低渗透砂岩油藏渗流特征及注水技术界限研究X王西江,蒋美忠,孙春辉,陈国泉(辽河油田公司勘探开发研究院,辽宁盘锦 124010) 摘 要:低渗透油藏的突出问题是:“非均质性强、注水利用率低、产量递减快”。
哪一类低渗油藏适合注水开发或不适合注水开发?又主要受那些技术界限指标制约?成为开发技术人员所面临的主要问题。
本课题研究的宗旨就是从低渗透储层的“微观孔隙结构、渗流机理、注入水质、”等几大方面入手,对其渗流特征、渗流规律进行试验分析归纳研究,并在此研究的基础上、建立起配套的低渗透油藏注水开发技术界限指标。
通过以上研究,首次量化了辽河油田低渗储层分类微观孔隙结构、相对渗透率、水驱油效率、水质指标等技术参数界限指标;为低渗透油藏改善注水效果、调整注水方案提供了重要的实验依据。
关键词:低渗透油藏;孔隙结构;渗流特征;相对渗透率;驱油效率;注入水质 中图分类号: 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)03—0128—041 不同渗透率区间微观孔隙结构指标分类研究辽河油田低渗透油气藏储层砂岩总体上,看具有结构成熟度和成分成熟度低、填隙物含量变化大的特点,但各区块及井间又有一定的差别。
储层总体物性差、非均质性强、连通程度低。
本课题针对35个主力低渗透区块、583块岩样进行了微观孔隙结构指标的统计、归纳及分类研究。
1.1 渗透率与排驱压力的关系及量化指标排驱压力代表岩样孔隙系统中与最大连通孔喉半径相对应的毛管压力,实际上也是汞开始进入岩石孔道的启动压力。
随着渗透率的降低,排驱压力有逐渐增大的趋势,表明了渗透率越低,孔喉半径越小,渗流能力越差的规律。
从不同渗透率区间排驱压力关系柱状图1中则更能清晰的看到渗透率的变化导致了排驱压力的急剧增高。
图1 不同渗透率区间排驱压力关系柱状图1.2 渗透率与中值压力的关系及量化指标饱和度中值压力P 50,即为进汞饱和度为50%时与曲线相交点所对应的压力值。
P 50越小,则岩石的渗滤性能越好。
随着渗透率的降低,中值压力也有逐渐增大的趋势,从不同渗透率区间排驱压力关系柱状图中也更能清晰的看到渗透率的变化导致了中值压力的增高。
图2 不同渗透率区间中值压力关系柱状图1.3 渗透率与平均孔喉半径关系及量化指标它表示了岩石平均孔喉半径的大小,直接反映了储层渗流能力的强弱。
随着渗透率的降低,平均孔喉半径越小,从不同渗透率区间平均喉道半径关系柱状图1-3中则能看到渗透率的变化导致了平均孔喉半径的减小。
图3 渗透率与平均孔喉半径关系柱状图1.4 渗透率与最大孔喉半径关系及量化指标最大连通孔喉半径代表了岩样孔隙系统中最大连通孔喉半径。
是表征岩石渗透性能的重要指标。
随着渗透率的降低,最大孔喉半径越小,从不同渗透率区间最大喉道半径关系柱状图中则能看到渗透率的变化导致了最大孔喉半径的减小。
X收稿日期524:2011-12-1图4 不同渗透率区间与最大孔喉半径关系柱状图1.5 渗透率与退汞效率关系及量化标从最大注入压力降低到最小压力时,从岩样内退出的汞体积占降压前注入总体积的百分数,反映了非湿相毛细管采收率。
渗透率虽然与退汞效率无明显的线性关系,但仍有许多小于30MD 的岩样的退汞效率低于30%,均从不同渗透率区间与退汞效率关系柱状图5中也能看出渗透率与退汞效率的微弱变化。
图5 不同渗透率区间渗透率与退汞效率关系柱状图1.6 低渗透油藏孔隙结构指标界限分类表1 低渗透油藏不同渗透率区间孔隙结构指标分类表参数Ⅰ类Ⅱ类Ⅲ类渗透率m D 30～5010～30<10孔隙度%16～20<16～14<14～12排驱压力MPa <0.08>0.08～0.33>0.33～0.76中值压力MPa<2.76>2.76～5.5>5.5～8.3平均孔喉半径Lm >3.15<3.15～2.46<2.46～0.56最大孔喉半径Lm >24.9<24.9～16.5<16.5～3.32孔喉比<11>11～16>16～20退汞效率%>52<52～48<48～402 不同渗透率区间油水相对渗透率指标分类2.1 渗透率与束缚水饱和度关系及量化指标图6 渗透率与束缚水饱和度关系柱状图随着渗透率的降低,束缚水饱和度逐渐呈增大趋势,这是因为在油气运移过程中,渗透性越差的储集层由于渗流阻力大的因素,油很难将微孔隙内的水驱赶出来。
从不同渗透率区间束缚水饱和度关系柱状图6中则能看到渗透率的变化导致了束缚水饱和度的增大。
2.2 渗透率与残余油饱和度关系及量化指标随着渗透率的降低,残余油饱和度逐渐呈增大趋势,这是因为在水驱油过程中,水很难将微孔隙和孔隙角隅内的油驱替干净,渗透性越差的储层其残余油饱和度必然要高于渗透性相对较好的储层。
从不同渗透率区间残余油饱和度关系柱状图7中则能看到渗透率的变化导致了残余油饱和度的增大。
图7 渗透率与残余油饱和度关系柱状图2.3 渗透率与油水两相跨度关系及量化指标随着渗透率的增大,油水两相跨度呈增大趋势,这是因为渗透性越高的储层,波及系数大,油水两相共渗区宽,相反渗透性相对较差的储层的油水两相共渗区必然要窄。
从不同渗透率区油水两相跨度关系柱状图8中则能看到渗透率的变化使油水两相共渗区的范围加宽。
图8 渗透率与油水两相跨度关系柱状图2.4 渗透率与交点相对渗透率关系及量化指标图 渗透率与交点相对渗透率关系柱状图随着渗透率的增大,交点相对渗透率呈增大趋势,这是由于渗透性越高的储层,其渗流能力越强,虽然油水两相共渗点达到了平衡,但渗流能力要远高于渗透性相对较差的储层从不同渗透率区间油9.水两相跨度关系柱状图9中则能看到渗透率的变化使交点相对渗透率提高。
2.5 不同渗透率区间油水相对渗透率指标分类表2 不同渗透率区间油水相对渗透率指标分类表分类渗透率范围mD 束缚水饱和度%油水两相跨度%残余油饱和度%交点相对渗透率,%交点含水饱和度,%Ⅰ30～50<33>35<321153Ⅱ10～3033～3635～3032～3511～8.453Ⅲ<1036～4130～2435～388.4～6.2563 不同渗透率区间水驱油效率指标分类3.1 渗透率与无水期驱油效率关系及量化指标渗透率与无水期驱油效率有一定的线性关系,随着渗透率的增大,无水期驱油效率都有不同程度的增加,这是因为渗透性较差的储层,在注水过程中由于非均质较强的因素,水首先沿相对较大的孔道突破,油井初见水时,大部分小孔道内的原油都未波及到,因此无水期驱油效率偏低。
从不同渗透率区间驱油效率关系柱状图10中则能看到渗透率的变化使无水期驱油效率提高。
图10 渗透率与无水期驱油效率关系柱状图3.2 渗透率与最终驱油效率关系及量化指标渗透率与最终驱油效率有较好的线性关系,随着渗透率的增大,驱油效率都有较大程度的增加,这是因为渗透性相对较高的储层,无论是驱替倍数、水洗程度及驱油效果都要高于相对较差的储层,残留在储层内的原油也要远低于相对较差的储层。
从不同渗透率区间驱油效率关系柱状图11中则能看到渗透率的变化使最终驱油效率提高。
图11 渗透率与最终驱油效率关系柱状图33 渗透率与中含水期含水上升率关系及量化指标渗透率与中含水期的含水上升率有一定的线性关系,随着渗透率的增大中含水期的含水上升率都有不同程度的增加,这是因为渗透性相对较高的储层孔喉比相对较低,水淹速度要比渗透性相对较差的储层迅速。
所以在中含水期间内含水上升率要相对快于渗透性较差的储层。
从不同渗透率区间中含水期的含水上升率关系柱状图12中则能看到渗透率的变化使中含水期的含水上升率增大。
图12 中含水期含水上升率关系柱状图3.4 渗透率与高含水期含水上升率关系及量化指标随着渗透率的增大高含水期的含水上升率都有不同程度的降低。
这是因为渗透性相对较高的储层在低、中含水阶段其含水上升率已达到较高程度,到了高含水阶段,此时水已占据了绝大多数流通孔道,为此在这一阶段的含水上升幅度肯定要低于渗透性较差的储层。
另外相对较差储层的流通孔道在水驱后期已逐渐被水波及,使含水上升速度加快。
从不同渗透率区间高含水期的含水上升率关系柱状图13中则能看到渗透率与含水上升率的关系。
图13 高含水期含水上升率关系柱状图3.5 低渗透油藏水驱油效率指标分类表3 辽河油田低渗透油藏水驱油效率指标界限分类表参数Ⅰ类Ⅱ类Ⅲ类渗透率mD30～5010～30<10无水期21.3617.8915.48阶段驱低含水期 2.04 2.56 3.44油效率中含水期 3.61 4.54 5.97%高含水期22.1116.6013.65最终49.1141.5938.55含水上低含水期10.388.85 6.78升率%中含水期11.839.827.59高含水期5536 低渗透油藏注水指标确定悬浮物固体颗粒粒径是注水水质中的一个重要控制指标,在颗粒的粒径问题上,一般认为当颗粒中. 1.8 2.4.04值小于喉道直径的15%,即1/7时,颗粒能顺利通过喉道,不会造成伤害;当颗粒直径为喉道直径的15%～30%时,颗粒进入地层,并造成深部伤害;当颗粒粒径大于喉道直径的30%时,颗粒极易在喉道处“架桥”,从而限制颗粒继续进入,导致颗粒在“桥塞”处堆积;当颗粒尺寸接近于喉道直径的30%～50%时,最容易堵塞;颗粒尺寸大于喉道直径的73%时,颗粒不能进入地层,不会造成堵塞。
悬浮物含量是注入水中的又一个重要控制指标,注入水中的悬浮物是指在水中的不溶性物质,即通常所说的机械杂质,包括粘土颗粒、无机沉淀、有机沉淀、有机垢,腐蚀产物等,其危害有以下五个方面:在井筒表面形成滤饼;细小微粒进入地层,通过桥塞在内部形成滤饼,堵塞地层孔隙和喉道,入侵半径是流速、孔隙尺寸、喉道尺寸及微粒尺寸的函数;沉积在射孔孔眼内,局部堵塞水流通道;悬浮物在重力作用下,沉积在井底,造成产层厚度减小;悬浮物在注水管壁沉积,给细菌提供繁殖环境,悬浮物堵塞损害地层程度的大小直接与悬浮物浓度密切相关,是注水过程中主要的损害因素之一,是影响注水井吸水能力大小的重要指标。
确定适合具体储层的悬浮物浓度的最好办法是通过试验研究获得。
水中悬浮固体含量指标的试验研究是在前面的颗粒粒径确定的基础上进行的。
对于注水开发油藏水质标准定得越高越严格,对注水只会有好处,没有坏处;但相应的水处理投资加大,管理成本及难度增加。
为了体现出技术可行与经济可行的双重原则,采取最大限度放宽的思想来制定出针对储层的水质推荐指标。
含油是指在酸性条件下,水中可以被汽油或石油醚萃取出的石油类物质,称为水中含油。
国外对乳化油滴对地层的伤害进行过大量研究,早期的研究者把油珠和固相颗粒对地层伤害的影响看成一样,他们所依据的理论是广泛引用的“深层过滤”理论CMerui1984,Lee1988)。