低渗油藏束缚水下油相启动压力梯度分析

2014-06-15闫健齐银刘晓娟

断块油气田 2014年3期

闫健，齐银，刘晓娟

（1.西安石油大学石油工程学院，陕西西安710065；2.中国石油长庆油田公司超低渗油藏研究中心，陕西西安710028）

油气藏中的启动压力梯度主要是由于孔隙空间、流体性质的综合影响而产生的［1-3］。孔隙空间对油气藏启动压力梯度的作用体现在，当孔隙空间较小时，相应的孔喉半径也很细小，微观上使得表面分子力作用增强，原油边界层厚度增大，原油流动时的启动压力梯度也随之上升；而这种效应在低渗—特低渗油藏中表现得非常明显。流体性质对启动压力梯度的影响主要体现在流体黏度等物性参数。本文通过室内物理模型对单相水、单相油、束缚水下的油相启动压力梯度进行了研究，以更深入探索对低渗—特低渗油藏的渗流规律。

1 实验原理及方法

1.1 原理

对低渗砂岩单相流体渗流启动压力梯度的测试方法［4-10］，目前大都采用稳态“流量压差法”，即在稳态条件下，改变驱替压差，测定不同驱替压差下流体的渗流速度，作出流量与压力梯度的关系曲线，利用渗流曲线反向延长线与压力梯度轴的交点求得拟启动压力梯度（见图1）。而非稳态测量法则相反，它将流体从流动到不流动的压力梯度临界值作为其拟启动压力梯度（c 点），而渗流曲线中非线性段与压力梯度轴的交点作为最小启动压力梯度（a 点）。

图1 低渗透低速非达西渗流曲线

对于低渗岩心最小启动压力梯度测试，吕成远等人提出了毛细管平衡法［11］。其实验原理是通过岩心两端连接的毛细管内的液面高度差来建立岩心两端的微小压差（见图2），经长时间稳定后，将岩心两端液面的高度差看作最小启动压力，与岩心长度的比值即为最小启动压力梯度。

本次实验采用毛细管平衡法来直接测定最小启动压力梯度，用非稳态法测定单相油、单相水、束缚水下的油相在不同压力梯度下的流速，然后通过回归的方法计算得到另一最小启动压力梯度，并对2 种方法获得的结果进行比较。实验用岩心气测渗透率为（0.021～3.684）×10-3μm2。

1.2 步骤

实验流程参照行标SY/T 5358—2002，而束缚水的建立过程主要参照SY/T 5345—2007。

1.2.1 最小启动压力梯度的直接测定

1）将岩心抽真空后饱和标准盐水或地下水；

2）将岩心装入岩心夹持器中，施加围压（高于驱替压力1.5 MPa），用ISCO 泵以0.002 mL/min 的微流量驱替岩心，在岩心出口端出水后关泵；

3）记录不同时间下岩心两侧液面高差Δh；直至Δh 稳定后停止实验；

4）根据Δh 计算最小启动压力梯度。

1.2.2 最小启动压力梯度的间接测定

利用非稳态法测量流速-压力梯度的关系曲线，对低速下的非线性段进行拟合，计算低速非线性段与压力梯度轴的截距，该截距值为最小启动压力梯度。

2 实验结果及分析

2.1 最小启动压力梯度直接测试结果

岩样中测试流体为单相水时，所测得的最小启动压力梯度（Gmin）见图3。

图3 单相水测试最小启动压力梯度与渗透率的关系

由实验结果可知，渗透率在（0.021～3.684）×10-3μm2时，最小启动压力梯度在0.131 00～0.003 15 MPa/m。另外，从图中拟合曲线的走向可看出，最小启动压力梯度随渗透率增大而减小，最小启动压力梯度与渗透率呈较好的幂函数关系。早期迅速降低，当渗透率增大到大约为0.500×10-3μm2后，最小启动压力梯度随渗透率的增大变化不大。单相水最小启动压力梯度与岩心气测渗透率的关系式为

式中：Kg为岩石的气测渗透率，10-3μm2。

2.2 最小启动压力梯度间接测试结果

2.2.1 单相水启动压力梯度

单相水的渗流曲线由较低压力梯度下的非线性渗流段和较高压力梯度下的拟线性段组成，而非线性段经拟合，较好地符合二项式关系。非线性段与压力梯度轴交点的压力梯度即计算的最小启动压力梯度。将计算得到的拟启动压力梯度（G′）、最小启动压力梯度（Gmin）与岩心气测绝对渗透率（K）的关系进行了拟合，结果见图4、图5。

由图4、图5可看出，经拟合，单相地层水渗流时，拟启动压力梯度和最小启动压力梯度与渗透率均呈较好的幂函数负相关关系，即随岩心渗透率的减小，启动压力梯度逐渐增大，渗透率越低，启动压力梯度增加明显。这主要是因为启动压力梯度与岩石孔隙度、岩石喉道半径成反比。而对渗透率起主要作用的是岩石喉道，喉道半径越小，渗透率越小；所以，岩石孔隙度越小，喉道半径越小，启动压力梯度越大，渗流阻力越大。

图4 单相水计算拟启动压力梯度与渗透率的关系

图5 单相水计算最小启动压力梯度与渗透率的关系

对比可知，在实验岩心渗透率测试范围内，拟启动压力比最小启动压力梯度大得多。结合现场实际看，用拟启动压力梯度来描述低渗透油藏的启动压力梯度不切实际。但是，用毛细管压差法测定最小启动压力时，为了达到岩心流动的稳定，耗时很长，受设备和人为因素影响较大，不易测定，测定结果的可靠性也不得而知。另外，从计算结果看，计算得到的最小启动压力梯度比测定的最小启动压力梯度要小；如果低压力梯度下的测点足够多，计算结果则更能反映低渗油藏的启动压力梯度。

2.2.2 单相油启动压力梯度

单相油渗流实验结果表明，渗流曲线也存在明显的拟启动压力梯度，而非线性段满足较好的二项式关系。根据非线性段拟合方程求出最小启动压力梯度，并与渗透率的关系进行了拟合，结果见图6。

图6 单相油计算最小启动压力梯度与渗透率的关系

由拟合结果可知，单相油渗流时，最小启动压力梯度与渗透率的关系与单相水流动时规律类似，均呈幂函数负相关关系，且渗透率越低，岩心启动压力梯度增加越明显。

2.2.3 束缚水下油相启动压力梯度

束缚水下油相渗流曲线特征与单相水和单相油类似，通过曲线拟合可得束缚水条件下油相渗流的最小启动压力梯度（见图7）。

图7 束缚水下油相计算最小启动压力梯度与渗透率的关系

经拟合，在束缚水条件下油相渗流时，最小启动压力梯度与渗透率同样呈幂函数负相关关系。即渗透率越小，启动压力梯度越大，且当渗透率低于0.300×10-3μm2时，启动压力梯度增加趋势明显。

2.2.4 不同流体的启动压力梯度对比

从图5—7 可以看出，不同流体状况下的启动压力梯度与渗透率均呈负相关关系。即随渗透率增加，启动压力梯度减小。在渗透率低于0.300×10-3μm2时，岩心的最小启动压力梯度受渗透率的影响更大，随渗透率的减小，最小启动压力梯度急剧增加。

对比发现，在渗透率相同时，油相启动压力梯度大于水相，主要原因是油相黏度大于水相黏度。另外，束缚水下的油相启动压力梯度明显大于油相和水相。其原因是，在束缚水条件下，由于岩石表面吸附水膜的存在，油相的渗流通道减小，加之贾敏效应的影响，增加了油相流动的渗流阻力，所以具有更大的启动压力梯度。

3 启动压力梯度对注采井距的影响

低渗透油田由于存在启动压力梯度，注采井之间的压力损耗较大。为了减少压力损耗，最有效的方法是打加密井缩小井距，但是如果盲目地加密井网，势必会增加投资成本和开发风险；因此，确定极限注采井距对低渗透油田的经济有效开发具有重要意义［12-15］。

注采井间驱替压力梯度表达式为

式中：GD为驱替压力梯度，MPa/m；pe为地层压力，MPa；pwf为井底流压，MPa；pinj为注水井井底压力，MPa；R 为注采井距，m；r 为注水井与采油井之间地层中任意一点距注水井的距离，m；rw为井眼半径，m。

某油田长6 油藏基本参数：孔隙度为0.138，渗透率为2.4×10-3μm2，注水井底压力为22.00 MPa，原始地层压力为12.13 MPa，岩石总压缩系数为2.38×10-3MPa-1，吸水指数为0.13 m3/（d·MPa·m），采油井井底流压为4.00 MPa。根据单相油流动计算得到的最小启动压力梯度为0.009 0 MPa/m，而束缚水下油相流动计算得到最小启动压力梯度为0.014 8 MPa/m。根据以上参数计算井间压力梯度分布，确定极限井距，结果见图8。

图8 不同启动压力梯度下的极限井距

由于驱替压力梯度在注水井和生产井附近较大，但注采井之间逐渐减弱，在注采平衡点处最小，因此，依据不同注采条件下平衡点处的驱替压力梯度与储层最小启动压力梯度就可以确定注采极限井距。若考虑单相油启动压力梯度，极限井距为500 m；若考虑束缚水下油相启动压力梯度，则极限井距为320 m。目前现场采用的菱形反九点注采井网，注采井距为300 m，注水后，无论是边井和角井都已受效，这说明，确定注采井距时只有考虑束缚水下油相启动压力梯度才能建立有效的驱替压力系统。但若使用单相油启动压力梯度确定的极限井距，注采井距大于320 m，则无法建立有效的驱替压力系统，井间原油得不到充分动用。