王群一，畢永斌，修德艷，房夢(mèng)齋，王迎華

(中油冀東油田分公司，河北 唐山 063004)

引 言

冀東南堡凹陷是典型的斷陷盆地，其地層構(gòu)成了1個(gè)獨(dú)立的沉積旋回，以發(fā)育河流沉積體系為主，是1個(gè)受斷層控制的復(fù)式油氣藏，斷層多，斷塊小(多數(shù)小于1 km2)，油層層數(shù)多，油水關(guān)系復(fù)雜，屬于典型的復(fù)雜斷塊油田。目前已進(jìn)入特高含水開(kāi)發(fā)階段。針對(duì)冀東復(fù)雜斷塊油田特高含水期采出程度低、自然遞減大的實(shí)際情況，通過(guò)研究該油田特高含水期儲(chǔ)層變化及油水滲流規(guī)律，為深入研究油藏剩余油潛力、確定合理的開(kāi)發(fā)技術(shù)政策奠定基礎(chǔ)，為油田實(shí)際開(kāi)發(fā)提供理論依據(jù)和指導(dǎo)。

1 儲(chǔ)層參數(shù)變化

1.1 巖心實(shí)驗(yàn)研究

針對(duì)冀東柳贊南區(qū)及高尚堡淺層北區(qū)典型井巖心采取不同的注入倍數(shù)來(lái)模擬現(xiàn)場(chǎng)不同的含水階段(高含水期為60% ～90%、特高含水期不小于90%)，實(shí)驗(yàn)測(cè)定不同含水階段的儲(chǔ)層參數(shù)值，進(jìn)而研究不同含水階段不同儲(chǔ)層參數(shù)的變化規(guī)律。

1.1.1 孔隙度

冀東典型井巖心不同含水階段的孔隙度變化如圖1所示?？梢钥闯?，孔隙度隨著含水升高而增大，但隨著含水升高增加的幅度逐漸變小，特高含水階段時(shí)孔隙度較初始階段增加1～2個(gè)百分點(diǎn)，表明在特高含水階段以前，巖石中可遷移的地層微?？倲?shù)多，主要為孔隙中呈分散狀態(tài)的地層微粒，因此沖出的地層微粒以小顆粒為主，隨著注水沖刷進(jìn)一步加強(qiáng)，被膠結(jié)的地層微粒參與運(yùn)移甚至被沖出，其粒徑中值增大，最終使孔喉變通暢，孔隙度呈現(xiàn)小幅度上升趨勢(shì)［1］。

圖1 不同含水階段孔隙度變化曲線

1.1.2 滲透率

冀東油田典型井巖心不同含水階段的滲透率變化如圖2所示?？梢钥闯?，滲透率隨著含水升高而增大，但隨著含水的升高滲透率增加的幅度逐漸變小，特高含水階段時(shí)孔隙度較初始階段相比增加了10個(gè)百分點(diǎn)。水驅(qū)后儲(chǔ)層滲透率發(fā)生變化的主要原因?yàn)?①注入水的沖刷使儲(chǔ)層中的地層微粒和被分解的黏土礦物碎片被沖散、遷移，并有部分隨采出液帶出，顆粒中值增大，泥質(zhì)含量減少，孔喉變通暢，表現(xiàn)為儲(chǔ)層滲透率增加;②由于儲(chǔ)層中的碳酸鹽或其他鹽類可能與注入水發(fā)生一些化學(xué)反應(yīng)，導(dǎo)致流體流動(dòng)能力增強(qiáng)，儲(chǔ)層滲透率隨之增大。

圖2 不同含水階段滲透率變化曲線

1.1.3 潤(rùn)濕角

在油田的開(kāi)發(fā)過(guò)程中，巖石的潤(rùn)濕性［2－3］不是一成不變的，潤(rùn)濕性的變化由流體在多孔介質(zhì)流動(dòng)過(guò)程中油、水和巖石物理化學(xué)性質(zhì)的變化決定。冀東油田典型井巖心不同含水階段的接觸角變化如表1所示?？梢钥闯?，進(jìn)入特高含水階段后巖心都變?yōu)橛H水，且隨著含水率的增加巖石的親水性逐漸增強(qiáng)，可依據(jù)不同開(kāi)采方式所對(duì)應(yīng)的最有利潤(rùn)濕性類型，進(jìn)一步提高油藏采收率。

表1 典型井巖心不同含水階段接觸角對(duì)比統(tǒng)計(jì)

1.2 礦場(chǎng)分析

以冀東高尚堡淺層北區(qū)為例。該開(kāi)發(fā)單元是典型復(fù)雜斷塊油田，進(jìn)入特高含水期之后，受沉積時(shí)水流沖刷作用的影響，碎屑顆粒順著河道延伸方向呈定向排列的砂體，由于砂巖分選好、物性較好，油水滲流速度快，同時(shí)受到埋藏淺、砂巖疏松和油水重力分異的影響，形成大孔道等高滲條帶(圖3)，孔隙度、滲透率增大，邊底水突進(jìn)造成采油井高含水。

圖3 高尚堡淺層北區(qū)大孔道發(fā)育狀況平面展布

2 油水兩相滲流規(guī)律研究及應(yīng)用

2.1 油水兩相滲流規(guī)律研究

2.1.1 分形維數(shù)在相對(duì)滲透率曲線的應(yīng)用

實(shí)驗(yàn)及礦場(chǎng)分析表明，油藏進(jìn)入特高含水階段后儲(chǔ)層的孔隙度、滲透率、潤(rùn)濕性等均發(fā)生顯著的變化，而這些也是影響相對(duì)滲透率的主要因素［4－9］。

為了研究冀東復(fù)雜斷塊油田特高含水階段油水相相對(duì)滲透率變化規(guī)律，開(kāi)展了針對(duì)該儲(chǔ)層的孔隙結(jié)構(gòu)分形研究。若儲(chǔ)層巖石遵循Laplace公式，即pc=2σcosθ/r，毛管力曲線的分形可表示為:

對(duì)式(1)兩端取對(duì)數(shù)，可得:

由式(2)可知，在雙對(duì)數(shù)坐標(biāo)中，Sw與pc成線性關(guān)系，如果有毛管力資料即可通過(guò)曲線的斜率來(lái)求出分形維數(shù)D。

水相相對(duì)滲透率的分形表示為:

油相相對(duì)滲透率的分形表示為:

式中:pc為毛管壓力，MPa;D為分形維數(shù);σ為界面張力，MPa;θ為潤(rùn)濕接觸角，(°);Sw為水相飽和度，%;pmin為最小毛管力，MPa;Krw為水相相對(duì)滲透率;Kro為油相相對(duì)滲透率;為標(biāo)準(zhǔn)化的水相飽和度，%;Swi為束縛水飽和度，%。

實(shí)驗(yàn)采用冀東油田典型井GJ315－7井巖心。將巖心均分成4塊，1塊保持原始狀態(tài)，其余3塊水驅(qū)，使含水率分別達(dá)到60%、80%和90%，然后對(duì)4塊巖心進(jìn)行壓汞實(shí)驗(yàn)，得到8組壓汞數(shù)據(jù)。繪制巖心毛管壓力和飽和度雙對(duì)數(shù)曲線，并計(jì)算出分形維數(shù)D(表2)。

表2 不同含水階段儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)分形維數(shù)

圖4 典型井巖心不同含水階段相對(duì)滲透率曲線

將表1的分形維數(shù)值代入式(3)、(4)中，可得到不同含水階段相對(duì)滲透率曲線(圖4);該曲線與采用《中華人民共和國(guó)天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)》中的穩(wěn)態(tài)法測(cè)定含水率分別為初始(含水為0)、60%、80%和90%的油水相對(duì)滲透率曲線基本一致。

由表2可以看出，隨著含水率的升高，巖心孔隙分形維數(shù)D越來(lái)越小，表明巖心孔隙結(jié)構(gòu)非均質(zhì)性與含水率成反比。在相對(duì)滲透率曲線上，隨著分形維數(shù)變小，巖心油相及水相相對(duì)滲透率均有所增大，其中油相相對(duì)滲透率增幅較小，而水相相對(duì)滲透特征發(fā)生了顯著的變化;對(duì)比初始狀態(tài)的油藏油水相對(duì)滲透率曲線，特高含水階段油藏等滲點(diǎn)明顯左移，油水共滲區(qū)間變化較小，但水相相對(duì)滲透率明顯增大，使得水相流動(dòng)在驅(qū)替過(guò)程特高含水階段處于優(yōu)勢(shì)地位。該研究成果表明，對(duì)于復(fù)雜斷塊特高含水開(kāi)發(fā)階段油田，由于水相相對(duì)滲透率的大幅度提高，單純提液已不能有效增加采油量，需要實(shí)施堵水、調(diào)剖調(diào)驅(qū)等措施，才能改善開(kāi)發(fā)效果。

2.1.2 巖心實(shí)驗(yàn)分析

2.1.2.1 采液采油指數(shù)

利用計(jì)算公式以及相對(duì)滲透率曲線的實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，求出無(wú)因次采油、采液指數(shù)，并繪制曲線(圖5)。

圖5 不同含水階段含水率和無(wú)因次采液/采油指數(shù)的關(guān)系曲線

由圖5可知，該油田的采液指數(shù)、采油指數(shù)變化呈現(xiàn)3個(gè)變化階段:開(kāi)采初期、含水較低時(shí)，采油指數(shù)下降、采液指數(shù)上升幅度均較小;含水為20%～60%時(shí)，采油指數(shù)小幅度下降，采液指數(shù)小幅度上升;含水高于60%時(shí)，采油指數(shù)大幅度下降，采液指數(shù)開(kāi)始快速上升。對(duì)比各含水階段巖心實(shí)驗(yàn)繪制的采油(液)指數(shù)與含水的關(guān)系曲線，隨著油田處于的含水階段不同，無(wú)因次采液、采油指數(shù)均呈上升趨勢(shì)，尤其是進(jìn)入特高含水階段以后，無(wú)因次采液指數(shù)上升幅度明顯高于無(wú)因次采油指數(shù)，導(dǎo)致提液效果逐漸變差。該分析結(jié)果與相滲曲線一致。

2.1.2.2 含水上升率與含水率的變化規(guī)律

由于冀東復(fù)雜斷塊油田斷塊小、孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜、孔道迂曲度大、油水關(guān)系復(fù)雜，其含水上升規(guī)律與整裝油田有著明顯的不同。為研究該油田的含水變化，利用相對(duì)滲透率曲線數(shù)據(jù)繪制了含水上升率與含水率的關(guān)系曲線(圖6)。

圖6 冀東復(fù)雜斷塊油田含水上升率與含水理論曲線

從圖6可以看出，各含水階段巖心實(shí)驗(yàn)繪制的含水上升率與含水率的關(guān)系均呈正態(tài)分布，低含水開(kāi)發(fā)階段含水率上升相對(duì)較慢;中高含水期含水上升快，含水上升率最高可達(dá)4.5% ～6.0%;高含水期后期及特高含水期含水上升速度變緩，尤其是進(jìn)入特高含水后，含水上升率理論在2.0%以下。從含水率上升值來(lái)看，該類復(fù)雜斷塊油藏明顯高于整裝油田。隨著典型井巖心含水率的上升，含水率上升值呈上升趨勢(shì)。對(duì)于特高含水開(kāi)發(fā)油田新鉆井，應(yīng)該控制產(chǎn)液量，減少邊底水突進(jìn)。

2.2 礦場(chǎng)應(yīng)用

分形維數(shù)及巖心實(shí)驗(yàn)研究表明，復(fù)雜斷塊油田特高含水階段水相相對(duì)滲透率升高幅度大，提液效果差。冀東高尚堡淺層北區(qū)以儲(chǔ)層變化及油水滲流規(guī)律研究成果為基礎(chǔ)，立足單砂體剩余油分布潛力研究，通過(guò)實(shí)施調(diào)剖調(diào)驅(qū)及調(diào)整加密井，挖潛剩余油［10］，目前已累計(jì)增油 5.0 ×104t，增加可采儲(chǔ)量28×104t，提高采收率1.9個(gè)百分點(diǎn)，遞減率進(jìn)一步降低，開(kāi)發(fā)效果得到進(jìn)一步改善(表3)。

表3 冀東高尚堡淺層北區(qū)主要開(kāi)發(fā)指標(biāo)對(duì)比

3 結(jié)論

(1)冀東復(fù)雜斷塊油田斷塊破碎、油水關(guān)系復(fù)雜，利用典型井天然巖心開(kāi)展室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，明確了特高含水開(kāi)發(fā)階段的儲(chǔ)層參數(shù)變化及油水滲流規(guī)律。

(2)隨著開(kāi)發(fā)階段逐步向特高含水轉(zhuǎn)變，研究區(qū)儲(chǔ)層孔隙分形維數(shù)越來(lái)越小，孔隙結(jié)構(gòu)非均質(zhì)性逐漸減弱，水相相對(duì)滲透率大幅度提高，無(wú)因次采液、采油指數(shù)均呈上升趨勢(shì)，但無(wú)因次采液指數(shù)上升幅度明顯高于無(wú)因次采油指數(shù)，特高含水階段單純提液效果不理想，應(yīng)結(jié)合堵水、調(diào)剖等措施。

(3)對(duì)于進(jìn)入特高含水階段的復(fù)雜斷塊油田，應(yīng)加強(qiáng)儲(chǔ)層變化及油水滲流規(guī)律研究，進(jìn)一步落實(shí)剩余油分布潛力，通過(guò)實(shí)施調(diào)剖調(diào)驅(qū)及調(diào)整挖潛井，進(jìn)一步改善開(kāi)發(fā)效果，實(shí)現(xiàn)特高含水階段油藏的有效開(kāi)發(fā)。

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