低渗油藏储层物性及敏感性对高速注水效果的影响

2023-12-08鲁明晶徐豪爽杨峰钟安海曹嫣镔左家强李蕾

科学技术与工程 2023年31期

鲁明晶, 徐豪爽, 杨峰, 钟安海, 曹嫣镔, 左家强, 李蕾

(1.胜利油田石油工程技术研究院, 东营 257000; 2.胜利油田博士后科研工作站, 东营 257000; 3.中国石油大学(华东)石油工程学院, 青岛 266580)

低渗透油藏是世界上最重要的油藏类型之一。世界上低渗透石油资源十分丰富,约占总资源量的20%～60%。该类油田基本遍布各主要产油国,主要分布在墨西哥、中国、阿尔及利亚等17个国家,约有20%的全球剩余石油储量为低渗透油藏,达349.5×108t[1-3]。中国低渗油藏中,砂岩储层具有较强的敏感性,其黏土矿物含量高,岩石碎屑颗粒分选差,在注水开发过程中容易造成水敏、速敏、盐敏、应力敏等储层伤害特征。低渗透油藏的小孔喉、强非均质性使得流体在流动过程中受贾敏效应、毛细管压力的影响很大。同时,受储层物性、注水水质等影响,低渗油藏注水过程中普遍存在注水压力高、欠注比例高的问题,导致油水井无法建立有效驱替,产能递减快[4-9]。胜利油田的低渗透油藏欠注井数比例高达71%,因此,如何在复杂敏感性地层中建立有效的驱替系统及在开采过程中减少对储层的伤害是低渗油藏高效开发的难点之一。

常规水驱能够建立流动通道,但地层能量补充效率低,水驱波及程度低,难以建立有效驱替系统,存在注入水注不进油层,而油层中的原油无法采出的现象,压裂增产的有效期短,效果较差[10]。水驱开发油藏开发进入中后期,含水上升,提液是油井有效的增产措施,油井提液是油井进入高含水期见效快,投资少的一项挖潜增产手段。提液时机的选择与提液指标的确定直接关系到后期开发效果[11-13]。

但目前高速水驱所带来的影响比较模糊,低渗透油藏的储层物性、矿物敏感性及注水速度对高速注水开发的注入能力、压力变化及提采效果的机理及影响规律尚不明确。张阳等[14]通过水驱油实验、压汞实验以及实验结果定量分析的方法,计算并验证了中低渗储层物性参数对常规水驱驱油效率的影响大小;曹杰等[15]研究分析了致密储层水敏感性伤害垂向差异的原因,并优选了保护措施;高斌等[16]分析了水敏对低渗储层油水两相渗流的影响,发现水敏作用下孔喉半径、配位数分布频率均下降,毛细管滞留原油量增加,注入水利用率低。叶义平等[17]研究了玛湖凹陷百口泉组储层水敏效应,发现水敏损害的主要因素为矿物水化膨胀,次要因素为颗粒运移。赵明国[18]探究了大庆F油层的岩石矿物含量对速敏的影响,分析速敏指数与主控矿物的相关关系,发现伊蒙混层对速敏影响最大,伊利石次之,高岭石最小。在人工边水驱方面,刘维霞[19]在提出主控因素敏感性定量分析方法和判定原则,从地质、流体、开发三个方面筛选主控因素,为断块油藏人工边水驱开发提供决策依据和指导。前人在中低渗油藏常规水驱开发过程中敏感性和开发效果分析上进行了探索,但是在对高速注水过程中各个影响因素条件下压力传导规律及驱油效果研究较少。现利用天然露头岩心为研究对象,运用多测点长岩心驱替装置进行不同条件下的水驱实验,研究不同储层物性条件和敏感性条件下水驱油特征、含水率、采油程度及不同注水量时沿程不同位置压力变化规律,建立储层物性与压力波传导的映射关系,明确了储层渗透率、裂缝长度和非均质性对高速注水过程中压力传导的影响。为低渗透油藏高速注水开发提供理论基础与实验依据。

1 实验材料及设备

1.1 实验材料

实验使用天然露头岩心,选用4种不同渗透率,具体岩心参数如表1所示,实验使用的原油黏度为6 mPa·s,饱和岩心用矿化度为20 000 mg/L的标准盐水,驱替用自来水。

表1 岩心参数Table 1 Core parameters

1.2 实验设备

长岩心水驱实验装置流程图如图1所示。该装置由驱替泵、盛装原油和水的耐温耐压中间容器、多测点岩心夹持器、围压泵、回压阀、油水分离及计量瓶、压力采集箱和连接管线组成。驱替泵通过管线与两个中间容器相连,两个中间容器里分别盛放原油和水。两个中间容器与多测点岩心夹持器(图2)入口端相连,用围压泵给岩心加持器加围压。岩心夹持器出口端与回压阀相连。

采用美国高精度双缸驱替泵Vindum泵(最高压力为82.7 MPa,最低流速为0.000 1 mL/min,压力控制精度为1.38×10-2MPa)。实验过程中利用跟踪围压泵维持围压始终比入口端压力高10 MPa。

2 实验方法及设计

2.1 不同储层物性长岩心高速注水驱替实验方法

2.1.1 不同渗透率对高速注水影响实验

根据油田岩心层位及渗透率大小,将岩心分为4组,研究不同渗透率下高速注水过程中的水驱油特征、含水率、采油程度及不同注水量时沿程不同位置压力变化规律。

具体实验步骤为:①测量岩心的基本物性参数;②岩心抽真空,将岩心饱和标准盐水,计算岩心的孔隙体积;③将岩心放入岩心夹持器,以低流速(0.02 mL/min)油驱岩心至岩心末端不出水,且驱替出油量达到1倍孔隙体积,认为岩心已经达到束缚水饱和度,计算饱和油体积与束缚水饱和度;④以1.5 mL/min恒速驱水,记录不同时刻的注水量、出油量和出水量,并记录不同注水量下的沿程压力变化,直至不再出油;⑤更换不同渗透率岩心,重复上述步骤,具体实验计划如表2所示。

2.1.2 裂缝长度对高速注水影响实验

切割造缝用AB胶与40～70目石英砂。造缝方案如图3所示。同样将岩心分为四组:①测量岩心的基本物性参数,利用岩心切割装置切割岩心;②将AB胶按1∶1比例混合均匀,取适量的40～70目石英砂与胶混合均匀(胶砂体积比约1∶10);③将混合好的胶砂填入裂缝,充填均匀,放入烘箱烘干6 h后进行实验;④岩心抽真空,饱和0.02%标准盐水,计算岩心的孔隙体积;⑤将岩心按顺序放入岩心夹持器,以低流速(0.02 mL/min)油驱岩心至岩心末端不出水且驱替出油量达到1倍孔隙体积,认为岩心已经达到束缚水饱和度,计算饱和油体积与束缚水饱和度;⑥以1.5 mL/min恒速驱水,记录不同时刻的注入量、出油量和出水量,并记录不同注入量下的沿程压力变化,直至不再出油;⑦更换不同裂缝长度岩心,重复上述步骤。

图3 岩心造缝示意图Fig.3 Core fracture schematic diagram

2.1.3 储层非均质性对高速注水特征的并联驱替影响实验方法

选用两种渗透率的岩心进行并联,确定地层非均质性程度及渗透率级差,研究不同渗透率级差下水驱油特征,分析高渗、低渗岩心的分流量、含水率及采油程度。具体实验计划表如表3所示。

2.2 不同敏感性长岩心高速注水驱替实验方法

2.2.1 岩心水敏标定

通过高速注水长岩心驱替实验,分析不同注入水矿化度下的水驱油特征、含水率和采出程度,明确注入水矿化度对注水过程中压力传导的影响。具体实验步骤为:①测量原始基质岩心基础物性,并用氮气测量岩心气测渗透率;②用8%标准盐水饱和岩心,然后以0.1 mL/min的流速测定岩心渗透率K1;③用4%标准盐水驱替岩样,驱替10～15 PV后停止,使岩心与之反应超过12 h,再以0.1 mL/min的流速测定岩心渗透率K2;④采用相同的办法进行蒸馏水驱替实验,并测量蒸馏水驱替后岩心的渗透率K3。岩样渗透率变化率计算公式为

(1)

式(1)中:Dn为不同类型盐水所对应的岩样渗透率变化率;Kw为岩样渗透率(与实验中不同类型盐水所对应),10-3μm2;Ki为初始渗透率(水敏实验中初始测试流体对应的岩样渗透率),10-3μm2。

岩心水敏评价结果如表4所示。

表3 储层非均质性对高速注水特征的影响测试实验设计表Table 3 Test design table for influence of reservoir heterogeneity on pressure drive characteristics

表4 岩心水敏性评价结果Table 4 Core water sensitivity evaluation results

2.2.2 不同敏感性对高速注水特征的影响探究实验方法

研究不同注入水矿化度和不同注水速度下注水过程中的水驱油特征、含水率、采油程度及不同注水量时沿程不同位置压力变化规律。具体实验步骤为:①测量岩心的基本物性参数;②岩心抽真空,饱和20 000 mg/L标准盐水,计算岩心的孔隙体积;③将岩心放入岩心夹持器,以低流速(0.02 mL/min)油驱岩心至岩心末端不出水,且驱替出油量达到1倍孔隙体积,认为岩心已经达到束缚水饱和度,计算饱和油体积与束缚水饱和度;④以0.25 mL/min恒速驱水,记录不同时刻的注入量、出油量和出水量,并记录不同注入量下的沿程压力变化,直至不再出油;⑤重复上述步骤,水敏进行矿化度为4%、6%和8% KCl溶液围压下的水驱实验,速敏进行0.75、1、1.5 mL/min注水速度下的水驱实验,具体实验计划如表5所示。

3 实验结果分析

3.1 不同物性岩心高速注水长岩心驱替实验结果分析

3.1.1 不同渗透率对高速注水特征的影响

针对4块不同渗透率岩心进行高速注水实验,其采出程度与产水量随时间变化曲线如图4所示。由图4可知,在水驱初期,采收率上升速度较快;当水驱0.5 PV后,采收率上升速度减缓;当水驱3 PV后,采收率几乎不再上升。注水结束后,3.08 mD岩心采收率达到48.4%,10.47 mD岩心采收率达到47.4%,28.03 mD岩心采收率达到46.5%,58.65 mD岩心采收率达到44.5%。四块岩心见水时间均在0.45 PV左右,见水后采出油量增加程度迅速降低,产水量呈线性增加。在注水结束后,3.08、10.47、28.03、58.65 mD四块岩心产水量分别为30.7、34.1、34.8和34.3 mL。

图5所示为不同渗透率岩心高速注水过程中的注入压力随注入时间的变化。结果显示高速注水过程中的压力传播存在明显的先积累后释放过程。图5(a)展示了3.08 mD岩心在高速注水过程中的沿程压力变化。由图5可知,在注水初期,岩心沿程压力随注入量增加而增加,当注入量为0.225 PV时,岩心前半段压力上升幅度大于后半段,说明此时由于总注入量较小,压力尚未传播至岩心后半段;当累计注入量超过0.45 PV时,沿程压力分布较为均匀,说明压力已传导至岩心末端,岩心沿程压力随着注入量的继续增加,开始下降;当累计注入量达到1.125 PV后,压力降低速度减缓;当累计注入量超过2.25 PV后,压力传播达到稳定状态,沿程压力几乎不再变化。图5(d)展示了不同渗透率岩心高速注水全过程的注入端压力变化,结果表明岩心渗透率越低,注入端的压力积累效应越明显。3.08 mD岩心注入端压力最高达到56.4 MPa,最后稳定于39.1 MPa;10.47 mD岩心注入端压力最高达到30.9 MPa,最后稳定于25.6 MPa;28.03 mD岩心注入端压力最高达到24.1 MPa,最后稳定于23.1 MPa;58.65 mD岩心注入端压力最高达到21.9 MPa,最后稳定于21.0 MPa。

表5 不同敏感性对高速注水特征的影响测试实验设计表Table 5 Test design table for effect of different sensitivity on pressure drive characteristics

图4 不同渗透率岩心采出程度与产水量随注入量变化曲线Fig.4 Curves of recovery degree and water production of cores with different permeability changing with injection volume

总体来看,渗透率对低渗油藏高速注水开发采出程度影响较小,且最终采出程度随着渗透率的增大而降低。在相同注水速度下,岩心渗透率越低,流体流动所克服的毛管力越大,但高速注水时注入压力更高,使得驱替压差增加,从图5(a)～图5(c)中第一测点(距注入端5 cm处)和第二测点(距注入端10 cm处)的压降结果可以看出,低渗岩心比高渗岩心消耗更多能量来克服毛管阻力,低渗岩心在高驱替压差下更多的原油被采出,从而导致采收率增加。另外,由于高速水驱远高于常规注水速度,使得见水较早,且在见水之后,含水率急速上升。

图5 注入压力随渗透率和注入时间变化Fig.5 Injection pressure varies with permeability and injection time

3.1.2 裂缝长度对高速注水特征的影响

利用上述实验方法,所得到的不同裂缝长度岩心采出程度与产水量随时间变化曲线如图6所示。

由图6可知,在高速注水初期,采出程度上升速度较快,当注入量超过0.5 PV后,长裂缝的采出程度上升速度首先降低,其次是中裂缝和短裂缝。当水驱2 PV后,采收率几乎不再上升。高速注水结束后,长裂缝、中裂缝、短裂缝岩心的采收程度分别为43.8%、46.4%和48.3%。四块岩心见水时间均在0.4 PV左右,且裂缝越长,见水越早。注水结束后,三块岩心的产水量接近。可以看出,最终采出程度随着裂缝长度的增加而降低,这是由于裂缝的存在会导致注入水更容易发生窜流。与此同时,在相同注水速度下,裂缝长度越长,压力传播速度越快,注入初期的注入端压力积累效应减弱,使得生产压差降低,最终导致了采收率的降低。裂缝的存在会使得见水时间提前。

图7显示了不同长度裂缝岩心高速注水过程中的沿程压力变化及注入端压力随注入量变化。结果表明,注入量相同时,长裂缝岩心测点1、2处压力上升幅度(26 MPa)小于中、短裂缝岩心(30、34 MPa),相同位置下,裂缝会使得该点压力更接近注入端压力,长裂缝距离岩心注入端10 cm内的压力跟注入端差别均较小,而短裂缝岩心第一个距离注入端5 cm的测点与注入端压力差别也较大,说明裂缝的存在有利于压力波的传递。裂缝越长,注入端最高压力和最终稳定压力都更低,说明裂缝会降低高速注水过程中近井地带的压力积累作用。长裂缝岩心注入端压力最高达到45.9 MPa,最后稳定于35.6 MPa;中裂缝岩心注入端压力最高达到50.7 MPa,最后稳定于36.8 MPa;短裂缝岩心注入端压力最高达到54.2 MPa,最后稳定于38.1 MPa。

图7 裂缝岩心沿程压力变化及注水端压力变化Fig.7 Pressure variation along fracture core and injection end

研究表明,裂缝长度可影响压力传播速度和采出程度。裂缝内可近似为无限导流能力流动,不存在压力损耗。但岩心两端压差也因此降低,导致原油采出程度降低。因此实际生产过程中压裂裂缝长度需要选择合适的范围,既有利于压力传播,又可提升地层能量,保持压差,提高采收率。

3.1.3 储层非均质性对高速注水特征的并联驱替影响

图8展示了水驱过程中,并联岩心渗透率级差由5增加到20的三组实验所得到的岩心总采出程度与高渗及低渗岩心各自的采出程度变化情况。结果可以看出,岩心的总采出程度随渗透率极差的增大而减小,从56%降低到42.5%,降低了13.5%;岩心渗透率级差越小,储层均质性越好,最终采收率越高,累积产油量越大;不同渗透率极差下,高渗岩心采出程度相差不大,均达到了58%,但低渗岩心采出程度差别较大,20、10、5 mD岩心的渗透率分别为53%、45.6%、25.15%,其差距达27.85%。

图8 储层非均质性对不同区块采出程度的影响Fig.8 Influence of reservoir heterogeneity on recovery degree of different blocks

上述结果表明,渗透率级差越大,高渗岩心与低渗岩心采出程度相差越大;不同渗透率级差,高渗岩心物性相近时,其采出程度相差不大,但低渗岩心采出程度相差较大,且渗透率级差越大,高渗岩心采出程度略增加,这是由于低渗岩心的难注入性导致高渗岩心注入的分流量增大。因为高速注水已经在高渗岩心建立起优势通道,使低渗岩心分流量降低,波及范围减小,最终总采出程度也越低。注入量在0.2 PV前,岩心总采出速率相差不大,这是由于并联岩心采出程度主要受其中高渗岩心影响,高渗岩心中的原油优先动用,0.2 PV后,低渗岩心中的原油开始流动,使得总采出速率出现差异,说明非均质性对高速注水开发效果有较大影响。

3.2 不同敏感性岩心高速注水长岩心驱替实验结果分析

3.2.1 水敏对高速注水特征的影响

所选区块的水敏特性如图9(a)所示,可以看出随着矿化度的降低,岩心的渗透率迅速下降,从13 mD降低到了1 mD,渗透率损害率达90%,属于强水敏地层。不同注入水矿化度下的岩心采出程度随时间变化曲线如图9(b)所示。注入矿化度为8%KCl、6%KCl、4%KCl 的水和自来水时,最终采出程度分别为50.3%、46.4%、41%和28.8%,随着注入水矿化度的降低而降低。不同矿化度下注入端压力变化曲线如图10所示,在注入初期,由于水敏作用,随着注入水从矿化度8%KCl变为6%KCl、4%KCl和自来水,注入端最高注入压力分别从21.95增加至22.75、24.65、34.93 MPa,此时由于岩心后半段渗透率并未明显增加,后半段岩心压力上升幅度并未明显增加;当注入体积超过2.25 PV后,沿程压力基本保持不变。

由于区块的强水敏特征,高速水驱过程中,自来水与岩心发生水敏反应,颗粒的运移以及黏土矿物的膨胀,使小孔隙堵塞,导致渗透率降低,驱替的原油流经小喉道时容易被卡断产生残余油,即使在形成较大的驱替压差的作用下,原油的采出程度降低了21.5%。因此,水敏对油田高速水驱影响较大,为保证驱替效果,油田现场施工要严格控制水质,确保高水质注水,保持油层具有稳定的吸水能力,防止水敏影响高速注水开发效果。

图9 水敏对采出程度的影响Fig.9 Influence of water sensitivity on recovery degree

图10 不同矿化度条件下注入端压力变化Fig.10 Pressure variation at injection end under different salinity conditions

3.2.2 速敏对高速注水特征的影响

岩石的速敏是指油层岩石孔隙中流体流速过高或波动过大,使岩石内固有的各种固体微粒脱落并随流体运移,堵塞孔隙通道而导致岩石渗透率下降的现象。所选区块的速敏特性如图11(a)所示,分析可知随着注水速度从0.25 mL/min增加到0.75 mL/min时,岩心渗透率下降50%,继续增加注水速度,岩心渗透率下降速度平缓,3 mL/min时渗透率损害率达71%,为中强速敏。

不同注水速度下的岩心采出程度随时间变化曲线如图11(b)所示。在水驱初期,采收率上升速度较快。当注水速度较低时,最终采收率随着注水速度的增加而增加,注水速度从0.25增到0.75 mL/min,最终采收率从42.7%增到46.2%;当注水速度超过1.5 mL/min后,最终采收率几乎不再增加,增加到3 mL/min时,最终采收率仅从47.7%增加到48.0%。

图12(a)显示了不同注水速度岩心高速注水过程中的注入端压力变化。可以看出,注水速度为0.25 mL/min时,岩心注入端压力最高达到20.69 MPa,最后稳定于20.38 MPa;注水速度为0.75 mL/min时,岩心注入端压力最高达到24.12 MPa,最后稳定于21.01 MPa;注水速度为1.5 mL/min时,岩心注入端压力最高达到28.13 MPa,最后稳定于23.96 MPa;注水速度为3 mL/min时,岩心注入端压力最高达到47.73 MPa,为低速注入的2.5倍,最后稳定于33.78 MPa。岩心沿程压力增加随着注入速的增加而增加,越靠近注入端压力增加越明显。随着注水速度的增加,压力先积累后释放效应越明显。图12(b)展示了不同注水速度下岩心两端的压差变化,压差在注水突破前达到最大,突破后压差逐渐下降至稳定。

最终采出程度随着注水速度的增大先增大后降低,这是由于随着注入量的增加,岩心中的一些胶结颗粒发生了移动,有些随着驱替冲出岩心,有些却堵在了小孔隙喉道处,更高的注水速度会导致注入压力更高,使得驱替压差增加。高速注水的注采压差为低速注入的6倍以上,在更高驱替压差的作用下,更多的原油被采出,采收程度增加。但是当注水速度超过1.5 mL/min后,继续增加注水速度对采收程度的影响较小,说明对于高速注水开发来说,注水速度并非越高越好,当注水速度超过一定值后,并不能使得采收程度得到明显提升。

图12 不同注水速度下注入端压力及岩心两端压差变化Fig.12 Pressure at injection end and pressure difference at both ends of core under different injection velocity

4 实例应用

2020年胜利针对低渗透油田水驱波及体积小,采收率低的问题,提出采用高速注水即压驱开发方式,可实现压裂、渗滤、驱洗相结合,通过大排量注水增加注水井附近渗流通道,有利于形成微裂缝及裂缝,并开启天然裂缝,解决“注不进”的问题[20],并通过高速注水实现地层能量的快速补充,解决“采不出”的问题。如L751井组,深度3 350 m,渗透率0.6 mD,2020年11月进行高速注水,注水速度在1～1.5 m3/min,16 d累计注水3万m3,平均日注水在2 000 m3左右。高速注水在胜利的低渗及致密油藏已经实施60余个压驱井组,但效果参差不齐,油井整体见效率在50%左右[21]。其原因较多,需要从注入量设计、储层非均质性、储层水敏及速度对驱替的影响等多方面考虑。本文通过进行室内高速注水实验详细探究了储层渗透率、储层非均质性、裂缝长度、储层水敏、储层速敏性质对驱替过程中压力传播及采油效果的影响,为现场高速注水开发提供理论依据,并对注水参数及目标储层选取提供指导建议。