库车北部构造带低渗透油藏油水互驱变化规律及机理

姚齐银,金吉能

(长江大学地球科学学院,武汉 434000)

我国油田大部分采用注水开采的方式,对于油层中存在一定量的残余油,采取注水井转抽出油的方式,以获得更高的采出量。以往研究中,有学者在简易试验的基础上,对转抽试验进行机理分析与数值模拟,获得了基本的试验数据[1-3]。段宝江等[4]在研究岩心水驱过程中得到了不同孔隙中油的动用规律。张舒琴[5]利用电子计算机断层(CT)扫描技术与室内驱替试验相结合的方法,研究了不同驱替阶段聚/表复合驱的孔隙结构及微观剩余油的变化规律。郭源等[6]对转抽试验得到的采收率影响因素进行了分析,得出反向驱替后驱油效率的提升不仅与渗透率有关,还与岩心的孔喉结构和油水赋存状态有关。目前,关于转抽试验规律总结及机理分析的研究报道较少,在驱替试验过程中,水驱规律不明,故难以确定最佳的转抽时间。

本工作采用岩心流动试验方法,分析了反驱前后采收率、驱油效率和最终采收率的变化,计算驱油量、转折点、拟合曲线等一系列数据,依据SYT 5345-2007《岩石中两相相对渗透率测定方法》,确定合理的转抽时间和条件,并通过CT 扫描技术及三维重构技术获取岩心内微观油水的分布状态,进而总结机理及规律,为塔里木油田注水井转抽方案设计及应用提供参考依据。

1 试验

1.1 岩心基本数据

为确保获得地层下油水互驱的真实状态,岩心流动试验样品均取自实际原油及地层。岩心基本数据见表1。

表1 岩心基本数据Tab.1 Basic data of core

1.2 试验方法

1.2.1 正反向水驱油试验

原油与地层水都具有弹性,改变压力和温度,原油以及地层水均会发生弹性膨胀或收缩,对饱和度和采收率的影响较大,因此试验过程应尽可能地模拟地层压力及温度。依据SY/T 5358—2010《储层敏感性流动实验评价方法》,设计试验步骤如下。

(1) 测量岩心的基础物性参数,然后对岩心进行12 h的饱和试验,试验结束后测量饱和状态下岩心的质量。

(2) 对安装完成的装置进行初步设置,以0.05 m L/min的流速进行油驱水,当出口端不再有水流出时,准确计量出口端排出的水量,通过式(1)计算得出岩心的束缚水饱和度。

式中:Swi为岩心束缚水饱和度,%;Vp为岩心孔隙体积,cm3;Vw1为总饱和水量,cm3;Vw2为出口端排出水量,cm3。

(3) 正向驱替。以0.05 m L/min的流速对容器内的岩心进行正向驱替,其控制条件主要为观察流出液体成分,可将空试管放在质量计算器上,观察出口端流出液体的质量和体积。试验过程中,将记录数据间隔的PV 数设为0.1(PV 为孔隙体积倍数,即注入量或采出量除以孔隙体积所得的值),以保证试验所需的岩心的含水率,及时记录液体注入量、排出量以及压力。

(4) 反向驱替。以0.05 m L/min的流速对容器内的岩心进行反向驱替,其基本方法、试验步骤和要求与正向驱替一致。

(5) 在对比试验过程中,可重复步骤2、步骤3和步骤4进行反复试验,确定岩心内的含水率,然后对比不同含水率的岩心产生的转抽效果,计算其驱油量、转折点、拟合系数等一系列数据,最终确定转抽时机及转抽规律。

对不同渗透率的天然岩心开展不同含水率条件下的正反向水驱油试验,其驱油效率(ED)通过式(2)计算得出。

式中:Sor为残余油饱和度,%。

1.2.2 孔隙网络模型三维分析

以岩心内束缚水饱和状态、正向驱至残余油状态及反向驱至残余油状态等3个状态作为节点,采用CT 扫描技术或核磁共振获取样品的结构信息,对所获得图像中孔隙和喉道的的位置分布、范围变化及分布值进行规律性总结[7-9]。分别在上述3个状态中固定选取一个尺寸为100μm×100μm×100μm 单位体,采用最大球法和微观孔隙模型的孔隙特征统计方法,对所选的单位体进行三维重构[10]。

1.2.3 特征分析

在CT 图像中直接观察油水状态是判断试验现象最直接的方法。其次,根据CT 图像颜色的深浅部位,划分为不同程度的灰度值,观察并衡量岩样内油水的赋存状态。

2 结果与讨论

2.1 正反水驱油试验结果

由图1可见:LX-1 岩心在66.67%～100%含水率条件下的总驱油效率分别为56.315 7%、54.736 8%、53.684 2%、52.631 5%,LX-7岩心在50.00%～100%含水率条件下的总驱油效率分别为57.186 5%、58.044 1%、57.861 6%、57.574 9%;随岩心含水率的逐渐升高,渗透率较低的岩心的总驱油效率逐渐降低,渗透率较高的岩心的总驱油效率逐渐趋于稳定[11];4块岩心在接近75%含水率条件下的总驱油率分别为54.736 8%、57.865 1%、57.861 6%、58.044 1%,其反驱增量分别为2.293 3%、2.145 2%、2.152 4%、2.274 6%;随岩心渗透率的逐渐增大,总驱油效率逐渐提高,反驱增量在一定范围内波动,无明显变化规律;LX-3、LX-5、LX-7岩心在接近50%含水率条件下的总驱油率分别为54.426 9%、55.139 5%、57.186 5%,其反驱增量分别为2.996 7%、3.254 1%、3.577 2%,当岩心含水率较低时,总驱油效率与反驱增量均随岩心渗透率的增大而提高。

图1 不同含水率条件下转抽时4块岩心的水驱油效率随注入量的变化曲线Fig.1 Variation curves of water displacement efficiency of four cores with injection amount during pumping under different water content conditions: (a)LX-1 core;(b)LX-3 core;(d)LX-5 core;(f)LX-7 core

由图2可见:当岩心含水率为100%时,6块岩心的反驱油效率增量分别为2.531 4%、2.105 2%、2.396 7%、1.991 2%、2.653 1%、2.274 8%;对比同级别渗透率的岩心,LX-1 与LX-2、LX-3 与LX-4、LX-5与LX-6反驱后的驱油效率增量偏差分别为0.426 2%、0.405 5%、0.378 3%。

图2 不同岩心正反向水驱油效率和含水率随注入量的变化曲线Fig.2 Variation curves of forward and reverse water displacement efficiency and water content of different cores with injection amount: (a)LX-1 core;(b)LX-2 core;(c)LX-3 core;(d)LX-4 core;(e)LX-5 core;(f)LX-6 core

如图3所示,反驱驱油效率增量主要为2.08%～4.32%,平均增量为3.17%,为探究反驱驱油效率与渗透率的关系,对岩心的总驱油效率、正驱驱油效率与渗透率进行拟合,所得关系系数分别为0.719 0、0.819 9,由此可得出,当岩心含水率处于100%时,总驱油效率与渗透率的相关性低于正驱驱油效率与渗透率的相关性,这表明反驱油效率增量与渗透率的关联性不明显[12-16]。

图3 不同岩心水驱油效率随渗透率变化的拟合曲线Fig.3 Fitting curves of variation of water displacement efficiency with permeability of different cores

2.2 孔隙网络模型三维分析结果

如图4所示:束缚水饱和状态下岩心的孔隙半径和喉道半径的分布范围及分布值均处于最大值;正向驱至残余油状态下,岩心的孔隙半径和喉道半径的分布范围及分布值均呈逐渐减小的趋势;反向驱至残余油状态下,岩心的孔隙半径和喉道半径的分布范围及分布值均逐渐增大,但仍低于束缚水饱和状态下的。

图4 不同驱替状态下岩心孔隙半径和喉道半径的变化曲线Fig.4 Variation curves of core pore radius(a)and throat radius(b)under different displacement conditions

探索不同节点下网络模型的孔隙半径及喉道半径变化的机理,应着重于从CT 扫描测试过程中易受岩石和流体密度差影响的区域进行分析。如图5(a)～(c)所示,选取处于束缚水饱和状态下岩心的某一节点时,此状态下岩心拥有较高的含油饱和度,岩样内孔隙及喉道的含油量也处于较高水平,会导致岩心内的流体和岩样密度差较大,CT 扫描所测定的岩样孔隙半径也会相对较大。如图5(d)～(f)所示,选取正向驱至残余油状态下岩心的某一节点时,随着岩心内含水饱和度的逐渐增加,岩心的含油饱和度和岩样内孔隙及喉道的含油量均逐渐下降,即驱油过程中水逐渐代替残余油占据岩心内的孔隙,岩心内的流体密度逐渐增大,这会导致岩心内的流体和岩样密度差减小,CT 扫描所测定的岩样孔隙半径低于束缚水饱和状态下测定的。如图5(g)～(i)所示,选取反向驱至残余油状态下岩心的某一节点时,反驱油过程使分散在微孔隙的残余油再一次汇集,较大孔隙及喉道的含油量略微上升,这会导致岩心内的流体和岩样密度差略微增大,CT 扫描所测定的岩样孔隙半径略高于正向驱至残余油状态下测定的,但仍低于束缚水饱和状态下测定的岩样孔隙半径。

图5 不同驱替状态下的CT 处理图Fig.5 CT processing maps under different displacement conditions: (a)irreducible water saturation state,data volume model;(b)forward displacement to residual oil state,data volume model;(c)reverse displacement to residual oil state,data volume model;(d)irreducible water saturated state,pore-throat space model;(e)forward displacement to residual oil state,pore-throat space model;(f)reverse displacement to residual oil state,pore-throat space model;(g)irreducible water saturated state,pore-throat network model;(h)forward displacement to residual oil state,pore-throat network model;(i)reverse displacement to residual oil state,pore-throat network model

2.3 特征分析

由图6可见:束缚水状态下,岩心局部区域可见孔喉、流体容积、表面颗粒,其边缘轮廓较清晰,残余油区域颜色明亮;正向驱至残余油状态下,岩心局部区域孔隙数量减少,残余油区域颜色较暗淡,且相对模糊;反向驱至残余油状态下,岩心残余油区域颜色恢复明亮,且产生新的残余油聚集点,这说明通过反向驱油可以实现残余油的重新聚集,从而提高采收率。

图6 不同驱替状态下CT 扫描图像Fig.6 CT scan images in different displacement states: (a)irreducible water saturation state;(b)forward displacement to residual oil state;(c)reverse displacement to residual oil state

2.4 现场应用

结合现场资料,对新疆塔里木油田库车北部构造带中区块进行现场应用,选择位于边缘的5口注水井进行转抽试验,打破边缘注水井的注采平衡,在边缘储层内改变液流方向,注入地层能量,使受到波及区域的原油开始流动,促使残余油重新聚集、驱替、产出。结果表明,井区地层压力明显下降,生产压差增大,产液量、产油量明显提升,5口井累计增油1 350 t,平均单井增油225 t,转抽后月注采比由1.86下降至0.71,含水率由54.7下降至43.3,分层出油情况得到明显改善。

3 结论

(1) 在含水率从50%左右升高至100%时,随着注入量的增大,不同渗透率岩心的反向驱油效率增量均逐渐减小,说明转抽时间越早,含水饱和度越低,受毛管力所束缚的原油量越多,开始转抽时克服毛管力的圈闭作用更容易重新聚集而被驱替,反抽后开始见油的时间也越早。

(2) 总驱油效率与渗透率的关系系数为0.719 0,低于正向驱油效率与渗透率的关系系数(0.819 9),即反驱增量与渗透率的关联性不明显。

(3) 岩心孔隙内束缚水和残余油的运动状态会影响岩心内的流体和岩样密度差,从而影响岩心内孔隙半径和喉道半径的大小与分布。

(4) 反向驱油可以实现残余分散油的重新聚集,从而提高采收率。