特低渗透储层地质条件差,具有孔隙分布不均匀、喉道细小和毛管力作用强烈等特征,这对水驱开采造成很大的困难[1-2]。正确认识特低渗透储层孔隙特征及渗流特征,对于开发特低渗透储层具有重要意义,国内学者对此进行了大量研究:魏虎等人[3]研究了4类储层微观孔隙结构对气水渗流特征的影响;王舸等人[4]通过微观模型研究了孔隙结构非均质性等因素对特低渗透储层水驱油效率的影响;田巍等人[5]研究了致密砂岩凝析气藏微观孔隙结构和油气渗流特征;韦青等人[6]研究了微观孔隙结构对致密砂岩渗吸的影响。但这些研究多局限于从常规压汞得到孔喉半径数据,孔喉半径参数过于单一,缺少全面而详细的微观孔隙结构参数[7-8],不能全面掌握和认识微观孔隙结构参数对特低渗透储层开发的影响。东风港油田属于特低渗透油藏,其构造复杂,储层非均质强,多数油层处于低效开发期,认清微观孔隙结构及水驱油渗流特征有助于实现该油田特低渗透油藏的有效开发。为此,笔者选取了能覆盖该油田储层渗透率范围的沙四段上段地层的4块代表性岩心,利用恒速压汞试验研究其微观孔隙结构,再通过试验模拟真实地层的水驱油渗流过程,详细分析了特低渗透储层的微观孔隙结构及渗流特征,以期为东风港油田特低渗透油藏高效开发方案的制定提供一定的理论支持。
1 微观孔隙结构分析目前,研究孔隙结构的方法可分为2种:1) 试验统计法,主要通过扫描电镜、铸体薄片和恒速压汞试验,采用数理统计的方法对孔隙结构进行研究;2) 建立模型,包括物理模型和分形模型[9-10]。针对东风港油田特低渗透油藏的特点,笔者采用获得广泛认可的恒速压汞试验对其孔隙结构进行了研究。
试验采用ASPE-730型恒速压汞仪器,主要对特低渗透岩心的喉道半径、孔隙半径、孔喉半径比和毛管力的分布特征进行定量分析。4块代表性岩心取自东风港油田沙四段上段地层,渗透率分别为1.78,3.34,6.69和8.41 mD,平均渗透率为5.06 mD;孔隙度分别为22.8%,19.4%,22.3%和14.5%,平均孔隙度为19.75%。试验得到的微观孔隙结构参数分布特征曲线如图 1所示。
1) 喉道半径分布特征。从图 1(a)可以看出,随着渗透率的升高,喉道半径分布的范围逐渐变宽。其中渗透率为3.34和6.69 mD岩心的喉道半径分布相对较窄,主要分布在0.2~2.4 μm之间,峰值对应的喉道半径基本一致,均在1.0 μm左右,但渗透率较高的岩心峰值分布频率较大;渗透率为1.78 mD岩心的喉道半径分布较宽,主要分布在0.2~2.6 μm之间,峰值对应的喉道半径为0.7 μm;渗透率为8.41 mD岩心的喉道半径分布最宽,主要分布在0.2~3.0 μm之间,峰值对应的喉道半径为1.75 μm。由此可知:渗透率越低,喉道半径的分布范围越窄,越集中,峰值对应的喉道半径越小;反之,渗透率越高,喉道半径分布范围越宽,越分散,峰值对应的喉道半径越大。
2) 孔隙半径分布特征。从图 1(b)可以看出,4块岩心的孔隙半径分布范围差异不大,均在40~220 μm之间,峰值处对应的孔隙半径比较接近,但对应的分布频率却相差较大,渗透率为1.78 mD岩心的分布频率为17.8%,而渗透率为3.34 mD岩心的分布频率为32.3%。总的来说,对于不同渗透率的岩心,孔隙半径分布特征无太大差异,喉道半径分布特征占主导因素[5]。
3) 孔喉半径比分布特征。从图 1(c)可以看出,不同渗透率的岩心,其孔喉半径比分布差异较大。随着渗透率升高,以渗透率5.00 mD为分界线,高于分界线的2块岩心的孔喉半径比相对较小,主要分布在50~150之间;低于分界线的2块岩心的孔喉半径比较大,主要分布在120~200之间。渗透率为8.41,6.69,3.34和1.78 mD岩心的孔喉半径比峰值分别为76.8,88.2,146.5和170.2。由此可知:孔喉半径比随着渗透率的升高而减小,渗透率较低的岩心,孔喉半径比大,则大孔隙容易受到小喉道控制,剩余油被驱替较少;渗透率较高的岩心,孔喉半径比小,则孔喉以大孔隙和大喉道为主,大孔隙中的剩余油容易被驱替[11]。
4) 毛管力分布特征。从图 1(d)可知,在试验初始阶段,4块岩心的试验曲线几乎都与纵坐标平行,说明这一段几乎不进汞,这也符合特低渗透岩心的特点。4块岩心的试验曲线平缓段都比较靠上,远离横坐标,分选性均较差。排驱压力是对应于岩心最大喉道半径的毛管力,分布在0.40~0.67 MPa之间,平均值为0.54 MPa,排驱压力值相对较大,也表明特低渗透储层中最大连通喉道半径比较小,油气开采难度相对较大。
2 水驱油相渗试验渗流曲线的测定是认识油藏渗流特征的基础[7]。为了研究东风港油田沙四段上段特低渗透储层的渗流特征,采用非稳态法,分别对4块代表性岩心进行了水驱油相渗试验。
2.1 试验装置水驱油相渗试验装置主要由油水供应系统、压力和温度检测系统、油水分离系统和测量系统等4部分组成,如图 2所示。油水供应系统用于提供油水两相,压力和温度检测系统用于监测和记录压力及温度变化,油水分离系统用于分离从出口排出的油水混合物,测量系统用于记录分离油水量的变化。其中,微量泵采用美国ISCO公司的100DX型高压高精度 (最小流量0.01 mL/min,最高压力70 MPa) 驱替泵,可以调整为恒流或者恒压驱替模式;采用高精度多级柱塞驱替泵控制围压;低量程和高量程压力表均采用DXD高精度数字压力传感器,测试精度为±0.25%;中间容器和岩心夹持器都可置于恒温箱中,恒温箱采用数字化控温系统,温度在0~200 ℃内可调。
2.2 试验步骤1) 测量基础数据。将4块岩心抽真空和烘干后,分别测定其长度、直径、孔隙度和渗透率等基础试验数据。
2) 计算有效孔隙体积。将4块岩心分别抽真空并饱和地层水,用物质平衡法计算岩心的有效孔隙体积,地层水的矿化度为80 000 mg/L。
3) 建立束缚水饱和度。将岩心装入岩心夹持器中,连通试验系统,升温至70 ℃向岩心中注入模拟油 (黏度为52.6 mPa·s),驱替至无水采出为止,计量驱出水总量,并计算束缚水饱和度。
4) 地层水驱油。采用恒流模式,设定流量为0.1 mL/min进行水驱油,测量驱替过程中流出的地层水和油的量,至无油采出为止,计算残余油饱和度,结束试验。
2.3 试验结果与分析4块岩心的水驱油相渗试验结果见表 1。
岩心渗透 率/mD | 孔隙度,% | 束缚水 饱和度,% | 残余油 饱和度,% | 两相 共渗区跨度,% | 等渗点 饱和度,% | 驱油 效率,% | 水相相 渗型态 |
8.41 | 15.06 | 42.43 | 24.56 | 32.66 | 62.23 | 46.49 | 直线 |
6.69 | 17.50 | 44.16 | 26.52 | 29.78 | 63.18 | 52.84 | 直线 |
3.34 | 20.60 | 42.76 | 16.49 | 42.31 | 71.34 | 56.36 | 正常 |
1.78 | 21.77 | 46.35 | 19.12 | 33.68 | 69.56 | 51.23 | 正常 |
由表 1可知,随着渗透率升高,束缚水饱和度呈递减趋势,平均束缚水饱和度为45.24%,相对较高,分析认为,可能由该特低渗透储层中孔喉连通性较差所导致。
图 3为4块岩心的渗透率与相渗参数的关系曲线。
从图 3可知:1)4块岩心的残余油饱和度与渗透率相关性不大;2) 油水两相共渗区跨度随着渗透率的升高反而减小,分析认为,这是由于渗透率越低,孔喉比越大,连通性越差,非均质性严重,变异系数大,油水共存区域就越多;3)4块岩心的驱油效率与渗透率高低相关性差,渗透率高低不是驱油效率的决定性因素,例如渗透率为3.34 mD岩心的驱油效率为56.36%,渗透率为6.69 mD岩心的驱油效率却为52.84%;4) 结合喉道半径分布特征来看,喉道半径分布范围越小,跨度越小,水驱油效率越高, 分析其原因,可能是喉道半径分布越均匀,大孔隙受小喉道控制越少,孔隙中的可动油越易被注入水动用出来,剩余油越少。
图 4所示为4块岩心的水相和油相相对渗透率与含水饱和度的关系曲线。
水相的相对渗透率型态可分为2类,一类为正常型,一类为直线型。由图 4(a)可知,渗透率为3.34和1.78 mD岩心的水相相对渗透率型态为正常型,渗透率为8.41和6.69 mD岩心的水相相对渗透率型态为直线型。正常型水相相对渗透率曲线是,当含水饱和度小于等渗点时,水相相对渗透率Krw随含水饱和度Sw的增加而上升缓慢,而当Sw大于等渗点之后,Krw快速升高;直线型水相相对渗透率曲线是,随Sw增加,Krw以较快速度较均匀升高。从图 4(b)可知,油相相对渗透率曲线基本都是下凹型。
正常型相对渗透率曲线反映随Sw的增加,其Krw上升先缓慢后快速,油相相对渗透率Kro下降相对均匀;而直线型相对渗透率曲线反映随Sw的增加,其Krw上升相对均匀,而Kro下降先快速后缓慢。从正常型和直线型相对渗透率曲线对比分析来看,正常型相对渗透率曲线对应的多是孔喉半径比较大,连通性较差的储层,而直线型相对渗透率曲线对应的则是孔喉半径比较小,相对孔隙连通性较好的储层,因此水相相对渗透率曲线的型态与储层的微观孔喉结构密切相关。
3 结论1) 利用恒速压汞试验研究了东风港油田沙四段上段特低渗透储层的微观孔隙结构特征,所取4块代表性岩心的孔隙半径分布差别不明显,渗透率主要由喉道分布特征所决定,渗透率越高,孔喉半径反而越小;特低渗透岩心排驱压力大,最大连通喉道半径比较小,储层开采难度相对较大。
2) 东风港油田沙四段上段储层平均束缚水饱和度为45.24%,相对较高;大孔隙受小喉道控制越少,孔隙中的可动油越易被注入水动用出来;驱油效率和渗透率大小相关性差。
3) 水相相对渗透率型态对比分析可知,正常型相对渗透率曲线对应的多是孔喉半径比较大,连通性较差的储层,而直线型相对渗透率曲线对应的则是孔喉半径比相对较小,孔隙连通性较好的储层,因此储层的渗流特征与微观孔喉结构相关。
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