魯明晶, 徐豪爽, 楊峰, 鐘安海, 曹嫣鑌, 左家強(qiáng), 李蕾

(1.勝利油田石油工程技術(shù)研究院, 東營 257000; 2.勝利油田博士后科研工作站, 東營 257000; 3.中國石油大學(xué)(華東)石油工程學(xué)院, 青島 266580)

低滲透油藏是世界上最重要的油藏類型之一。世界上低滲透石油資源十分豐富,約占總資源量的20%～60%。該類油田基本遍布各主要產(chǎn)油國,主要分布在墨西哥、中國、阿爾及利亞等17個(gè)國家,約有20%的全球剩余石油儲(chǔ)量為低滲透油藏,達(dá)349.5×108t[1-3]。中國低滲油藏中,砂巖儲(chǔ)層具有較強(qiáng)的敏感性,其黏土礦物含量高,巖石碎屑顆粒分選差,在注水開發(fā)過程中容易造成水敏、速敏、鹽敏、應(yīng)力敏等儲(chǔ)層傷害特征。低滲透油藏的小孔喉、強(qiáng)非均質(zhì)性使得流體在流動(dòng)過程中受賈敏效應(yīng)、毛細(xì)管壓力的影響很大。同時(shí),受儲(chǔ)層物性、注水水質(zhì)等影響,低滲油藏注水過程中普遍存在注水壓力高、欠注比例高的問題,導(dǎo)致油水井無法建立有效驅(qū)替,產(chǎn)能遞減快[4-9]。勝利油田的低滲透油藏欠注井?dāng)?shù)比例高達(dá)71%,因此,如何在復(fù)雜敏感性地層中建立有效的驅(qū)替系統(tǒng)及在開采過程中減少對(duì)儲(chǔ)層的傷害是低滲油藏高效開發(fā)的難點(diǎn)之一。

常規(guī)水驅(qū)能夠建立流動(dòng)通道,但地層能量補(bǔ)充效率低,水驅(qū)波及程度低,難以建立有效驅(qū)替系統(tǒng),存在注入水注不進(jìn)油層,而油層中的原油無法采出的現(xiàn)象,壓裂增產(chǎn)的有效期短,效果較差[10]。水驅(qū)開發(fā)油藏開發(fā)進(jìn)入中后期,含水上升,提液是油井有效的增產(chǎn)措施,油井提液是油井進(jìn)入高含水期見效快,投資少的一項(xiàng)挖潛增產(chǎn)手段。提液時(shí)機(jī)的選擇與提液指標(biāo)的確定直接關(guān)系到后期開發(fā)效果[11-13]。

但目前高速水驅(qū)所帶來的影響比較模糊,低滲透油藏的儲(chǔ)層物性、礦物敏感性及注水速度對(duì)高速注水開發(fā)的注入能力、壓力變化及提采效果的機(jī)理及影響規(guī)律尚不明確。張陽等[14]通過水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)、壓汞實(shí)驗(yàn)以及實(shí)驗(yàn)結(jié)果定量分析的方法,計(jì)算并驗(yàn)證了中低滲儲(chǔ)層物性參數(shù)對(duì)常規(guī)水驅(qū)驅(qū)油效率的影響大小;曹杰等[15]研究分析了致密儲(chǔ)層水敏感性傷害垂向差異的原因,并優(yōu)選了保護(hù)措施;高斌等[16]分析了水敏對(duì)低滲儲(chǔ)層油水兩相滲流的影響,發(fā)現(xiàn)水敏作用下孔喉半徑、配位數(shù)分布頻率均下降,毛細(xì)管滯留原油量增加,注入水利用率低。葉義平等[17]研究了瑪湖凹陷百口泉組儲(chǔ)層水敏效應(yīng),發(fā)現(xiàn)水敏損害的主要因素為礦物水化膨脹,次要因素為顆粒運(yùn)移。趙明國[18]探究了大慶F油層的巖石礦物含量對(duì)速敏的影響,分析速敏指數(shù)與主控礦物的相關(guān)關(guān)系,發(fā)現(xiàn)伊蒙混層對(duì)速敏影響最大,伊利石次之,高嶺石最小。在人工邊水驅(qū)方面,劉維霞[19]在提出主控因素敏感性定量分析方法和判定原則,從地質(zhì)、流體、開發(fā)三個(gè)方面篩選主控因素,為斷塊油藏人工邊水驅(qū)開發(fā)提供決策依據(jù)和指導(dǎo)。前人在中低滲油藏常規(guī)水驅(qū)開發(fā)過程中敏感性和開發(fā)效果分析上進(jìn)行了探索,但是在對(duì)高速注水過程中各個(gè)影響因素條件下壓力傳導(dǎo)規(guī)律及驅(qū)油效果研究較少。現(xiàn)利用天然露頭巖心為研究對(duì)象,運(yùn)用多測點(diǎn)長巖心驅(qū)替裝置進(jìn)行不同條件下的水驅(qū)實(shí)驗(yàn),研究不同儲(chǔ)層物性條件和敏感性條件下水驅(qū)油特征、含水率、采油程度及不同注水量時(shí)沿程不同位置壓力變化規(guī)律,建立儲(chǔ)層物性與壓力波傳導(dǎo)的映射關(guān)系,明確了儲(chǔ)層滲透率、裂縫長度和非均質(zhì)性對(duì)高速注水過程中壓力傳導(dǎo)的影響。為低滲透油藏高速注水開發(fā)提供理論基礎(chǔ)與實(shí)驗(yàn)依據(jù)。

1 實(shí)驗(yàn)材料及設(shè)備

1.1 實(shí)驗(yàn)材料

實(shí)驗(yàn)使用天然露頭巖心,選用4種不同滲透率,具體巖心參數(shù)如表1所示,實(shí)驗(yàn)使用的原油黏度為6 mPa·s,飽和巖心用礦化度為20 000 mg/L的標(biāo)準(zhǔn)鹽水,驅(qū)替用自來水。

表1 巖心參數(shù)Table 1 Core parameters

1.2 實(shí)驗(yàn)設(shè)備

長巖心水驅(qū)實(shí)驗(yàn)裝置流程圖如圖1所示。該裝置由驅(qū)替泵、盛裝原油和水的耐溫耐壓中間容器、多測點(diǎn)巖心夾持器、圍壓泵、回壓閥、油水分離及計(jì)量瓶、壓力采集箱和連接管線組成。驅(qū)替泵通過管線與兩個(gè)中間容器相連,兩個(gè)中間容器里分別盛放原油和水。兩個(gè)中間容器與多測點(diǎn)巖心夾持器(圖2)入口端相連,用圍壓泵給巖心加持器加圍壓。巖心夾持器出口端與回壓閥相連。

采用美國高精度雙缸驅(qū)替泵Vindum泵(最高壓力為82.7 MPa,最低流速為0.000 1 mL/min,壓力控制精度為1.38×10-2MPa)。實(shí)驗(yàn)過程中利用跟蹤圍壓泵維持圍壓始終比入口端壓力高10 MPa。

2 實(shí)驗(yàn)方法及設(shè)計(jì)

2.1 不同儲(chǔ)層物性長巖心高速注水驅(qū)替實(shí)驗(yàn)方法

2.1.1 不同滲透率對(duì)高速注水影響實(shí)驗(yàn)

根據(jù)油田巖心層位及滲透率大小,將巖心分為4組,研究不同滲透率下高速注水過程中的水驅(qū)油特征、含水率、采油程度及不同注水量時(shí)沿程不同位置壓力變化規(guī)律。

具體實(shí)驗(yàn)步驟為:①測量巖心的基本物性參數(shù);②巖心抽真空,將巖心飽和標(biāo)準(zhǔn)鹽水,計(jì)算巖心的孔隙體積;③將巖心放入巖心夾持器,以低流速(0.02 mL/min)油驅(qū)巖心至巖心末端不出水,且驅(qū)替出油量達(dá)到1倍孔隙體積,認(rèn)為巖心已經(jīng)達(dá)到束縛水飽和度,計(jì)算飽和油體積與束縛水飽和度;④以1.5 mL/min恒速驅(qū)水,記錄不同時(shí)刻的注水量、出油量和出水量,并記錄不同注水量下的沿程壓力變化,直至不再出油;⑤更換不同滲透率巖心,重復(fù)上述步驟,具體實(shí)驗(yàn)計(jì)劃如表2所示。

2.1.2 裂縫長度對(duì)高速注水影響實(shí)驗(yàn)

切割造縫用AB膠與40～70目石英砂。造縫方案如圖3所示。同樣將巖心分為四組:①測量巖心的基本物性參數(shù),利用巖心切割裝置切割巖心;②將AB膠按1∶1比例混合均勻,取適量的40～70目石英砂與膠混合均勻(膠砂體積比約1∶10);③將混合好的膠砂填入裂縫,充填均勻,放入烘箱烘干6 h后進(jìn)行實(shí)驗(yàn);④巖心抽真空,飽和0.02%標(biāo)準(zhǔn)鹽水,計(jì)算巖心的孔隙體積;⑤將巖心按順序放入巖心夾持器,以低流速(0.02 mL/min)油驅(qū)巖心至巖心末端不出水且驅(qū)替出油量達(dá)到1倍孔隙體積,認(rèn)為巖心已經(jīng)達(dá)到束縛水飽和度,計(jì)算飽和油體積與束縛水飽和度;⑥以1.5 mL/min恒速驅(qū)水,記錄不同時(shí)刻的注入量、出油量和出水量,并記錄不同注入量下的沿程壓力變化,直至不再出油;⑦更換不同裂縫長度巖心,重復(fù)上述步驟。

圖3 巖心造縫示意圖Fig.3 Core fracture schematic diagram

2.1.3 儲(chǔ)層非均質(zhì)性對(duì)高速注水特征的并聯(lián)驅(qū)替影響實(shí)驗(yàn)方法

選用兩種滲透率的巖心進(jìn)行并聯(lián),確定地層非均質(zhì)性程度及滲透率級(jí)差,研究不同滲透率級(jí)差下水驅(qū)油特征,分析高滲、低滲巖心的分流量、含水率及采油程度。具體實(shí)驗(yàn)計(jì)劃表如表3所示。

2.2 不同敏感性長巖心高速注水驅(qū)替實(shí)驗(yàn)方法

2.2.1 巖心水敏標(biāo)定

通過高速注水長巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn),分析不同注入水礦化度下的水驅(qū)油特征、含水率和采出程度,明確注入水礦化度對(duì)注水過程中壓力傳導(dǎo)的影響。具體實(shí)驗(yàn)步驟為:①測量原始基質(zhì)巖心基礎(chǔ)物性,并用氮?dú)鉁y量巖心氣測滲透率;②用8%標(biāo)準(zhǔn)鹽水飽和巖心,然后以0.1 mL/min的流速測定巖心滲透率K1;③用4%標(biāo)準(zhǔn)鹽水驅(qū)替巖樣,驅(qū)替10～15 PV后停止,使巖心與之反應(yīng)超過12 h,再以0.1 mL/min的流速測定巖心滲透率K2;④采用相同的辦法進(jìn)行蒸餾水驅(qū)替實(shí)驗(yàn),并測量蒸餾水驅(qū)替后巖心的滲透率K3。巖樣滲透率變化率計(jì)算公式為

(1)

式(1)中:Dn為不同類型鹽水所對(duì)應(yīng)的巖樣滲透率變化率;Kw為巖樣滲透率(與實(shí)驗(yàn)中不同類型鹽水所對(duì)應(yīng)),10-3μm2;Ki為初始滲透率(水敏實(shí)驗(yàn)中初始測試流體對(duì)應(yīng)的巖樣滲透率),10-3μm2。

巖心水敏評(píng)價(jià)結(jié)果如表4所示。

表3 儲(chǔ)層非均質(zhì)性對(duì)高速注水特征的影響測試實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)表Table 3 Test design table for influence of reservoir heterogeneity on pressure drive characteristics

表4 巖心水敏性評(píng)價(jià)結(jié)果Table 4 Core water sensitivity evaluation results

2.2.2 不同敏感性對(duì)高速注水特征的影響探究實(shí)驗(yàn)方法

研究不同注入水礦化度和不同注水速度下注水過程中的水驅(qū)油特征、含水率、采油程度及不同注水量時(shí)沿程不同位置壓力變化規(guī)律。具體實(shí)驗(yàn)步驟為:①測量巖心的基本物性參數(shù);②巖心抽真空,飽和20 000 mg/L標(biāo)準(zhǔn)鹽水,計(jì)算巖心的孔隙體積;③將巖心放入巖心夾持器,以低流速(0.02 mL/min)油驅(qū)巖心至巖心末端不出水,且驅(qū)替出油量達(dá)到1倍孔隙體積,認(rèn)為巖心已經(jīng)達(dá)到束縛水飽和度,計(jì)算飽和油體積與束縛水飽和度;④以0.25 mL/min恒速驅(qū)水,記錄不同時(shí)刻的注入量、出油量和出水量,并記錄不同注入量下的沿程壓力變化,直至不再出油;⑤重復(fù)上述步驟,水敏進(jìn)行礦化度為4%、6%和8% KCl溶液圍壓下的水驅(qū)實(shí)驗(yàn),速敏進(jìn)行0.75、1、1.5 mL/min注水速度下的水驅(qū)實(shí)驗(yàn),具體實(shí)驗(yàn)計(jì)劃如表5所示。

3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

3.1 不同物性巖心高速注水長巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

3.1.1 不同滲透率對(duì)高速注水特征的影響

針對(duì)4塊不同滲透率巖心進(jìn)行高速注水實(shí)驗(yàn),其采出程度與產(chǎn)水量隨時(shí)間變化曲線如圖4所示。由圖4可知,在水驅(qū)初期,采收率上升速度較快;當(dāng)水驅(qū)0.5 PV后,采收率上升速度減緩;當(dāng)水驅(qū)3 PV后,采收率幾乎不再上升。注水結(jié)束后,3.08 mD巖心采收率達(dá)到48.4%,10.47 mD巖心采收率達(dá)到47.4%,28.03 mD巖心采收率達(dá)到46.5%,58.65 mD巖心采收率達(dá)到44.5%。四塊巖心見水時(shí)間均在0.45 PV左右,見水后采出油量增加程度迅速降低,產(chǎn)水量呈線性增加。在注水結(jié)束后,3.08、10.47、28.03、58.65 mD四塊巖心產(chǎn)水量分別為30.7、34.1、34.8和34.3 mL。

圖5所示為不同滲透率巖心高速注水過程中的注入壓力隨注入時(shí)間的變化。結(jié)果顯示高速注水過程中的壓力傳播存在明顯的先積累后釋放過程。圖5(a)展示了3.08 mD巖心在高速注水過程中的沿程壓力變化。由圖5可知,在注水初期,巖心沿程壓力隨注入量增加而增加,當(dāng)注入量為0.225 PV時(shí),巖心前半段壓力上升幅度大于后半段,說明此時(shí)由于總注入量較小,壓力尚未傳播至巖心后半段;當(dāng)累計(jì)注入量超過0.45 PV時(shí),沿程壓力分布較為均勻,說明壓力已傳導(dǎo)至巖心末端,巖心沿程壓力隨著注入量的繼續(xù)增加,開始下降;當(dāng)累計(jì)注入量達(dá)到1.125 PV后,壓力降低速度減緩;當(dāng)累計(jì)注入量超過2.25 PV后,壓力傳播達(dá)到穩(wěn)定狀態(tài),沿程壓力幾乎不再變化。圖5(d)展示了不同滲透率巖心高速注水全過程的注入端壓力變化,結(jié)果表明巖心滲透率越低,注入端的壓力積累效應(yīng)越明顯。3.08 mD巖心注入端壓力最高達(dá)到56.4 MPa,最后穩(wěn)定于39.1 MPa;10.47 mD巖心注入端壓力最高達(dá)到30.9 MPa,最后穩(wěn)定于25.6 MPa;28.03 mD巖心注入端壓力最高達(dá)到24.1 MPa,最后穩(wěn)定于23.1 MPa;58.65 mD巖心注入端壓力最高達(dá)到21.9 MPa,最后穩(wěn)定于21.0 MPa。

表5 不同敏感性對(duì)高速注水特征的影響測試實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)表Table 5 Test design table for effect of different sensitivity on pressure drive characteristics

圖4 不同滲透率巖心采出程度與產(chǎn)水量 隨注入量變化曲線Fig.4 Curves of recovery degree and water production of cores with different permeability changing with injection volume

總體來看,滲透率對(duì)低滲油藏高速注水開發(fā)采出程度影響較小,且最終采出程度隨著滲透率的增大而降低。在相同注水速度下,巖心滲透率越低,流體流動(dòng)所克服的毛管力越大,但高速注水時(shí)注入壓力更高,使得驅(qū)替壓差增加,從圖5(a)～圖5(c)中第一測點(diǎn)(距注入端5 cm處)和第二測點(diǎn)(距注入端10 cm處)的壓降結(jié)果可以看出,低滲巖心比高滲巖心消耗更多能量來克服毛管阻力,低滲巖心在高驅(qū)替壓差下更多的原油被采出,從而導(dǎo)致采收率增加。另外,由于高速水驅(qū)遠(yuǎn)高于常規(guī)注水速度,使得見水較早,且在見水之后,含水率急速上升。

圖5 注入壓力隨滲透率和注入時(shí)間變化Fig.5 Injection pressure varies with permeability and injection time

3.1.2 裂縫長度對(duì)高速注水特征的影響

利用上述實(shí)驗(yàn)方法,所得到的不同裂縫長度巖心采出程度與產(chǎn)水量隨時(shí)間變化曲線如圖6所示。

由圖6可知,在高速注水初期,采出程度上升速度較快,當(dāng)注入量超過0.5 PV后,長裂縫的采出程度上升速度首先降低,其次是中裂縫和短裂縫。當(dāng)水驅(qū)2 PV后,采收率幾乎不再上升。高速注水結(jié)束后,長裂縫、中裂縫、短裂縫巖心的采收程度分別為43.8%、46.4%和48.3%。四塊巖心見水時(shí)間均在0.4 PV左右,且裂縫越長,見水越早。注水結(jié)束后,三塊巖心的產(chǎn)水量接近?？梢钥闯?最終采出程度隨著裂縫長度的增加而降低,這是由于裂縫的存在會(huì)導(dǎo)致注入水更容易發(fā)生竄流。與此同時(shí),在相同注水速度下,裂縫長度越長,壓力傳播速度越快,注入初期的注入端壓力積累效應(yīng)減弱,使得生產(chǎn)壓差降低,最終導(dǎo)致了采收率的降低。裂縫的存在會(huì)使得見水時(shí)間提前。

圖7顯示了不同長度裂縫巖心高速注水過程中的沿程壓力變化及注入端壓力隨注入量變化。結(jié)果表明,注入量相同時(shí),長裂縫巖心測點(diǎn)1、2處壓力上升幅度(26 MPa)小于中、短裂縫巖心(30、34 MPa),相同位置下,裂縫會(huì)使得該點(diǎn)壓力更接近注入端壓力,長裂縫距離巖心注入端10 cm內(nèi)的壓力跟注入端差別均較小,而短裂縫巖心第一個(gè)距離注入端5 cm的測點(diǎn)與注入端壓力差別也較大,說明裂縫的存在有利于壓力波的傳遞。裂縫越長,注入端最高壓力和最終穩(wěn)定壓力都更低,說明裂縫會(huì)降低高速注水過程中近井地帶的壓力積累作用。長裂縫巖心注入端壓力最高達(dá)到45.9 MPa,最后穩(wěn)定于35.6 MPa;中裂縫巖心注入端壓力最高達(dá)到50.7 MPa,最后穩(wěn)定于36.8 MPa;短裂縫巖心注入端壓力最高達(dá)到54.2 MPa,最后穩(wěn)定于38.1 MPa。

圖7 裂縫巖心沿程壓力變化及注水端壓力變化Fig.7 Pressure variation along fracture core and injection end

研究表明,裂縫長度可影響壓力傳播速度和采出程度。裂縫內(nèi)可近似為無限導(dǎo)流能力流動(dòng),不存在壓力損耗。但巖心兩端壓差也因此降低,導(dǎo)致原油采出程度降低。因此實(shí)際生產(chǎn)過程中壓裂裂縫長度需要選擇合適的范圍,既有利于壓力傳播,又可提升地層能量,保持壓差,提高采收率。

3.1.3 儲(chǔ)層非均質(zhì)性對(duì)高速注水特征的并聯(lián)驅(qū)替影響

圖8展示了水驅(qū)過程中,并聯(lián)巖心滲透率級(jí)差由5增加到20的三組實(shí)驗(yàn)所得到的巖心總采出程度與高滲及低滲巖心各自的采出程度變化情況。結(jié)果可以看出,巖心的總采出程度隨滲透率極差的增大而減小,從56%降低到42.5%,降低了13.5%;巖心滲透率級(jí)差越小,儲(chǔ)層均質(zhì)性越好,最終采收率越高,累積產(chǎn)油量越大;不同滲透率極差下,高滲巖心采出程度相差不大,均達(dá)到了58%,但低滲巖心采出程度差別較大,20、10、5 mD巖心的滲透率分別為53%、45.6%、25.15%,其差距達(dá)27.85%。

圖8 儲(chǔ)層非均質(zhì)性對(duì)不同區(qū)塊采出程度的影響Fig.8 Influence of reservoir heterogeneity on recovery degree of different blocks

上述結(jié)果表明,滲透率級(jí)差越大,高滲巖心與低滲巖心采出程度相差越大;不同滲透率級(jí)差,高滲巖心物性相近時(shí),其采出程度相差不大,但低滲巖心采出程度相差較大,且滲透率級(jí)差越大,高滲巖心采出程度略增加,這是由于低滲巖心的難注入性導(dǎo)致高滲巖心注入的分流量增大。因?yàn)楦咚僮⑺呀?jīng)在高滲巖心建立起優(yōu)勢通道,使低滲巖心分流量降低,波及范圍減小,最終總采出程度也越低。注入量在0.2 PV前,巖心總采出速率相差不大,這是由于并聯(lián)巖心采出程度主要受其中高滲巖心影響,高滲巖心中的原油優(yōu)先動(dòng)用,0.2 PV后,低滲巖心中的原油開始流動(dòng),使得總采出速率出現(xiàn)差異,說明非均質(zhì)性對(duì)高速注水開發(fā)效果有較大影響。

3.2 不同敏感性巖心高速注水長巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

3.2.1 水敏對(duì)高速注水特征的影響

所選區(qū)塊的水敏特性如圖9(a)所示,可以看出隨著礦化度的降低,巖心的滲透率迅速下降,從13 mD降低到了1 mD,滲透率損害率達(dá)90%,屬于強(qiáng)水敏地層。不同注入水礦化度下的巖心采出程度隨時(shí)間變化曲線如圖9(b)所示。注入礦化度為8%KCl、6%KCl、4%KCl 的水和自來水時(shí),最終采出程度分別為50.3%、46.4%、41%和28.8%,隨著注入水礦化度的降低而降低。不同礦化度下注入端壓力變化曲線如圖10所示,在注入初期,由于水敏作用,隨著注入水從礦化度8%KCl變?yōu)?%KCl、4%KCl和自來水,注入端最高注入壓力分別從21.95增加至22.75、24.65、34.93 MPa,此時(shí)由于巖心后半段滲透率并未明顯增加,后半段巖心壓力上升幅度并未明顯增加;當(dāng)注入體積超過2.25 PV后,沿程壓力基本保持不變。

由于區(qū)塊的強(qiáng)水敏特征,高速水驅(qū)過程中,自來水與巖心發(fā)生水敏反應(yīng),顆粒的運(yùn)移以及黏土礦物的膨脹,使小孔隙堵塞,導(dǎo)致滲透率降低,驅(qū)替的原油流經(jīng)小喉道時(shí)容易被卡斷產(chǎn)生殘余油,即使在形成較大的驅(qū)替壓差的作用下,原油的采出程度降低了21.5%。因此,水敏對(duì)油田高速水驅(qū)影響較大,為保證驅(qū)替效果,油田現(xiàn)場施工要嚴(yán)格控制水質(zhì),確保高水質(zhì)注水,保持油層具有穩(wěn)定的吸水能力,防止水敏影響高速注水開發(fā)效果。

圖9 水敏對(duì)采出程度的影響Fig.9 Influence of water sensitivity on recovery degree

圖10 不同礦化度條件下注入端壓力變化Fig.10 Pressure variation at injection end under different salinity conditions

3.2.2 速敏對(duì)高速注水特征的影響

巖石的速敏是指油層巖石孔隙中流體流速過高或波動(dòng)過大,使巖石內(nèi)固有的各種固體微粒脫落并隨流體運(yùn)移,堵塞孔隙通道而導(dǎo)致巖石滲透率下降的現(xiàn)象。所選區(qū)塊的速敏特性如圖11(a)所示,分析可知隨著注水速度從0.25 mL/min增加到0.75 mL/min時(shí),巖心滲透率下降50%,繼續(xù)增加注水速度,巖心滲透率下降速度平緩,3 mL/min時(shí)滲透率損害率達(dá)71%,為中強(qiáng)速敏。

不同注水速度下的巖心采出程度隨時(shí)間變化曲線如圖11(b)所示。在水驅(qū)初期,采收率上升速度較快。當(dāng)注水速度較低時(shí),最終采收率隨著注水速度的增加而增加,注水速度從0.25增到0.75 mL/min,最終采收率從42.7%增到46.2%;當(dāng)注水速度超過1.5 mL/min后,最終采收率幾乎不再增加,增加到3 mL/min時(shí),最終采收率僅從47.7%增加到48.0%。

圖12(a)顯示了不同注水速度巖心高速注水過程中的注入端壓力變化?？梢钥闯?注水速度為0.25 mL/min時(shí),巖心注入端壓力最高達(dá)到20.69 MPa,最后穩(wěn)定于20.38 MPa;注水速度為0.75 mL/min時(shí),巖心注入端壓力最高達(dá)到24.12 MPa,最后穩(wěn)定于21.01 MPa;注水速度為1.5 mL/min時(shí),巖心注入端壓力最高達(dá)到28.13 MPa,最后穩(wěn)定于23.96 MPa;注水速度為3 mL/min時(shí),巖心注入端壓力最高達(dá)到47.73 MPa,為低速注入的2.5倍,最后穩(wěn)定于33.78 MPa。巖心沿程壓力增加隨著注入速的增加而增加,越靠近注入端壓力增加越明顯。隨著注水速度的增加,壓力先積累后釋放效應(yīng)越明顯。圖12(b)展示了不同注水速度下巖心兩端的壓差變化,壓差在注水突破前達(dá)到最大,突破后壓差逐漸下降至穩(wěn)定。

最終采出程度隨著注水速度的增大先增大后降低,這是由于隨著注入量的增加,巖心中的一些膠結(jié)顆粒發(fā)生了移動(dòng),有些隨著驅(qū)替沖出巖心,有些卻堵在了小孔隙喉道處,更高的注水速度會(huì)導(dǎo)致注入壓力更高,使得驅(qū)替壓差增加。高速注水的注采壓差為低速注入的6倍以上,在更高驅(qū)替壓差的作用下,更多的原油被采出,采收程度增加。但是當(dāng)注水速度超過1.5 mL/min后,繼續(xù)增加注水速度對(duì)采收程度的影響較小,說明對(duì)于高速注水開發(fā)來說,注水速度并非越高越好,當(dāng)注水速度超過一定值后,并不能使得采收程度得到明顯提升。

圖12 不同注水速度下注入端壓力及巖心兩端壓差變化Fig.12 Pressure at injection end and pressure difference at both ends of core under different injection velocity

4 實(shí)例應(yīng)用

2020年勝利針對(duì)低滲透油田水驅(qū)波及體積小,采收率低的問題,提出采用高速注水即壓驅(qū)開發(fā)方式,可實(shí)現(xiàn)壓裂、滲濾、驅(qū)洗相結(jié)合,通過大排量注水增加注水井附近滲流通道,有利于形成微裂縫及裂縫,并開啟天然裂縫,解決“注不進(jìn)”的問題[20],并通過高速注水實(shí)現(xiàn)地層能量的快速補(bǔ)充,解決“采不出”的問題。如L751井組,深度3 350 m,滲透率0.6 mD,2020年11月進(jìn)行高速注水,注水速度在1～1.5 m3/min,16 d累計(jì)注水3萬m3,平均日注水在2 000 m3左右。高速注水在勝利的低滲及致密油藏已經(jīng)實(shí)施60余個(gè)壓驅(qū)井組,但效果參差不齊,油井整體見效率在50%左右[21]。其原因較多,需要從注入量設(shè)計(jì)、儲(chǔ)層非均質(zhì)性、儲(chǔ)層水敏及速度對(duì)驅(qū)替的影響等多方面考慮。本文通過進(jìn)行室內(nèi)高速注水實(shí)驗(yàn)詳細(xì)探究了儲(chǔ)層滲透率、儲(chǔ)層非均質(zhì)性、裂縫長度、儲(chǔ)層水敏、儲(chǔ)層速敏性質(zhì)對(duì)驅(qū)替過程中壓力傳播及采油效果的影響,為現(xiàn)場高速注水開發(fā)提供理論依據(jù),并對(duì)注水參數(shù)及目標(biāo)儲(chǔ)層選取提供指導(dǎo)建議。

5 結(jié)論

通過利用天然露頭巖心進(jìn)行多測點(diǎn)長巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn),研究了不同儲(chǔ)層物性條件和敏感性條件下水驅(qū)油特征、含水率、采油程度及不同注水量時(shí)沿程不同位置壓力變化規(guī)律,明確了儲(chǔ)層滲透率、裂縫長度對(duì)高速注水過程中壓力傳導(dǎo)的影響。得到如下主要結(jié)論。

(1)低滲油藏中,較低滲透率儲(chǔ)層在高速水驅(qū)條件下更易建立有效的驅(qū)替系統(tǒng),在相同注水速度下注入壓差更高,等壓線越密集,采出程度越高,但同時(shí)注入水突破至平衡壓力時(shí)壓差降低幅度也越大,高達(dá)50%左右。

(2)低滲儲(chǔ)層中裂縫的存在會(huì)提高注水井的注入能力,但同時(shí)會(huì)降低注入壓差,蓄能效果下降,導(dǎo)致采收率降低,不能實(shí)現(xiàn)有效驅(qū)替;儲(chǔ)層非均質(zhì)性越強(qiáng),其低滲區(qū)塊內(nèi)原油資源越難動(dòng)用,但高滲區(qū)塊采出程度相差不大,整體采出程度越低。

(3)巖心水敏性越強(qiáng),在低礦化度下滲透率損害率越大,即使在較高的注采壓差下,也難以形成有效驅(qū)替,采出程度降低。

(4)速敏對(duì)巖心的采出程度和壓力傳導(dǎo)有不同程度的影響;高速注入壓力為低速注入的2.5倍,注采壓差為低速注入的6倍以上,增大注水速度能顯著提高巖心的采油速率和采出程度,改善低滲儲(chǔ)層水驅(qū)效果。