規(guī)模型相比，潤濕性參數(shù)時(shí)變模型注水開發(fā)后，其開發(fā)效果要明顯高于常規(guī)模型的注水開發(fā)效果，詳細(xì)對比數(shù)據(jù)如表1所示。

②潤濕性參數(shù)時(shí)變模型與常規(guī)模型的含水率與采出程度對比圖如圖2。在相同采出程度下，潤濕性參數(shù)時(shí)變模型的含水率要比常規(guī)模型的含水率低。從無水采出程度來看，潤濕性參數(shù)時(shí)變模型與常規(guī)模型的情況基本一致；然而進(jìn)入初、中、高含水階段，潤濕性參數(shù)時(shí)變模型與常規(guī)模型之間的差異變得較大，潤濕性參數(shù)時(shí)變模型的含水率明顯要低于常規(guī)模型的含水率，這說明巖石潤濕性的變化主要是發(fā)生在模型注水開發(fā)的初、中、高含水階段；到了特高含水階段，潤濕性參數(shù)時(shí)變模型與常規(guī)模型的差異逐漸變小，最終都達(dá)到極限含水率98%左右，并且當(dāng)含水率達(dá)到極限含水率98%左右時(shí)，潤濕性參數(shù)時(shí)變模型的采出程度要高于常規(guī)模型的采出程度。

3 結(jié)論

①本文通過研究得出巖石潤濕性變化與相滲曲線的關(guān)系；

②潤濕性參數(shù)時(shí)變模型與常規(guī)模型相比，其采出程度都要明顯高于常規(guī)模型，由此可見，潤濕性變化對油藏開發(fā)效果是正影響，而且潤濕性變化對油藏開發(fā)效果的影響較大，其平均采出程度比常規(guī)模型高了9.18%。

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