王建忠,于新暢,孫志剛,李榮強,徐進杰

[1.中國石油大學(xué)(華東) 石油工程學(xué)院，山東 青島 266580； 2.中國石化 勝利油田分公司 勘探開發(fā)研究院，山東 東營 257000]

隨著我國油氣資源狀況的不斷變化和油氣田開發(fā)技術(shù)的快速進步，低滲透油藏已經(jīng)成為我國石油開發(fā)的重要對象。而在低滲透油藏開發(fā)過程中所暴露出來的問題也越來越受到人們的重視。低滲透油藏中的流體流動有別于常規(guī)油藏，常常表現(xiàn)為滲流阻力大、油水兩相互相干擾、啟動壓力明顯、有非達西滲流特征等等[1]。水驅(qū)低滲油藏開發(fā)中常常存在見水早、含水上升快、水驅(qū)效率低等問題。因此確定含水變化規(guī)律和特征，弄清含水變化的影響因素，對注水開發(fā)低滲油藏，提高該類油藏采收率有重要意義。

水驅(qū)低滲透油藏含水率的變化問題屬于巖石中油水兩相滲流的范疇，含水變化特征必然決定于巖石物性、油水特征和驅(qū)動力等因素。近些年，國內(nèi)學(xué)者圍繞這一領(lǐng)域開展了廣泛的研究，比如王建民等對該類油藏的高含水特征和成因做了研究[2]，孫志剛、劉金玉等通過實驗分析該類油藏的含水變化規(guī)律[3-4]，蘇海波、劉萬濤、劉義坤、計秉玉、束青林等學(xué)者圍繞著低滲油藏的滲流物理問題也做了很有價值的研究[5-9]，但是都缺少對于含水率影響因素的全面分析。低滲透砂巖油藏中微小尺度的孔隙喉道占大部分比例?？紫妒侵饕膬臻g，而喉道是主要的滲流通道，作用于多相流體的界面張力在狹窄喉道中對水驅(qū)油影響不可忽視。毛管力和賈敏效應(yīng)在水驅(qū)油過程會導(dǎo)致流動阻力的變化[10-13]。這些因素都可能影響水驅(qū)油效果，導(dǎo)致含水率變化。

1 孔隙的連通性是影響含水變化的重要因素

相對滲透率曲線是正確認識油藏油水兩相滲流特征重要依據(jù)。對取自勝利油田兩口井同層位的兩塊巖心樣品做相對滲透率測試發(fā)現(xiàn)，雖然絕對滲透率相近(20×10-3μm2左右)，但相對滲透率卻差別卻很大，如圖1所示。兩塊巖心在相同飽和度下的水相滲透率明顯不同，殘余油下水的相對滲透率(下文用Krwmax表示)分別為0.768和0.211，相差3.6倍。根據(jù)相對滲透率理論，Krwmax越大意味著水相滲透率隨含水飽和度地增大而增大的速度越快，含水率會迅速上升。生產(chǎn)中也證實了這兩口井的含水變化情況確實如此。經(jīng)進一步分析發(fā)現(xiàn)這兩塊巖心的孔隙結(jié)構(gòu)存在較大差別(表1)，其結(jié)構(gòu)系數(shù)分別是5.60和1.43，特征結(jié)構(gòu)系數(shù)分別為0.19和0.76。結(jié)構(gòu)系數(shù)和特征結(jié)構(gòu)系數(shù)都是反映孔隙連通性的參數(shù)，均為無因次量。這兩個系數(shù)的表達式如下：

(1)

(2)

圖1 勝利油田兩口井的油水相對滲透率曲線Fig.1 Oil-water relative permeability curve for two wells in Shengli oilfield

井號孔喉半徑/μm分選系數(shù)變異系數(shù)結(jié)構(gòu)系數(shù)均質(zhì)系數(shù)巖性系數(shù)特征結(jié)構(gòu)系數(shù)Krwmax/(10-3 μm2)濱193-13.413.240.955.600.240.160.190.77濱4302.272.090.921.430.330.540.760.21車271-11.141.751.541.530.120.360.420.29高89-81.291.140.883.610.380.230.310.58墾6281.841.370.743.000.380.280.450.62萊1-4015.064.970.984.370.260.170.230.53萊1-4010.720.901.241.550.190.500.520.24利853-20.170.120.671.990.340.600.740.29梁112-10.891.081.211.700.180.570.480.65永9240.690.811.170.750.190.870.700.33樊142-10.270.250.892.580.230.580.620.50樊142-110.780.570.754.370.290.210.300.78鹽22-斜10.660.580.893.180.270.280.350.56濱4270.810.700.873.630.240.260.310.68濱4252.601.990.762.130.500.390.610.58濱7061.410.980.702.070.430.410.680.30永9242.712.140.793.980.340.220.310.50

式中：Cs為特征結(jié)構(gòu)系數(shù)，其值越小表示孔隙連通性越差；Φp為結(jié)構(gòu)系數(shù)，其值越大表示孔隙連通性越差；R是平均孔喉半徑，μm；K為滲透率，10-3μm2；Φ是孔隙度,小數(shù)；Dr是相對分選系數(shù)。

為了找出水相相對滲透率與巖石孔隙的某些結(jié)構(gòu)特征是否存在相關(guān)性，選取了該油區(qū)沙河街組4段(Es4)層位17口井的低滲透巖心進行油水相對滲透率測定和壓汞法孔隙結(jié)構(gòu)特征參數(shù)測定，對比Krwmax與孔隙結(jié)構(gòu)特征參數(shù)相關(guān)性。這些表征孔隙結(jié)構(gòu)特征的參數(shù)包括平均孔喉半徑、分選系數(shù)、變異系數(shù)、均質(zhì)系數(shù)、結(jié)構(gòu)系數(shù)、巖性系數(shù)及特征結(jié)構(gòu)系數(shù)共7個(表1 )。

根據(jù)表1中數(shù)據(jù)，分別建立Krwmax與以上7項參數(shù)的散點圖，然后計算機采用各種規(guī)律自動擬合，并給出相關(guān)系數(shù)(R2)，7項特征參數(shù)的最大相關(guān)系數(shù)如圖2所示。由圖可以看出反映孔隙連通程度結(jié)構(gòu)系數(shù)和特征結(jié)構(gòu)系數(shù)與Krwmax相關(guān)性最好(R2>0.5)。而其他5項參數(shù)與Krwmax的相關(guān)性不大。這基本可以推測巖石孔隙的連通性明顯影響水相相對滲透率，從而影響含水率變化。

為了進一步證明孔隙連通性與水相相對滲透率的相關(guān)性，對勝利油田各低滲油區(qū)的464口井的巖心樣品測試資料進行了統(tǒng)計分析。勝利油田低滲砂巖儲集層的物性較差,孔隙度多數(shù)小于20%，滲透率范圍為0.01×10-3～50×10-3μm2，具有中孔低滲或低孔低滲的特點[14]。根據(jù)這464口井取心測試資料，把它們分為兩組，第一組為Krwmax<0.5的有342口井，第二組是Krwmax>0.5的有122口井。分別建立上述兩組井取心樣品的孔隙度和滲透率的關(guān)系曲線,(圖3)?？梢钥闯龅谝唤M孔隙度滲透率關(guān)系曲線的斜率明顯大于第二組，這表明增加相同的孔隙度時第一組巖心滲透率增加的多，即該類儲層的連通性更好。換句話說，Krwmax<0.5的儲層比Krwmax>0.5的儲層連通性要好一些。由此可以進一步斷定，孔隙的連通性是影響低滲油藏水驅(qū)特征的重要因素之一，孔隙連通性越好水相相對滲透率隨飽和度增大而增大的趨勢越緩慢，含水上升越慢，水驅(qū)效果越好。

圖2 勝利油田Es4層7項孔隙結(jié)構(gòu)特征參數(shù)與Krwmax的相關(guān)性Fig.2 Correlation of Krwmax and 7 pore structure characteristic parameters in the Es4,Shengli oilfield

圖3 勝利油田低滲透油藏的孔滲關(guān)系曲線Fig.3 Relationship between permeability and porosity of low permeability reservoirs in Shengli oilfield

2 應(yīng)力敏感性對含水變化的影響

由于巖石孔隙內(nèi)壓力下降，受上覆壓力的影響，孔隙結(jié)構(gòu)在應(yīng)力作用下發(fā)生變化導(dǎo)致滲透率和孔隙度的降低，通常稱這種現(xiàn)象為儲層的應(yīng)力敏感性。低滲透儲層多發(fā)育天然微裂縫，而且在開發(fā)過程中多采用壓裂方式。對于這類存在大量裂縫的低滲儲層，在開發(fā)過程中，隨著地層壓力的不斷下降，裂縫在巖效應(yīng)力的作用下會趨于閉合，從而導(dǎo)致應(yīng)力敏感性更加明顯[15]。大量的實驗表明，應(yīng)力變化對低滲透油藏的滲透率有較大的影響，而且裂縫越多、基巖滲透率越小影響越大。而對于孔隙度的影響幾乎可以忽略。應(yīng)力變化，孔隙結(jié)構(gòu)變化，滲透率變化，這些必然導(dǎo)致油水兩相流動特征的變化，引起含水率的變化。

低滲油藏滲透率K隨地層壓降Δp的變化的關(guān)系通常用公式(3)[16]表示。式中，K0初始地層壓力下的滲透率，10-3μm2;γ為滲透率變異指數(shù)，又稱滲透率變化模量，可以通過實驗獲得；Δp為地層壓降，MPa。

K=K0e-γΔp

(3)

通過對勝利油田的部分低滲透巖心樣品做應(yīng)力敏感性測試，得到滲透率的應(yīng)力敏感性曲線如圖4所示。實驗中是用圍壓模擬上覆壓力。從圖4可以看出，滲透率隨地層應(yīng)力下降明顯。以濱425-2號巖樣為例，初始滲透率是K0=17.9×10-3μm2，用公式(3)擬合的結(jié)果是γ=0.249。這樣可以很容計算出地層壓力只要下降2.8 MPa滲透率就會降到原來的50%。

圖4 勝利油田低滲透油藏滲透率應(yīng)力敏感性測試曲線Fig.4 Stress sensitivity of low permeability reservoirs in Shengli oilfield

低滲透油藏的開發(fā)普遍存在能量補充不足的情況，所誘發(fā)的應(yīng)力敏感性傷害不可避免。這種傷害主要集中在兩個方面：一是儲層絕對滲透率的改變，二是相對滲透率改變。由于低滲透油藏孔隙度對應(yīng)力的敏感性并不明顯，所以滲透率應(yīng)力敏感的內(nèi)在機理主要是因為孔隙喉道變小，連通性變差所致，這必然會加劇含水上升速度。

3 原始含水飽和度決定初始含水率

很多低滲透油藏開發(fā)初期即見水。勝利油田樁74塊投產(chǎn)的加密井，初期平均綜合含水為61.5%，樊31塊北塊的10口井，投產(chǎn)初期平均含水為40.4%。筆者認為這主要是因為較高的原始含水飽和度所致。根據(jù)Buckley-Leverett水驅(qū)油理論，含水率是相對滲透率的函數(shù)，而相對滲透率又與飽和度有直接關(guān)系(相滲曲線)，所以原始含水飽和度與初始含水率必然存在一種內(nèi)在關(guān)系。以下用實驗可以證實這一點。

通過對原始含水飽和度分別為60.2%,59.1%和22.1%(束縛水)的低滲透儲層(物理模型)做水驅(qū)油的物理模擬實驗，所得數(shù)據(jù)繪制含水率、采出程度與注入水的孔隙體積倍數(shù)之間的關(guān)系曲線(圖5)。由圖可以看出，對于原始含水飽和度為60%左右的兩種情況，油井投產(chǎn)即見水，且初始含水率較高(48%左右)，投產(chǎn)初期含水迅速上升，然后進入一個上下波動的中期階段，到后期是一個長期穩(wěn)定的特高含水階段，對于僅含束縛水的情況，明顯存在一個無水采油期，注入倍數(shù)約為0.1 PV時油井見水，中期階段還有一個明顯的低含水期。這些可以表明，低滲透油藏的原始含水飽和度是決定見水早晚和初始含水率高低的重要因素之一。油田生產(chǎn)中，一些原始含油飽和度較低的低滲油藏往往投產(chǎn)初期就會見水，有的含水率還很高，就是這個原因所致。

圖5 勝利油田低滲透油藏不同原始含水飽和度下含水率、采出程度與注入倍數(shù)的關(guān)系Fig.5 Relationship between water cut,recovery degree and pore volume injected for varying original water saturation in low permeability reservoirs,Shengli oilfield

圖5中還可以看出，原始含水飽和度越高采收率就越低，無論原始含水飽和度高低，中期階段過后，大約注入倍數(shù)超過0.5 PV時，水驅(qū)效率都會變得很低。所以，低滲透油藏的原始含水飽和度也是影響水驅(qū)效率和采收率的重要因素。

4 驅(qū)替壓力對初始含水率的影響

前面的物理模擬實驗中發(fā)現(xiàn)，即使在相同的原始飽和度下，驅(qū)替速度不同，含水率的變化規(guī)律也不同，這說明驅(qū)替壓力的大小影響含水率變化。為了證實這一點，選擇了5塊平行巖心樣品，初始含水飽和度約60%(技術(shù)原因略有差別)，以不同驅(qū)替壓力做水驅(qū)油實驗，發(fā)現(xiàn)驅(qū)替壓力小于0.1 MPa時初始含水率為零，0.2 MPa時初始含水率為14%，0.5 MPa時為60%，0.8 MPa時為83%(圖6)。這說明，雖然儲層中有可流動的水，但仍有可能存在無水采油期。分析其原因，認為是潤濕性和毛管力所致。對于親水巖石來說，水的自發(fā)吸滲會導(dǎo)致水的產(chǎn)出需要克服毛管力作用，所以在較小的壓力下油更容易從巖心中產(chǎn)出，而水則無法克服毛管力而有向內(nèi)自吸的趨勢。所以水相產(chǎn)出需要一個啟動壓力。從圖6不難發(fā)現(xiàn)，這個試驗中的水相啟動壓力應(yīng)該在0.1～0.2 MPa之間。當驅(qū)替壓力大于這個啟動壓力時，將不再存在無水采油期，而且初始含水率隨著驅(qū)替壓力的增大而增大。這一現(xiàn)象也表明，在低滲透油藏中，所謂“束縛水”其實是個相對的概念，較小壓力梯度下的“束縛水”隨著壓力梯度的增大而會變得可以流動。因此注水開發(fā)低滲透油藏，適當?shù)目刂谱⑷雺毫τ欣诳刂坪?，提高注水效率?/p>

圖6 勝利油田低滲透油藏初始含水率與驅(qū)替壓力的關(guān)系Fig.6 Relationship between the initial water cut and displacement pressure for low permeability reservoirs in Shengli oilfield

油水兩相間的界面張力在低滲透油藏狹小的孔隙和喉道中呈現(xiàn)更為突顯的毛管力和賈敏效應(yīng)?？紤]到毛管力的大小和賈敏效應(yīng)的強弱都與飽和度有關(guān)，所以，啟動壓力的大小除了與巖石物性有關(guān)之外，必然與含水飽和度存在一定關(guān)系。根據(jù)油水毛管力曲線，不難斷定含水飽和度越大，存在于相對較大孔道中的水所占比例就越多，水相的啟動壓力梯度就越小。所以孔隙結(jié)構(gòu)、應(yīng)力敏感性、含水飽和度、毛細管力、驅(qū)替壓力等這些因素在影響含水變化特征的同時，也會相互影響。

5 結(jié)語

低滲透油藏的水驅(qū)開發(fā)是一個復(fù)雜的過程，生產(chǎn)中含水率的變化特征在一定程度上可以反映水驅(qū)油效果的好壞。有很多因素會影響含水率變化規(guī)律，從本文研究結(jié)果來說，儲層巖石的孔隙連通性會影響含水率的變化特征，根據(jù)原始含水飽和度的大小可以大致確定初始含水率和含水率的變化趨勢，適當?shù)乜刂乞?qū)替壓力有利于控制含水率，提高水驅(qū)效率，如果考慮儲層的應(yīng)力敏感性，建議實施超前注水，以免能量不足造成不可逆的滲透率傷害。