李丰辉，刘晖，田楠，郑旭，张继伟，张洋

（1.中海石油（中国）有限公司曹妃甸作业公司，天津 300461；2.中国石化中原油田分公司采油二厂，河南 濮阳 457532）

异常高压油藏开发方式及渗流特征室内研究

李丰辉1，刘晖1，田楠1，郑旭1，张继伟1，张洋2

（1.中海石油（中国）有限公司曹妃甸作业公司，天津 300461；2.中国石化中原油田分公司采油二厂，河南 濮阳 457532）

根据有效压力原理，通过实验和加压方式的变化，模拟在不同开发方式下，地层压力下降不同时对储层伤害的影响。通过岩心在不同受力情况下的变形特征及渗流特性分析认为：对异常高压油藏，可以通过改变初期油井工作制度（如开关井、控制采油速度、减小快速开采）引起的压力快速下降，减小对储层的伤害，进而减小对油井产能的影响。文中研究结果为此类油藏科学合理的开发提供了理论依据。

异常高压；开发方式；岩石变形；有效压力；渗流

异常高压油藏开采初期，由于油藏压力高，注水难度大，从而利用天然能量弹性开采。此类油藏出现明显的开采特征是，初期产量高、地层压力下降快、产量递减快。秦积舜等［1-5］通过室内覆压孔渗实验，研究油藏物性与覆压的变化关系认为，异常高压油藏产量递减快的主要原因是在油藏开采过程中，孔隙压力降低，储层所受有效压力不断增加发生弹塑性形变，储层渗透率、孔隙度发生部分不可逆或完全不可逆变化造成的。为了更好地认识异常高压油藏储层随有效压力变化的本质，减小此类油藏开发过程中对储层造成的伤害，本文选用某一异常高压油田的岩心，通过改变有效压力加压方式，研究不同开发方式下的储层伤害、物性变化和渗流规律，为探索高效开发异常高压油藏及油井初期生产制度的制定和调整提供理论支持。

1　变压力下岩心变形和渗流实验

1.1实验准备

岩心准备：钻取，测量基本参数，洗油（酒精、苯体积比1∶3），烘干，抽真空，饱和地层水，称重。

主要检测仪器：压力表、双联恒温箱、高压岩心夹持器、皂沫流量计、113型氦孔隙度仪、112型高低渗透率仪、高压计量泵、高压恒速泵、量筒、秒表。

1.2实验中有效压力及方案设计

有效压力的模拟：根据取心区块油藏压力数据、饱和压力、岩心密度及油藏开发过程中压力变化趋势确定。初始有效压力：按平均取心深度3 400 m，上覆岩石平均密度2.25 g/cm3，计算上覆压力为76.5 MPa，原始油藏压力为55.0～68.0 MPa，饱和压力为 29.7～35.1 MPa。根据有效压力原理，计算原始条件下储层受到的有效压力为8.5～21.5 MPa，开采到饱和压力时有效压力为41.4～46.8 MPa。再根据油藏开发过程中的压力下降和物性变化规律，设计实验中不同有效压力点，分别为 1.5，5.0，10.0，15.0，20.0，25.0，30.0，35.0，40.0 MPa，研究不同加压方式，储层物性随有效压力变化规律。为了保证岩心变形的有效性，在有效压力每次变化时，间隔20 min左右读取1个数据点，直到2次测得的渗透率或孔隙度值相同为止。

设计以下3套加压方式来模拟油田的开发方式：方案1，有效压力单向增加，模拟异常高压油藏衰竭或注水不足情况下，地层压力不断下降时储层物性变化规律；方案2，快、慢速加压，研究异常高压油藏开发初期，采油速度快慢对储层造成伤害的差异；方案3，循环加压，模拟异常高压油藏开发初期，采取不同的工作制度，储层的变化规律。

1.3渗流介质

采用氮气和地层水2种介质作为流动介质，进行变有效压力下的岩心孔隙度和渗透率测试。

2　实验结果分析

2.1岩心变形时间确定

前苏联的A.T.戈尔布诺夫［6］及国内的李传亮［7］通过研究认为，岩石的变形主要由孔隙变形和基质变形两部分组成。岩石的变形特性分为弹性变形、塑性变形和弹-塑性变形等3种类型。岩石的变形有时滞效应，在渗透率较高的砂岩地层中，变形在地层压力变化后10～40 min就终止。而在低渗透岩石中，对形变能持续人的时间研究较少。在有效压力对储层物性的影响研究中，测得各个压力下变形稳定点时的储层物性至关重要。实验选用渗透率为38.1×10-3μm2的岩心进行加压实验，分别测试在有效压力20.0，40.0 MPa时，岩心渗透率随时间的变化情况。有效压力20.0 MPa时，岩心变形稳定时间130 min左右；有效压力为40.0 MPa时，岩心变形稳定时间在240 min左右（见图1）。随着有效压力的增加，变形的时滞效应有延长的趋势。

图1　不同有效压力下岩心渗透率随时间变化

2.2单向加压下物性变化

2.2.1储层物性随有效压力的增大呈非线性减小

以氮气为流动介质，分别对6块和9块岩心逐步增加有效压力时的孔隙度和渗透率变化进行测试。

设初始最小压力下的孔隙度和渗透率为φ0，K0，有效压力为n时的孔隙度和渗透率为φn，Kn，计算孔隙度和渗透率随有效压力变化率分别为

测试后发现：随有效应力增大，孔隙度和渗透率值随之减小，且在有效压力20 MPa之前下降较快，随后趋向稳定，变化幅度变小（见图2）。

图2　孔隙度和渗透率随有效应力的变化情况

2.2.2孔隙度和渗透率与有效压力呈幂函数关系

前苏联的A.T.戈尔布诺夫［6］、国内的秦积舜、郝春山等人［1，8-11］通过分析低渗透储层渗透率与有效压力的变化关系，得出的主要数学关系式有指数式、二重指数和多项式等多种形式。

对14块岩心孔隙度和渗透率随有效压力的变化拟合分析发现，孔隙度和渗透率与有效压力之间符合幂函数关系，关系式为

式中：K0，K分别为有效压力为p0，pe时的渗透率值，10-3μm2；φ0，φ分别为有效压力为 p0，pe时的孔隙度值；pe为有效压力，MPa；n为拟合指数，小于0。

式（3）表明在有效压力趋近某一值时，岩石的孔隙度和渗透率均应该趋近于0，符合岩石变形规律。岩心6-1的孔隙度和渗透率随有效压力变化的拟合结果（见图3）。

图3　孔隙度和渗透率随有效压力变化规律

2.2.3物性越差，压力敏感性越强

根据取心区块深度、压力系数、岩心密度和油藏饱和压力，计算出岩心在原始条件下，储层受到的有效压力为8.5～21.5 MPa，开采到饱和压力时为41.4～46.8 MPa。为了真实模拟开采过程中由于油藏压力的变化导致储层的变化，以有效压力10 MPa时作为孔隙度和渗透率的初始值，以此值为基准，计算不同有效压力孔隙度和渗透率的损失率。6块岩心的渗透率介于7.1× 10-3～24.9×10-3μm2，孔隙度介于8.6%～20.2%，加压到40 MPa时渗透率和孔隙度的损失率见图4。

由图4可知，渗透率的损失率介于5.0%～13.9%，孔隙度损失率介于1.7%～2.5%。相同压力下，孔隙度损失率小于渗透率的损失率，说明渗透率的压力敏感性强于孔隙度。在相同的压力下，物性初值越小，损失率越大，即物性越差，压力敏感性越强。

对照SY/T 5358—2002中压力敏感性的评价标准，敏感性强弱按渗透率损失率判断，认为该区块岩石压力敏感性并不强。

图4　孔隙度和渗透率损失率随有效压力变化

2.3快、慢加压时的物性变化规律

本文主要研究油藏开发初期，由于采油速度快、压力下降快对储层造成的伤害程度。本文选取岩心2-1 和2-2来进行实验，因为两者属于同一深度点，孔隙度和渗透率值相近。岩心2-1进行压力点依次按照1.5，20.0，40.0，20.0，1.5 MPa进行快速加压和泄压实验；岩心2-2起始压力从1.5 MPa开始，加压到5.0 MPa后，按照5 MPa一个间隔，最大加压至40.0 MPa，达到40.0 MPa后再5.0 MPa一个间隔泄压到初始值1.5 MPa进行慢速加压实验。实验结果表明，快速与慢速相比，加压到40.0 MPa时渗透率损失率分别为13.3%和12.2%，差别并不明显。但是对比泄压可逆实验后，二者不可逆渗透率分别为7.7%和4.6%，恢复值相差3.1百分点（见图5）。由此得出，对于异常高压油藏，采油速度快慢，对储层物性的伤害大小基本相同。泄压实验表明，对于异常高压油藏，通过后期注水压力的恢复，可使储层物性有一定程度的恢复，但是初期压力下降快，对储层造成的不可逆的永久伤害大于缓慢降压过程。因此，控制异常高压油藏初期的采油速度和初期油井生产压差，减缓油藏压力降低的速度，放缓储层所受有效压力的增加速度，一定程度上可以减小储层物性的损失，保证油井产能，同时有利于后期注水跟上后储层物性的恢复。

图5　岩心渗透率变化率与有效压力关系

2.4循环加压时的物性变化

异常高压油藏由于初期压力高，压力恢复快，初期多采用自喷生产，通过调整其工作制度，可减缓初期压力过快对储层造成的伤害。实验设计的有效压力的值点依次为1.5，5.0，10.0，15.0，20.0，25.0，30.0 MPa。加压过程是按照设计的有效压力点，依次加压到上述的某个有效压力值，然后再按相反的顺序降低有效压力到1.5 MPa，再进入下一个加压—降压循环。

对2块岩心连续循环加压渗透率测试，结果表明：初期有效压力增加，渗透率下降明显，有效压力降低后，渗透率恢复程度小；随着围压循环数不断增加，渗透率下降幅度逐渐减小，有效压力降低后，渗透率恢复程度增加，且在循环加压整个过程渗透率的损失比单次加压小。渗透率为8.1×10-3μm2的3-2岩心，循环加压到30 MPa的渗透率变化趋势见图6。从图6可以看出，通过多次的循环加压，当有效压力达到30 MPa时，渗透率差值为8.2%。对比图5，渗透率值接近的2块渗透率分别为7.1×10-3，10.0×10-3μm2的岩心，在有效压力达到30 MPa时的渗透率差值在12%左右，显然，循环加压的渗透率变化值要小。若油井开发初期生产压差大，近井地带能量释放快，会造成近井地带渗透率显著下降，并且恢复程度小。在实际油井生产过程中，若注水跟不上，可以通过“生产—关井—生产—关井”循环，逐渐降低油藏压力，从而减小对地层的伤害，保证油井产能。

图6　岩心渗透率变化率与有效应力连续循环变形曲线

3　渗流特征

以地层水作为流动介质，对5块岩心在不同有效压力下进行渗流实验测试。考虑到岩心的渗流通道是孔隙结构，按照式（4）计算了不同有效压力下的真实流动速度，绘制出真实流速与压力梯度关系曲线（见图7）。

式中：vs为真实流速，cm/s；A为岩心界面面积，cm2；Q为流量，mL/s；φc为岩心孔隙度。

图7　岩心真实流速与压力梯度关系

该曲线并未出现如文献［11-13］中所描述的典型低速非达西渗流的渗流特征，而渗流曲线的反向延长线没有超过坐标原点，出现了“拟启始压力梯度”。与相同压力梯度下对比，随着有效压力的增加，真实流速变小。

4　结论

1）储层变形存在时滞效应，且时滞效应的长短与有效压力的大小有关。

2）单向增加有效压力的过程中，孔隙度、渗透率随有效压力呈非线性的幂函数关系。

3）储层物性的变化主要发生在有效压力0～20 MPa，控制油田开发初期的压力下降，是保证此类油田产能稳定的关键。

4）单向加压、多次循环加压、快慢速加压实验结果分析表明，若初期注水难度大，为了减小地层压力下降对物性及油井产能的影响，开采初期油井生产制度可以通过控制生产压差或者开关井的循环，减小由于地层压力的下降对储层的伤害。

5）异常高压油藏的储层物性，可以通过注水恢复油藏压力，但压力恢复的大小与初期压力下降的快慢有关，压力下降越快，造成的不可逆伤害越大。

6）岩心渗流实验表明，随着有效压力的增加，真实的渗流速度减小，且存在拟启动压力梯度。

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（编辑石爱萍）

Laboratory study on development method and seepage characteristics for abnormal high pressure reservoir

Li Fenghui1，Liu Hui1，Tian Nan1，Zheng Xu1，Zhang Jiwei1，Zhang Yang2
（1.Caofeidian Operation Company of CNOOC Ltd.，Tianjin 300461，China；2.No.2 Oil Production Plant，Zhongyuan Oilfield Company，SINOPEC，Puyang 457532，China）

According to the effective pressure theory，the influence of different pressure drop on reservoir damage under different development methods is simulated by experiment and pressing mode.By analyzing the deformation and seepage characteristics of core under different effective pressure，it is considered that for the abnormal high pressure reservoir，by changing the work system for initial oil well，such as opening-shutting well，controlling the oil production rate and reducing the rapid extraction，the reservoir damage caused by fast pressure drop and the influence of oil well productivity can be reduced.Study results can provide theoretical basis for the scientific and reasonable development ofsuch reservoir.

abnormal high pressure；development method；rock deformation；effective pressure；seepage

中国海洋石油总公司“十二五”重大专项“中国近海低孔低渗油藏勘探开发关键技术研究与实践”（CNOOC-KJ125ZDXM07）

TE33

A

10.6056/dkyqt201503019

2014-11-20；改回日期：2015-03-15。

李丰辉，男，1980年生，硕士，目前主要从事油藏研究、生产管理和动态分析方面的工作。E-mail：lfh2@cnooc.com.cn。

引用格式：李丰辉，刘晖，田楠，等.异常高压油藏开发方式及渗流特征室内研究［J］.断块油气田，2015，22（3）：356-360.

Li Fenghui，Liu Hui，Tian Nan，et al.Laboratory study on development method and seepage characteristics for abnormal high pressure reservoir ［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2015，22（3）：356-360.