張宏強(qiáng)，張永強(qiáng)，張曉斌，張康

(中石油長(zhǎng)慶油田分公司勘探開發(fā)研究院低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室，陜西西安710021)

董杰

(中國石油大學(xué)(北京)石油工程學(xué)院，北京102249)

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鄂爾多斯盆地長(zhǎng)6油層組儲(chǔ)層水驅(qū)竄流影響因素實(shí)驗(yàn)研究

張宏強(qiáng)，張永強(qiáng)，張曉斌，張康

(中石油長(zhǎng)慶油田分公司勘探開發(fā)研究院低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室，陜西西安710021)

董杰

(中國石油大學(xué)(北京)石油工程學(xué)院，北京102249)

依據(jù)鄂爾多斯盆地長(zhǎng)6油層組儲(chǔ)層的地質(zhì)特征，研制了均質(zhì)、非均質(zhì)及裂縫型等3類模擬目標(biāo)儲(chǔ)層性質(zhì)的人造巖心，并利用研制的儲(chǔ)層模型開展了水驅(qū)竄流影響因素評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)可知，長(zhǎng)6油層組儲(chǔ)層受微觀非均質(zhì)性的影響，見水時(shí)間早且見水后含水率上升快，同時(shí)受微觀非均質(zhì)影響，驅(qū)油效率比中高滲透儲(chǔ)層驅(qū)油效率低10%以上。巖心非均質(zhì)程度增大，見水PV數(shù)逐漸減小，見水后含水上升快，當(dāng)滲透率級(jí)差為50時(shí)，采收率比等滲透率均質(zhì)油藏低12%。含裂縫的巖心中，注入水竄流嚴(yán)重，裂縫型特低滲油藏與同等滲透率均質(zhì)油藏相比，采收率降幅近50%。

水竄；滲透率；非均質(zhì)性；裂縫；見水時(shí)間；水驅(qū)采收率

鄂爾多斯盆地長(zhǎng)6油層組儲(chǔ)層是國內(nèi)某油田的主力油層，該儲(chǔ)層具有物性差、沉積礦物成熟度低、黏土含量高、孔喉細(xì)小、天然能量不足、非均質(zhì)性嚴(yán)重、裂縫廣泛發(fā)育等特點(diǎn)。該儲(chǔ)層因非均質(zhì)性嚴(yán)重、天然裂縫及人工裂縫普遍存在等原因，注入水極易竄流至生產(chǎn)井，致使油井見水時(shí)間早，見水后含水率上升迅速，甚至暴性水淹，若繼續(xù)注水則注入水進(jìn)入無效循環(huán)，難以波及進(jìn)入致密基質(zhì)，大部分原油滯留在其中無法采出。因此，影響特低滲儲(chǔ)層水驅(qū)竄流主要因素的研究，對(duì)特低滲儲(chǔ)層開發(fā)中預(yù)防、治理注水竄流及選擇注水竄流后提高采收率技術(shù)具有重要意義[1～8]。筆者依據(jù)鄂爾多斯盆地長(zhǎng)6油層組儲(chǔ)層的儲(chǔ)層特征，利用實(shí)驗(yàn)室現(xiàn)有技術(shù)研制了均質(zhì)、非均質(zhì)及裂縫型等三類模擬目標(biāo)儲(chǔ)層性質(zhì)的人造巖心，并利用研制的人造巖心開展了水驅(qū)竄流影響因素評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)。

1　巖心制備

由于低滲透儲(chǔ)層具有孔喉結(jié)構(gòu)復(fù)雜、黏土含量較高等特點(diǎn)，室內(nèi)制備模擬該類儲(chǔ)層性質(zhì)的巖心難度大。筆者通過調(diào)整砂粒及黏土配比、巖心壓制參數(shù)等分別研制了均質(zhì)、非均質(zhì)、裂縫型等3種低滲透巖心物理模型。

1.1低滲透均質(zhì)物理模型

依據(jù)長(zhǎng)6油層組儲(chǔ)層孔隙度、滲透率、礦物組成等參數(shù)，分別設(shè)計(jì)壓制均質(zhì)巖心所需的砂粒粒徑分布、黏土礦物組成及模型壓制壓力等。模型壓制壓力及氣測(cè)滲透率如表1所示。不同滲透率模型的砂粒配比如圖1所示。

表1　不同模型的壓制壓力及氣測(cè)滲透率

圖1　不同滲透率物理模型的砂粒配比

由表1、圖1可知，氣測(cè)滲透率為0.38mD的超低滲透巖心ZC1及氣測(cè)滲透率為2.9mD的特低滲巖心ZC2的物理模型與滲透率分別為100mD和200mD的ZC5和ZC6相比，所需壓制壓力要高、砂粒粒徑分布更為分散。均質(zhì)低滲透人造巖心的研制過程也證實(shí)，僅提高壓制壓力難以壓制出特低滲巖心，還需合理配比不同粒徑砂粒，同時(shí)也證實(shí)低滲透儲(chǔ)層與中高滲透儲(chǔ)層相比，其砂粒分選性差，微觀非均質(zhì)性強(qiáng)。

1.2低滲透非均質(zhì)物理模型

目前大多實(shí)驗(yàn)所用的非均質(zhì)儲(chǔ)層模擬裝置為并聯(lián)管裝置，但該裝置難以模擬層間的流體交換、層間壓力耦合等客觀現(xiàn)象，即并聯(lián)管模擬裝置僅能實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層層間非均質(zhì)性的模擬。例如，在并聯(lián)管模型中模擬儲(chǔ)層調(diào)剖，高滲層被封堵后，注入水無法進(jìn)入高滲層，導(dǎo)致低滲層調(diào)剖后采收率高，整體評(píng)價(jià)效果偏好。為此，筆者研制了低滲透層內(nèi)非均質(zhì)物理模型，用于模擬低滲透儲(chǔ)層水驅(qū)開發(fā)特征研究。

根據(jù)均質(zhì)模型砂粒配比、壓制力等參數(shù)與滲透率的關(guān)系，在壓制力相同的情況下，設(shè)計(jì)非均質(zhì)模型中各層滲透率的不同砂粒配比。將攪拌后的砂粒按照設(shè)計(jì)的各層厚度及韻律分布，分層裝入巖心壓制機(jī)模具中壓制，待成型后取出放入烘箱中烘干，各滲透率層鉆取巖心柱，測(cè)滲透率、孔隙度等參數(shù)。符合要求后，按照所需的巖心規(guī)格切割巖心，如圖2所示。

圖2　低滲透層內(nèi)非均質(zhì)物理模型

1.3低滲透裂縫型物理模型

裂縫在低滲透儲(chǔ)層開發(fā)中有舉足輕重的地位，為原油開采的主要通道，同時(shí)也是水竄發(fā)生的主要部位，故研究裂縫對(duì)低滲透儲(chǔ)層開發(fā)的影響顯得尤為重要。因此，有必要研制出與儲(chǔ)層特點(diǎn)相似的低滲透裂縫型物理模型。

在壓制裂縫性物理模型前，先壓制高滲均質(zhì)物理模型，并將其切割成極薄的片狀預(yù)制裂縫板，壓制裂縫巖心時(shí)，將預(yù)制裂縫板放置于低滲基質(zhì)中并覆蓋壓制。制備的裂縫型物理模型如圖3所示。利用該方法制作的非均質(zhì)巖心，雖無法實(shí)現(xiàn)實(shí)際儲(chǔ)層中滲透率逐漸變化的特性，但選取具有代表性的幾類滲透率組成非均質(zhì)模型也可得到更加貼近實(shí)際儲(chǔ)層的實(shí)驗(yàn)結(jié)果。

圖3　低滲透裂縫型物理模型

2　低滲透儲(chǔ)層水驅(qū)竄流影響因素分析

2.1儲(chǔ)層滲透率對(duì)竄流的影響

用前述低滲透均質(zhì)物理模型的制備方法壓制6組不同滲透率的均質(zhì)巖心，其參數(shù)如表2所示。在模擬儲(chǔ)層溫度(50℃)下進(jìn)行恒速水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，其水驅(qū)油動(dòng)態(tài)圖如圖4所示。

表2　均質(zhì)方巖心參數(shù)

分析圖4可知，滲透率較低的巖心見水時(shí)間短，且見水后含水率上升快，而滲透率較高的巖心見水時(shí)間相對(duì)較長(zhǎng)，且見水后含水率上升相對(duì)較慢。分析認(rèn)為，導(dǎo)致低滲透巖心見水時(shí)間早、見水后含水率上升快的主要原因?yàn)榈蜐B透巖心微觀非均質(zhì)性強(qiáng)。天然巖心礦物組分分析證實(shí)，低滲透儲(chǔ)層砂粒磨圓度低，粒度分布寬，分選性差，黏土含量高。人工巖心壓制過程中，壓制特低滲儲(chǔ)層物理模型時(shí)，只有砂粒粒徑分布范圍較寬，且添加黏土礦物后，才能壓制出滲透率低于10mD以下的特低滲儲(chǔ)層物理模型。因此也證實(shí)了儲(chǔ)層的滲透率越低，微觀非均質(zhì)性越強(qiáng)。

由圖4中各圖對(duì)比可以看出，巖心滲透率越低，水驅(qū)油驅(qū)替壓力梯度越高。巖心CQ-1(0.39mD)與巖心CQ-2(2.17mD)的水驅(qū)油壓力梯度峰值分別高達(dá)179.84MPa/m和51.53MPa/m。分析認(rèn)為，滲透率低于10mD的儲(chǔ)層，孔喉細(xì)小，比表面積大，流體在細(xì)小孔喉流動(dòng)阻力較高。同時(shí)，其孔喉比高，在水驅(qū)油過程中的流動(dòng)附加阻力也高，帶來的流動(dòng)阻力更高。

圖5為巖心水驅(qū)油時(shí)見水注入量與滲透率的關(guān)系圖。由圖5可知，巖心的見水PV數(shù)隨滲透率的減小而降低，滲透率為0.39mD時(shí)，僅需0.26 PV的注入量。該現(xiàn)象說明在均質(zhì)低滲透巖心模型中，滲透率越低見水時(shí)間越早，即注入水在均質(zhì)模型中也會(huì)發(fā)生微觀繞流，從而造成見水PV數(shù)遠(yuǎn)低于孔隙體積。

圖4　不同滲透率巖心水驅(qū)油動(dòng)態(tài)圖

圖5　不同滲透率巖心的見水注入量

圖6　巖心滲透率對(duì)驅(qū)油效率的影響

圖6為巖心滲透率對(duì)驅(qū)油效率的影響曲線，分析曲線趨勢(shì)可知，巖心的驅(qū)油效率隨巖心滲透率減小而減小。分析認(rèn)為，由于低滲透儲(chǔ)層水驅(qū)油過程中，因其嚴(yán)重的微觀非均質(zhì)性使得注入水易產(chǎn)生微觀繞流，致使儲(chǔ)層的見水時(shí)間較早，同時(shí)見水后含水率上升較快，驅(qū)油效率低。

2.2儲(chǔ)層非均質(zhì)性對(duì)竄流的影響

制備3塊低滲透層內(nèi)非均質(zhì)巖心，其中低滲層的氣測(cè)滲透率低于10mD，處于特低滲區(qū)。按照4.5cm×4.5cm×30cm規(guī)格切取非均質(zhì)巖心，巖心參數(shù)見表3。按正韻律放置，高滲在下，低滲在上，在驅(qū)替速度恒定的條件下進(jìn)行驅(qū)替實(shí)驗(yàn)。

表3　兩層非均質(zhì)巖心參數(shù)

圖7為不同非均質(zhì)程度的巖心的水驅(qū)動(dòng)態(tài)，分析曲線趨勢(shì)可知，非均質(zhì)巖心FJ-2、FJ-3的見水時(shí)間明顯早于均質(zhì)巖心CQ-2的見水時(shí)間，注入水突破時(shí)的注入體積均小于0.3 PV，且見水后含水率迅速上升至80%以上；隨著滲透率級(jí)差增大，其見水時(shí)間越早，見水后含水率上升越快；同時(shí)在基質(zhì)滲透率不變的情況下，隨滲透率級(jí)差的增大，巖心驅(qū)替壓差明顯降低。

圖7　非均質(zhì)巖心水驅(qū)動(dòng)態(tài)

圖8　不同非均質(zhì)程度巖心的水驅(qū)見水注入量

圖9　不同非均質(zhì)程度巖心的水驅(qū)采收率

圖10　裂縫性巖心LF-1開采動(dòng)態(tài)

圖8和圖9為3塊不同非均質(zhì)程度的低滲透巖心的見水注入量和水驅(qū)最終采收率。由圖8和圖9可知，隨著滲透率級(jí)差的增大，巖心見水時(shí)間縮短，水驅(qū)最終采收率減小。

2.3裂縫對(duì)低滲水竄的影響

制備基質(zhì)滲透率為2.17mD的裂縫巖心LF-1，其基質(zhì)滲透率與CQ-2滲透率相同。巖心規(guī)格為4.5cm×4.5cm×30cm。恒速驅(qū)替時(shí)驅(qū)油動(dòng)態(tài)如圖10所示。見水注入量約為0.2PV，最終采收率僅有23.6%，為同等滲透率的均質(zhì)巖心CQ-2采收率的53%。如圖11和圖12所示。

裂縫性低滲透巖心見水較均質(zhì)巖心大幅提前，但無水期的采收率對(duì)最終采收率貢獻(xiàn)大。受裂縫竄流的影響，裂縫性巖心與同等滲透率均質(zhì)巖心相比采收率降幅下降約50%?？梢姷蜐B儲(chǔ)層水驅(qū)后，基質(zhì)內(nèi)仍殘留有大量的剩余油，挖潛潛力巨大。

圖11　裂縫性油藏與均質(zhì)油藏的見水注入量對(duì)比

圖12　裂縫性油藏與均質(zhì)油藏的水驅(qū)采收率對(duì)比

3　結(jié)論

根據(jù)鄂爾多斯盆地長(zhǎng)6油層組儲(chǔ)層物性，研制了低滲均質(zhì)、非均質(zhì)及裂縫型儲(chǔ)層物理模型，并利用研制的儲(chǔ)層模型開展了水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，通過與中高滲透率儲(chǔ)層模型水驅(qū)油動(dòng)態(tài)對(duì)比，主要結(jié)論如下：

1) 低滲儲(chǔ)層受微觀非均質(zhì)性影響，水驅(qū)見水時(shí)間早，且見水后含水率上升快。同時(shí)受微觀非均質(zhì)的影響，驅(qū)油效率低,比中高滲透油藏驅(qū)油效率低10 %以上。

2) 隨非均質(zhì)程度增強(qiáng)，見水PV數(shù)逐漸減小，見水后含水率上升快，當(dāng)滲透率級(jí)差為50時(shí)，采收率比等滲透率均質(zhì)油藏低12 %。

3) 含裂縫的巖心中，注入水竄流嚴(yán)重，裂縫型特低滲油藏與同等滲透率均質(zhì)油藏相比，采收率降幅接近50 %。

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[編輯]黃鸝

2016-04-21

國家科技重大專項(xiàng)(2016ZX05050)。

張宏強(qiáng)(1963-)，男，工程師，主要從事油田化學(xué)及提高采收率方面的科研工作，zhq_cq@petrochina.com.cn。

TE312

A

1673-1409(2016)29-0043-06

[引著格式]張宏強(qiáng)，張永強(qiáng)，張曉斌，等.鄂爾多斯盆地長(zhǎng)6油層組儲(chǔ)層水驅(qū)竄流影響因素實(shí)驗(yàn)研究[J].長(zhǎng)江大學(xué)學(xué)報(bào)(自科版),2016,13(29):43～48.