王大為，高振南，李俊飛，葛濤濤，廖 輝

(中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459)

0 引言

渤海區(qū)域內(nèi)低滲透油藏儲量規(guī)模較大，尚未形成有效開發(fā)，仍處于探索階段，亟待認清儲層滲流規(guī)律，加快低滲儲量動用[1]。低滲透油藏儲層巖石致密，但脆性大，容易產(chǎn)生天然裂縫，形成裂縫性低滲透儲層。裂縫性低滲透油藏存在雙重介質(zhì)滲流特征[2-4]，竄流系數(shù)是描述該特征的重要參數(shù)之一，它反映了基質(zhì)中的流體向裂縫流動的能力[5-9]，對裂縫性油藏數(shù)值模擬結(jié)果有較大影響?；|(zhì)-裂縫間的竄流量計算偏差將引起模擬失真[10-12]。國內(nèi)外學者對竄流系數(shù)開展過諸多研究，但主要是通過試井圖版擬合進行求取，室內(nèi)實驗的研究報道較少[13-15]。該文針對渤海低滲目標油田開展室內(nèi)竄流實驗，得出了形狀因子和竄流系數(shù)等描述裂縫性油藏滲流特征的關(guān)鍵參數(shù)，有助于認清渤海低滲透油藏儲層滲流規(guī)律，提高數(shù)值模擬精度和方案研究的可靠性。

1 基質(zhì)-裂縫竄流實驗研究

1.1 實驗設(shè)備及材料

實驗設(shè)備主要由抽真空飽和裝置、溫度和壓力監(jiān)測控制裝置、計算機控制系統(tǒng)和流量計量裝置等組成，如圖1所示。實驗設(shè)備需滿足以下幾方面要求:1)自動記錄流量和壓力數(shù)據(jù)，精度達到每0.01 s記錄一次;2)能夠同時計量裂縫和基質(zhì)中的流體壓力值;3)內(nèi)壓測試點左、右各3個，呈對稱分布，測試值為40～50 MPa;4)裂縫和基質(zhì)系統(tǒng)之間至少可建立5 MPa壓差。

圖1 竄流系數(shù)測試實驗設(shè)備Fig.1 Experimental equipment for measurement of crossflow coefficient

天然巖心兩端斷面不規(guī)整，裂縫形態(tài)也較為復(fù)雜，難以直接應(yīng)用于實驗。同時，對天然巖心進行切割加工又容易出現(xiàn)巖心破碎的情況，加工難度較大。考慮到上述因素，實驗通過對不同配比的灰?guī)r和白云巖顆粒進行膠結(jié)，制成具有不同滲透率的全直徑人工巖心，應(yīng)用其研究基質(zhì)巖塊滲透率與竄流系數(shù)之間的關(guān)系。巖心在室內(nèi)實驗中需要承受較高的壓力，選用圓柱狀巖心可以更均勻地施加圍壓;大尺寸巖心加工較為困難，巖心太小則基質(zhì)-裂縫間的竄流量也較小，造成計量困難。該實驗要求巖心直徑(100±5)mm，巖心長度最大150 mm。實驗選取5塊全直徑巖心，利用全直徑巖心夾持器和室內(nèi)竄流實驗測試裝置測試不同基質(zhì)滲透率條件下竄流系數(shù)。實驗用巖心的基質(zhì)滲透率采用液測法測得，巖心的基本參數(shù)如表1所示。

表1 巖心基本參數(shù)表Table 1 Basic parameters of core

根據(jù)實驗區(qū)塊地層水配方進行實驗用水配樣:在30℃下，通過黏度測試儀測試實驗用水的黏度為1 mPa·s，利用密度儀測試出實驗用水的密度為0.992 g/cm，總礦化度為7 726 mg/L，如表2所示。

表2 實驗用水水樣無機鹽含量Table 2 Contents of inorganic salts in experimental water samples mg/L

1.2 實驗原理

竄流實驗設(shè)計主要是基于竄流微分方程和物質(zhì)平衡原理，采用高精度壓力傳感器和電子天平實現(xiàn)準確計量，完成實驗設(shè)計。根據(jù)Warren-Root的理論可知，流體在基質(zhì)-裂縫之間竄流時，有:

式中:λ為竄流系數(shù)，無因次;α為形狀因子;A為巖心橫截面積，m2;K m為基質(zhì)的滲透率，mD;K f為裂縫的滲透率，mD。

在確定了基質(zhì)滲透率K m、裂縫滲透率K f、巖心橫截面積A，以及求取了形狀因子α之后，就可以根據(jù)式(1)求出竄流系數(shù)λ。

1.3 實驗步驟

1)將實驗巖心裝入全直徑巖心夾持器中，設(shè)定好圍壓值、回壓值以及微計量泵的泵入流量;

2)通過微計量泵向巖心內(nèi)泵入實驗用水;

3)開啟回壓增壓手閥給巖心回壓，使巖心各處壓力平衡;

4)待壓力穩(wěn)定后停止微計量泵供液;

5)打開回壓閥，瞬間降低回壓，使巖心內(nèi)基質(zhì)-裂縫間發(fā)生竄流;

6)回壓閥開啟短時間后立即關(guān)閉，通過竄流實驗軟件觀測巖心夾持器內(nèi)各處壓力傳感器數(shù)值，待入口、出口及巖心內(nèi)部各壓力值穩(wěn)定后，將所記錄數(shù)據(jù)導出備用;

7)根據(jù)測得的基質(zhì)和裂縫壓力數(shù)據(jù)，計算出形狀因子α和竄流系數(shù)λ。

1.4 實驗結(jié)果

在幾何形態(tài)相同、定圍壓的情況下選擇基質(zhì)滲透率不同的巖心進行實驗。實驗所用巖心的基本參數(shù)和實驗測試的結(jié)果如表3所示。

表3 不同基質(zhì)滲透率的計算結(jié)果Table 3 Calculation results of different matrix permeability

實驗中5塊全直徑巖心的基質(zhì)滲透率為2.41～34.15 mD，差異相對較大;裂縫滲透率為3 876.62～3 926.51 mD，較為接近。實驗測定的形狀因子為3.42～3.94，可見在全直徑巖心網(wǎng)格尺寸相同、幾何形態(tài)相同、定圍壓的情況下，各巖心的裂縫滲透率和形狀因子較為相近。

在巖心橫截面積、裂縫滲透率和形狀因子接近的情況下，竄流系數(shù)的值主要受基質(zhì)滲透率差異的影響。根據(jù)實驗測定的形狀因子，再由式(1)可計算得到竄流系數(shù)為1.75×10-5～2.74×10-4，而在油藏規(guī)模條件下，竄流系數(shù)λ一般為10-10～10-4[16]，該實驗所測得的λ為10-5～10-4，符合一般規(guī)律，同時也驗證了實驗裝置的可靠性。

2 結(jié)果分析與討論

2.1 竄流系數(shù)與基質(zhì)滲透率關(guān)系

為了尋找儲層竄流規(guī)律，可以根據(jù)上述實驗結(jié)果，做出竄流系數(shù)隨不同基質(zhì)滲透率的變化曲線，如圖2所示。

圖2 竄流系數(shù)隨不同基質(zhì)滲透率的變化曲線Fig 2 Variation curve of crossflow coefficient with different matrix permeability

巖心的竄流系數(shù)與基質(zhì)滲透率基本成線性關(guān)系，隨著基質(zhì)滲透率的增大，竄流系數(shù)線性增大，從1.75×10-5增加到2.74×10-4，增幅較大。形狀因子的數(shù)值取決于基質(zhì)巖塊的大小和正交裂縫的組數(shù)，儲層中如果被分割的基質(zhì)巖塊越小，則裂縫的密度相應(yīng)就越大，得到的形狀因子也就越大。竄流系數(shù)隨著形狀因子和基質(zhì)滲透率的增大而增大，所以基質(zhì)巖塊越小、基質(zhì)滲透率越大，測得的竄流系數(shù)就越大，表明基質(zhì)中流體向裂縫的竄流能力越強。巖心樣品J1～J5的裂縫滲透率和形狀因子較為接近，而基質(zhì)滲透率逐漸增大，因此竄流能力也逐漸增強。

通過線性回歸，得到竄流系數(shù)與基質(zhì)滲透率的關(guān)系式為:

可以應(yīng)用上述關(guān)系式預(yù)測目標油田不同基質(zhì)滲透率下的竄流系數(shù)，為油藏數(shù)值模擬和開發(fā)方案編制奠定基礎(chǔ)。

2.2 應(yīng)用竄流系數(shù)預(yù)測壓裂井產(chǎn)能

結(jié)合上述竄流實驗結(jié)果，可以預(yù)測壓裂井初期產(chǎn)能，對渤海低滲目標油田儲層Ⅰ和Ⅱ油組進行壓裂效果評價。由Ⅰ和Ⅱ油組的基質(zhì)平均滲透率，結(jié)合基質(zhì)滲透率和竄流系數(shù)相關(guān)性回歸直線的結(jié)果，可以分別求出各自的竄流系數(shù)，再反求形狀因子，繼而可求得單位體積、單位時間的竄流量。根據(jù)不同裂縫的裂縫半長和儲層的厚度可以得到發(fā)生竄流的巖塊的體積，結(jié)合上面求得的單位體積、單位時間的竄流量，便可算出單井的產(chǎn)量。結(jié)果和各項參數(shù)如表4所示。

表4 儲層壓裂產(chǎn)能預(yù)測Table 4 Reservoir fracturing productivity prediction

從表4可知，Ⅰ油組儲層基質(zhì)平均滲透率為42.73 mD，而Ⅱ油組儲層基質(zhì)平均滲透率僅為1.92 mD，遠小于Ⅰ油組。由式(2)可得，Ⅰ油組儲層竄流系數(shù)為35.79×10-5，而Ⅱ油組儲層竄流系數(shù)僅為1.32×10-5，也遠小于Ⅰ油組。結(jié)合Ⅰ油組儲層厚度22 m、地層原油黏度1 mPa·s、生產(chǎn)壓差15 MPa，Ⅱ油組儲層厚度29 m、地層原油黏度0.5 mPa·s、生產(chǎn)壓差28 MPa，便可得到裂縫性低滲透油藏不同裂縫半長(80 m，100 m，120 m)時對應(yīng)的單井初期產(chǎn)油量。裂縫半長越長，對應(yīng)的單井初期產(chǎn)量越高。當裂縫半長由80 m增大到120 m時，Ⅰ油組儲層單井初期產(chǎn)量由427 m3/d增大到961 m3/d，Ⅱ油組儲層單井初期產(chǎn)量由96 m3/d增大到216 m3/d，由于儲層基質(zhì)滲透率和竄流系數(shù)的差異，Ⅱ油組單井初期產(chǎn)量遠小于Ⅰ油組。

3 結(jié)論

1)通過室內(nèi)實驗研究了裂縫性低滲透油藏中基質(zhì)和裂縫之間的竄流特征，測得了不同巖心的形狀因子和竄流系數(shù)。測試得到的形狀因子數(shù)值為3.42～3.94，較為接近;不同巖心的竄流系數(shù)隨著基質(zhì)滲透率的增加變化幅度較大，為1.75×10-5～2.74×10-4?；貧w得到的基質(zhì)滲透率與竄流系數(shù)關(guān)系式可以用于預(yù)測目標油田的竄流系數(shù)。

2)結(jié)合竄流實驗結(jié)果，對渤海目標油田低滲儲層進行了壓裂效果評價。根據(jù)不同裂縫的裂縫半長和儲層厚度，以及單位體積、單位時間內(nèi)的流體竄流量，計算出了不同儲層的單井產(chǎn)量。由于Ⅰ油組儲層基質(zhì)平均滲透率大于Ⅱ油組，因此根據(jù)統(tǒng)計規(guī)律計算的竄流系數(shù)也相對較大，不同裂縫半長的單井初期產(chǎn)能為427～961 m3/d，也遠大于Ⅱ油組的96～216 m3/d。