复杂断块特高含水油田储层及渗流规律研究

2013-10-17王群一毕永斌修德艳房梦斋王迎华

特种油气藏 2013年4期

王群一，毕永斌，修德艳，房梦斋，王迎华

(中油冀东油田分公司，河北唐山 063004)

引言

冀东南堡凹陷是典型的断陷盆地，其地层构成了1个独立的沉积旋回，以发育河流沉积体系为主，是1个受断层控制的复式油气藏，断层多，断块小(多数小于1 km2)，油层层数多，油水关系复杂，属于典型的复杂断块油田。目前已进入特高含水开发阶段。针对冀东复杂断块油田特高含水期采出程度低、自然递减大的实际情况，通过研究该油田特高含水期储层变化及油水渗流规律，为深入研究油藏剩余油潜力、确定合理的开发技术政策奠定基础，为油田实际开发提供理论依据和指导。

1 储层参数变化

1.1 岩心实验研究

针对冀东柳赞南区及高尚堡浅层北区典型井岩心采取不同的注入倍数来模拟现场不同的含水阶段(高含水期为60% ～90%、特高含水期不小于90%)，实验测定不同含水阶段的储层参数值，进而研究不同含水阶段不同储层参数的变化规律。

1.1.1 孔隙度

冀东典型井岩心不同含水阶段的孔隙度变化如图1所示。可以看出，孔隙度随着含水升高而增大，但随着含水升高增加的幅度逐渐变小，特高含水阶段时孔隙度较初始阶段增加1～2个百分点，表明在特高含水阶段以前，岩石中可迁移的地层微粒总数多，主要为孔隙中呈分散状态的地层微粒，因此冲出的地层微粒以小颗粒为主，随着注水冲刷进一步加强，被胶结的地层微粒参与运移甚至被冲出，其粒径中值增大，最终使孔喉变通畅，孔隙度呈现小幅度上升趋势［1］。

图1 不同含水阶段孔隙度变化曲线

1.1.2 渗透率

冀东油田典型井岩心不同含水阶段的渗透率变化如图2所示。可以看出，渗透率随着含水升高而增大，但随着含水的升高渗透率增加的幅度逐渐变小，特高含水阶段时孔隙度较初始阶段相比增加了10个百分点。水驱后储层渗透率发生变化的主要原因为:①注入水的冲刷使储层中的地层微粒和被分解的黏土矿物碎片被冲散、迁移，并有部分随采出液带出，颗粒中值增大，泥质含量减少，孔喉变通畅，表现为储层渗透率增加;②由于储层中的碳酸盐或其他盐类可能与注入水发生一些化学反应，导致流体流动能力增强，储层渗透率随之增大。

图2 不同含水阶段渗透率变化曲线

1.1.3 润湿角

在油田的开发过程中，岩石的润湿性［2－3］不是一成不变的，润湿性的变化由流体在多孔介质流动过程中油、水和岩石物理化学性质的变化决定。冀东油田典型井岩心不同含水阶段的接触角变化如表1所示。可以看出，进入特高含水阶段后岩心都变为亲水，且随着含水率的增加岩石的亲水性逐渐增强，可依据不同开采方式所对应的最有利润湿性类型，进一步提高油藏采收率。

表1 典型井岩心不同含水阶段接触角对比统计

1.2 矿场分析

以冀东高尚堡浅层北区为例。该开发单元是典型复杂断块油田，进入特高含水期之后，受沉积时水流冲刷作用的影响，碎屑颗粒顺着河道延伸方向呈定向排列的砂体，由于砂岩分选好、物性较好，油水渗流速度快，同时受到埋藏浅、砂岩疏松和油水重力分异的影响，形成大孔道等高渗条带(图3)，孔隙度、渗透率增大，边底水突进造成采油井高含水。

图3 高尚堡浅层北区大孔道发育状况平面展布

2 油水两相渗流规律研究及应用

2.1 油水两相渗流规律研究

2.1.1 分形维数在相对渗透率曲线的应用

实验及矿场分析表明，油藏进入特高含水阶段后储层的孔隙度、渗透率、润湿性等均发生显著的变化，而这些也是影响相对渗透率的主要因素［4－9］。

为了研究冀东复杂断块油田特高含水阶段油水相相对渗透率变化规律，开展了针对该储层的孔隙结构分形研究。若储层岩石遵循Laplace公式，即pc=2σcosθ/r，毛管力曲线的分形可表示为:

对式(1)两端取对数，可得:

由式(2)可知，在双对数坐标中，Sw与pc成线性关系，如果有毛管力资料即可通过曲线的斜率来求出分形维数D。

水相相对渗透率的分形表示为:

油相相对渗透率的分形表示为:

式中:pc为毛管压力，MPa;D为分形维数;σ为界面张力，MPa;θ为润湿接触角，(°);Sw为水相饱和度，%;pmin为最小毛管力，MPa;Krw为水相相对渗透率;Kro为油相相对渗透率;为标准化的水相饱和度，%;Swi为束缚水饱和度，%。

实验采用冀东油田典型井GJ315－7井岩心。将岩心均分成4块，1块保持原始状态，其余3块水驱，使含水率分别达到60%、80%和90%，然后对4块岩心进行压汞实验，得到8组压汞数据。绘制岩心毛管压力和饱和度双对数曲线，并计算出分形维数D(表2)。

表2 不同含水阶段储层孔隙结构分形维数

图4 典型井岩心不同含水阶段相对渗透率曲线

将表1的分形维数值代入式(3)、(4)中，可得到不同含水阶段相对渗透率曲线(图4);该曲线与采用《中华人民共和国天然气行业标准》中的稳态法测定含水率分别为初始(含水为0)、60%、80%和90%的油水相对渗透率曲线基本一致。

由表2可以看出，随着含水率的升高，岩心孔隙分形维数D越来越小，表明岩心孔隙结构非均质性与含水率成反比。在相对渗透率曲线上，随着分形维数变小，岩心油相及水相相对渗透率均有所增大，其中油相相对渗透率增幅较小，而水相相对渗透特征发生了显著的变化;对比初始状态的油藏油水相对渗透率曲线，特高含水阶段油藏等渗点明显左移，油水共渗区间变化较小，但水相相对渗透率明显增大，使得水相流动在驱替过程特高含水阶段处于优势地位。该研究成果表明，对于复杂断块特高含水开发阶段油田，由于水相相对渗透率的大幅度提高，单纯提液已不能有效增加采油量，需要实施堵水、调剖调驱等措施，才能改善开发效果。

2.1.2 岩心实验分析

2.1.2.1 采液采油指数

利用计算公式以及相对渗透率曲线的实验数据，求出无因次采油、采液指数，并绘制曲线(图5)。

图5 不同含水阶段含水率和无因次采液/采油指数的关系曲线

由图5可知，该油田的采液指数、采油指数变化呈现3个变化阶段:开采初期、含水较低时，采油指数下降、采液指数上升幅度均较小;含水为20%～60%时，采油指数小幅度下降，采液指数小幅度上升;含水高于60%时，采油指数大幅度下降，采液指数开始快速上升。对比各含水阶段岩心实验绘制的采油(液)指数与含水的关系曲线，随着油田处于的含水阶段不同，无因次采液、采油指数均呈上升趋势，尤其是进入特高含水阶段以后，无因次采液指数上升幅度明显高于无因次采油指数，导致提液效果逐渐变差。该分析结果与相渗曲线一致。

2.1.2.2 含水上升率与含水率的变化规律

由于冀东复杂断块油田断块小、孔隙结构复杂、孔道迂曲度大、油水关系复杂，其含水上升规律与整装油田有着明显的不同。为研究该油田的含水变化，利用相对渗透率曲线数据绘制了含水上升率与含水率的关系曲线(图6)。

图6 冀东复杂断块油田含水上升率与含水理论曲线

从图6可以看出，各含水阶段岩心实验绘制的含水上升率与含水率的关系均呈正态分布，低含水开发阶段含水率上升相对较慢;中高含水期含水上升快，含水上升率最高可达4.5% ～6.0%;高含水期后期及特高含水期含水上升速度变缓，尤其是进入特高含水后，含水上升率理论在2.0%以下。从含水率上升值来看，该类复杂断块油藏明显高于整装油田。随着典型井岩心含水率的上升，含水率上升值呈上升趋势。对于特高含水开发油田新钻井，应该控制产液量，减少边底水突进。

2.2 矿场应用

分形维数及岩心实验研究表明，复杂断块油田特高含水阶段水相相对渗透率升高幅度大，提液效果差。冀东高尚堡浅层北区以储层变化及油水渗流规律研究成果为基础，立足单砂体剩余油分布潜力研究，通过实施调剖调驱及调整加密井，挖潜剩余油［10］，目前已累计增油 5.0 ×104t，增加可采储量28×104t，提高采收率1.9个百分点，递减率进一步降低，开发效果得到进一步改善(表3)。