蘇北盆地草舍油田泰州組儲層水敏傷害及其對注水開發(fā)的影響

章雄冬,朱玉雙,曹海虹,馬慧杰,程秀梅

(1.中國石油化工股份有限公司華東分公司規(guī)劃設(shè)計研究院,江蘇揚州225007; 2.西北大學地質(zhì)學系大陸動力學國家重點實驗室,陜西西安710069)

蘇北盆地草舍油田泰州組儲層水敏傷害及其對注水開發(fā)的影響

章雄冬1,朱玉雙2,曹海虹1,馬慧杰1,程秀梅1

(1.中國石油化工股份有限公司華東分公司規(guī)劃設(shè)計研究院,江蘇揚州225007; 2.西北大學地質(zhì)學系大陸動力學國家重點實驗室,陜西西安710069)

運用真實砂巖微觀模型實驗技術(shù),對蘇北盆地草舍油田泰州組儲集砂巖進行了浸泡型水敏性實驗。結(jié)果顯示,該砂巖具中等水敏。為充分了解水敏傷害對注水開發(fā)的影響,開展了真實砂巖微觀模型水驅(qū)油實驗,包括單模型及組合模型兩種實驗類型,分別模擬微觀及宏觀水驅(qū)油,并比較了水敏傷害前、后水驅(qū)油特征的變化。結(jié)果表明,水敏傷害沒有改變水驅(qū)油方式及殘余油形態(tài),但單模型的繞流現(xiàn)象整體增強,驅(qū)油效率降低,主要受注水壓力、注水位置及微觀非均質(zhì)性等因素影響;而組合模型的采收率整體呈下降趨勢,受微觀非均質(zhì)性及宏觀非均質(zhì)性共同控制。為避免水敏傷害對注水開發(fā)的影響,建議注入水礦化度為11.99 g/L左右。

驅(qū)油效率;水敏傷害;真實砂巖微觀模型;泰州組;草舍油田;蘇北盆地

草舍油田位于蘇北盆地溱潼凹陷斷階帶中段 的東端,構(gòu)造復(fù)雜,斷裂發(fā)育,為復(fù)雜斷塊油田。新生界古近系泰州組是其中的主要含油層位之一。

泰州組主力含油層段主要以細砂巖為主,少量中砂巖和砂礫巖。陸源碎屑中石英類平均占67.47%,長石類占27.41%,巖屑類占7.82%,填隙物平均占到全巖的21.23%,以碳酸鹽礦物及泥質(zhì)為主。結(jié)構(gòu)成熟度中等,顆粒磨圓度以次棱角狀、次圓狀為主,顆粒分選程度為好-中等。膠結(jié)類型以孔隙式為主,平均面孔率為7.76%。滲透率一般為0.22×10-3～342.40×10-3μm2,平均為24.77×10-3μm2。

油氣增產(chǎn)和提高采收率是油氣勘探和開發(fā)工程中的兩個重要問題,儲層保護是解決這些問題的重要前提之一[1]。研究區(qū)儲集砂巖具親水性。巖心敏感性測試結(jié)果表明,平均水敏指數(shù)為0.66,具中等水敏,弱-無速敏。正是由于水敏現(xiàn)象的存在,給注水開發(fā)帶來了諸多困難,迫切需要進一步認識水敏傷害對注水開發(fā)的影響。

1 模型水敏性評價

真實砂巖微觀模型(西北大學地質(zhì)系,1997,獲國家專利)是由實際巖心經(jīng)切片、磨平、粘貼在兩片玻璃之間制作而成的,它保留了儲層巖石本身的孔隙結(jié)構(gòu)特征、巖石表面物理性質(zhì)及部分填隙物[2～9]。大量實驗表明,運用該模型所進行的水敏性評價實驗與巖心實驗結(jié)果較為一致,能很好地反映儲層的敏感程度[5～7]。本次研究所涉及到的注入水質(zhì)有地層水(依據(jù)油田地層水性質(zhì)配制而成,礦化度為23.98 g/L)、現(xiàn)場實際注入水(礦化度為0.58 g/L)及蒸餾水。

1.1 實驗方法

巖石在地下流體浸泡過程中,隨地下流體性質(zhì)的變化,巖石表面性質(zhì)會發(fā)生不同程度的變化,特別是各種敏感性礦物。為有效模擬儲層的水敏性傷害,進行了浸泡型模型水敏性實驗,其主要實驗步驟如下:

1)將模型抽真空飽和地層水;

2)在低壓下進行地層水流動(目的是排除速敏的影響),滲流穩(wěn)定后測模型滲透率,然后放置老化24 h,該過程所測的滲透率為老化前地層水滲透率;

3)恢復(fù)2)中的壓力,待流動穩(wěn)定后,測模型滲透率,該過程所測的滲透率為老化后地層水滲透率;

4)改注注入水,在低壓下進行注入水流動,滲流穩(wěn)定后測模型滲透率,然后放置老化24 h,該過程所測的滲透率為老化前注入水滲透率;

5)恢復(fù)4)中的壓力,待流動穩(wěn)定后,測模型滲透率,該過程所測的滲透率為老化后注入水滲透率;

6)改注蒸餾水,在低壓下進行蒸餾水流動,滲流穩(wěn)定后測模型滲透率,然后放置老化24 h,該過程所測的滲透率為老化前蒸餾水滲透率;

7)恢復(fù)6)中的壓力,待流動穩(wěn)定后,測模型滲透率,該過程所測的滲透率為老化后蒸餾水滲透率。

1.2 實驗結(jié)果及討論

表1 模型水敏實驗數(shù)據(jù)Table 1 Model datasheet from the w ater-sensitive experiment

模型水敏實驗數(shù)據(jù)見表1。比較各模型老化前、后的滲透率,無論是地層水、注入水還是蒸餾水,老化后各流體的滲透率均較老化前低;比較各類流體的滲透率,無論是老化前抑或是老化后,模型滲透率均隨流體礦化度的下降而降低。

水敏傷害程度可用損害率來表示,由公式(1)計算。老化后的滲透率數(shù)據(jù)反映了儲層中的敏感物質(zhì)與注入流體得以充分接觸,并發(fā)生了相對穩(wěn)定的變化,用它來判斷儲層的敏感性及敏感程度更加真實可靠。分析結(jié)果如圖1所示,4塊實驗樣品蒸餾水老化后的損害率均大于0.3,普遍大于0.5,平均為0.6,說明草舍油田泰州組具有中等水敏性(DK＜0.05為無水敏;DK=0.05～0.3為弱水敏;DK=0.3～0.5為中等偏弱水敏;DK=0.5～0.7為中等偏強水敏;DK＞0.7為強水敏)。

式中:DK為損害率,小數(shù);K為地層水下測定的巖樣滲透率,10-3μm2;Ki為某注入流體老化后測定的巖樣滲透率,10-3μm2。

圖1 注入流體類型與損害率的關(guān)系Fig.1 Interrelation of injecting fluid and damage ratio

2 水敏傷害對注水開發(fā)的影響

為切實了解水敏傷害對注水開發(fā)的影響,選用真實砂巖微觀模型實驗來進行研究。利用真實砂巖模型實驗的最大優(yōu)點是,可以通過體視顯微鏡和圖像采集系統(tǒng)直接觀察流體在實際油層巖石孔隙空間的滲流特征[6]。研究中所使用的油根據(jù)地下原油高壓物性測試結(jié)果,運用機械泵油加煤油配制而成,粘度為11.736 mPa·s。為了使實驗現(xiàn)象更加明顯、便于觀測,實驗注入水質(zhì)為地層水及蒸餾水。其中,實驗配制的油加油溶紅呈紅色,地層水無色,蒸餾水加甲基藍呈深藍色。

2.1 模型實驗方法

為充分了解水敏傷害對注水開發(fā)的影響,設(shè)計了單模型實驗及組合模型實驗。單模型實驗用以反映水敏對同一孔隙結(jié)構(gòu)特征的儲層所帶來的傷害,進而評價水敏傷害對微觀水驅(qū)油特征的影響;而組合模型實驗是將具有不同滲透率的模型并聯(lián)組合到一起(圖2),觀察水敏前、后各模型的水驅(qū)油變化情況,借此分析水敏傷害對宏觀注水開發(fā)的影響。

圖2 組合模型示意圖Fig.2 Sketch map showing combined models

2.1.1 單模型實驗方法

單模型實驗的主要步驟是:

1)將模型抽真空,然后飽和地層水;

2)在一定壓力下繼續(xù)飽和地層水,待滲流穩(wěn)定后,測定模型的滲透率;

3)進行一次油驅(qū)地層水實驗,觀察油驅(qū)地層水特征,統(tǒng)計原始含油飽和度;

4)進行地層水驅(qū)油實驗,觀察地層水驅(qū)油特征,統(tǒng)計不同壓力下的地層水驅(qū)油效率;

5)進行二次飽和油,方法與3)相同,并將兩次飽和油的狀態(tài)進行比較;

6)二次水驅(qū)油,將流體換為注入水,方法與4)相同,比較兩次水驅(qū)油特征的異同點。

2.1.2 組合模型實驗方法

組合模型實驗的主要步驟是:

1)分別將組合模型中的各模型進行抽真空飽和地層水;

2)分別將組合模型中的各模型在一定壓力下繼續(xù)注入地層水,滲流穩(wěn)定后,測定各模型的滲透率;

3)分別進行一次油驅(qū)地層水實驗,觀察油驅(qū)地層水特征,統(tǒng)計各模型的原始含油飽和度;

4)將各模型并聯(lián)組合在一起(圖2),同時進行地層水驅(qū)油實驗,觀察地層水驅(qū)油特征,統(tǒng)計不同壓力下各模型的地層水驅(qū)油效率;

5)分別將各模型進行二次油驅(qū)地層水實驗,方法與3)相同,并與前一次飽和油特征進行比較;

6)二次組合水驅(qū)油,將流體換為蒸餾水,方法與4)相同,比較兩次水驅(qū)油特征的異同點。

2.2 模型實驗結(jié)果與討論

2.2.1 單模型實驗

水敏前、后單模型實驗結(jié)果表明:

1)水敏傷害前、后,水驅(qū)油方式?jīng)]有發(fā)生變化,仍是以活塞式驅(qū)油為主。水所波及的區(qū)域,驅(qū)油效率較高;未波及的區(qū)域是殘余油的主要富集區(qū),主要是由于繞流所形成,以簇狀為主,油滴及油膜較少(圖3a,b)。

2)在相同的孔隙結(jié)構(gòu)和實驗條件下,注入水驅(qū)油過程中繞流現(xiàn)象比地層水驅(qū)油時整體加劇,剩余油增多,驅(qū)油效率降低(圖3c—f)。分析原因認為,由于水敏傷害的存在,部分孔喉被縮小甚至被堵死,使得滲流通道減少或滲流阻力變大,從而降低了注入水的微觀波及系數(shù)即單模型的驅(qū)油效率。

3)地層水的驅(qū)油效率與注入水的驅(qū)油效率都隨注水壓力的上升而增加(圖3c—h)。這表明隨著壓力的增加,注入水可以進入原注入水繞過的區(qū)域驅(qū)油,逐步增加壓力在一定程度上能緩解油層傷害對開采效果的影響。

圖3 模型水驅(qū)油照片F(xiàn)ig.3 Photos of models of oil displacement with water drive

4)剩余油的分布與注入水的位置及層內(nèi)非均質(zhì)性[10,11]有關(guān)。在注水壓力、加壓方式等實驗條件相同的情況下,比較水敏傷害前、后的殘余油分布特點發(fā)現(xiàn),對于較為均質(zhì)的模型,在注入口附近水驅(qū)油效率較高,殘余油較少;往出口端方向,殘余油有增多趨勢(圖3i)。分析原因認為,在注水開發(fā)過程中,由于注水壓力在地層中總體是遞減的,在遠離注水井處可能就難以突破孔喉所需的壓力,從而造成殘余油的出現(xiàn)。這說明在注水開發(fā)過程中,注入水近井地帶殘余油較少。而對于非均質(zhì)性較強的模型,殘余油的分布主要受非均質(zhì)性所控制,水驅(qū)路線主要沿大孔道方向延伸(圖3g,h)。

2.2.2 組合模型實驗

選取不同滲透率的3塊模型并聯(lián)組合到一起,進行組合模型實驗。在地層水及注入水驅(qū)條件下,即在水敏傷害前、后進行組合模型的水驅(qū)油特征及采收率比較。共進行了兩組組合模型實驗,各模型的參數(shù)如表2所示。

兩組合模型在地層水驅(qū)及注入水驅(qū)過程中具有同一規(guī)律:注入流體在較小壓力下優(yōu)先進入高滲模型,加大注水壓力后逐漸進入中滲模型,低滲模型在實驗壓力下始終未進入,整體的波及系數(shù)均為2/3(圖4,圖5)。分析原因認為,高滲模型其孔喉相對較大,啟動壓力較小,在較低的壓力條件下,流體優(yōu)先進入;增大壓力后,當壓力達到中滲模型的啟動壓力時,流體便開始進入。在注入水驅(qū)過程中,由于水敏傷害的存在,在相同實驗條件下,單模型的驅(qū)油效率均較地層水驅(qū)時要低。

但在組合1中,水敏傷害前、后驅(qū)油效率的差異性有所變化(圖4)。在地層水驅(qū)過程中,在0.08 MPa時,C1-2比C1-3的驅(qū)油效率高出3%;在0.10 MPa時,C1-2比C1-3的驅(qū)油效率低出10%。這說明,大孔喉能為儲層提供優(yōu)勢滲流通道。在模型實驗上表現(xiàn)為,在低壓條件下,高滲模型驅(qū)油效率較高;但隨著壓力的升高,由于非均質(zhì)性的存在,含水率上升較快,驅(qū)油效率逐漸被中滲模型趕上并超過。在注入水驅(qū)過程中,在0.08 MPa時,C1-2比C1-3的驅(qū)油效率高出13%;在0.10 MPa時,C1-3的驅(qū)油效率雖然最終高于C1-2,但僅僅相差1%。這與C1-2號模型孔喉較大,對傷害的調(diào)節(jié)能力較強有一定的關(guān)系。相比較而言,水敏傷害對C1-3號模型的影響更大。

表2 組合模型參數(shù)Table 2 Parameters of combined models

圖4 組合模型1地層水驅(qū)與注入水驅(qū)驅(qū)油效率統(tǒng)計Fig.4 Statistics of oil displacement efficiency between stratum fluid and injecting fluid by combined model 1

圖5 組合模型2地層水驅(qū)與注入水驅(qū)驅(qū)油效率統(tǒng)計Fig.5 Statistics of oil displacement efficiency between stratum fluid and injecting fluid by combined model 2

而對于組合2,在地層水驅(qū)時,滲透率較高的C2-1號模型,地層水優(yōu)先進入,而且在各壓力點的驅(qū)油效率均高于C2-2號模型;并隨著壓力的不斷上升,兩模型的驅(qū)油效率差距也不斷增大。這與C2-2號模型的微觀非均質(zhì)性相對較強有直接的關(guān)系。在注入水驅(qū)時,兩模型在各壓力點的驅(qū)油效率均有所降低,但C2-1號模型的下降幅度明顯要大(圖5)。這說明,水敏傷害對各模型的影響有所差異,使儲層的非均質(zhì)性變得復(fù)雜,可能與水敏性礦物分布的不均一性有關(guān),包括水敏性礦物的含量、類型及產(chǎn)狀等。

由此得出:

1)有、無水敏傷害時的驅(qū)油效率差別很大,在相同的壓力條件下,組合模型的每個單模型均表現(xiàn)為地層水的驅(qū)油效率高于注入水的驅(qū)油效率;

2)地層水驅(qū)采收率均要大于注入水驅(qū)采收率,從組合模型實驗結(jié)果來看,盡管水敏傷害沒有改變宏觀波及系數(shù),但由于單個模型的驅(qū)油效率即微觀波及系數(shù)降低,致使宏觀采收率也隨之降低;

3)無論是地層水驅(qū)還是注入水驅(qū),逐漸增加注水壓力,均能提高單模型的驅(qū)油效率及其組合模型的采收率;

4)水敏傷害使儲層孔隙結(jié)構(gòu)變得復(fù)雜,主要受水敏性礦物分布不均一性的影響,另外儲層本身的孔隙結(jié)構(gòu)也有一定的控制調(diào)節(jié)能力,滲透率較大的儲層受水敏傷害的影響要小得多,如組合1中的C1-2。

比較組合1及組合2,組合1的宏觀非均質(zhì)性明顯要強于組合2,但在地層水驅(qū)時,最終采收率卻明顯要高于組合2,而二者的宏觀波及系數(shù)相同,均為2/3。分析認為,組合2中的 C2-2號模型微觀非均質(zhì)性較強,驅(qū)油效率相對較低,是造成這一差異的主要原因。這說明,采收率不僅受宏觀非均質(zhì)性控制,還受到微觀非均質(zhì)性的影響。

此外,組合1中的C1-1號模型及組合2中的C2-3號模型在水敏傷害前、后均未被波及。造成這種情況的原因可能有兩種:一是模型本身非常致密,在設(shè)計的壓力范圍內(nèi),注入流體無法進入;二是由于模型的組合造成的,流體沿高滲通道運移,低滲區(qū)成為殘余油的富集區(qū),即主要受宏觀非均質(zhì)性的影響。針對于此,在進行完組合實驗之后,將兩塊模型取出,分別按組合模型的實驗壓差進行單模型實驗。結(jié)果顯示,C1-1號模型在壓力為0.05 MPa時注入水即進入模型,隨著壓力的增大,驅(qū)油效率不斷升高,至0.10 MPa時驅(qū)油效率達39.78%;C2-3號模型具有類似的規(guī)律。由此說明,在進行多層合注、合采開發(fā)過程中,要充分考慮宏觀非均質(zhì)性的影響。

3 合理的注入水礦化度

為有效避免注水開發(fā)中水敏所帶來的傷害,選擇合理的注入水質(zhì)就顯得尤為重要。為此,運用真實砂巖微觀模型進行了合理注入水礦化度[12]研究。

3.1 實驗步驟

實驗步驟如下:

1)首先將模型抽真空并飽和地層水;

2)在低壓下進行地層水流動(目的是排除速敏的影響),待流動穩(wěn)定后,測模型滲透率,然后放置老化24 h,該過程所測的滲透率為老化前地層水的滲透率;

3)恢復(fù)2)中的壓力,待流動穩(wěn)定后,測模型滲透率,該過程所測的滲透率為老化后地層水的滲透率;

4)改注不同礦化度的注入水,在低壓下進行注入水流動,待流動穩(wěn)定后,測模型滲透率,然后放置老化24 h,該過程所測的滲透率為老化前該礦化度注入水的滲透率;

5)恢復(fù)4)中的壓力,待流動穩(wěn)定后,測模型滲透率,該過程所測的滲透率為老化后該礦化度注入水的滲透率;

6)重復(fù)4)和5)的步驟,直至完成實驗所設(shè)計的水型。

本實驗所設(shè)計選用的不同礦化度的流體依次為:地層水,3/4地層水,2/4地層水,1/4地層水,現(xiàn)場注入水,蒸餾水;它們的礦化度依次為: 23.98,17.99,11.99,6.00,0.58,0 g/L。注入流體的次序由高礦化度到低礦化度。

3.2 實驗結(jié)果及討論

實驗結(jié)果如表3、圖6所示。從圖中可以看出:

表3 不同流體的模型滲透率變化情況統(tǒng)計Table 3 Varieties of model permeability with different fluids 10-3μm2

圖6 不同礦化度注入流體下模型水敏傷害損害率Fig.6 Water-sensitive damage ratio of the model under different salinity

1)無論是老化前抑或是老化后,當注入流體的礦化度逐漸降低時,滲透率均呈逐漸降低的趨勢;

2)無論是老化前還是老化后,模型水敏傷害的損害率隨礦化度的降低而呈上升趨勢;

3)模型發(fā)生較大水敏傷害的轉(zhuǎn)折點在11.99～6.00 g/L之間,故認為該儲層合理的注入水礦化度應(yīng)為11.99 g/L左右。

4 結(jié)論與建議

1)經(jīng)浸泡型模型水敏性實驗分析,該地區(qū)具有中等水敏。

2)水敏傷害沒有改變水驅(qū)油的方式——以活塞式驅(qū)油為主,及剩余油的形態(tài)——以繞流形成的簇狀殘余油為主,但繞流現(xiàn)象整體比無水敏傷害時嚴重,剩余油增多,驅(qū)油效率降低。

3)水敏傷害前、后,逐漸增大注水壓力,均能提高模型的采收率。

4)在注水壓力、加壓方式等實驗條件相同的情況下,對于單模型,剩余油的分布主要受注水位置及微觀非均質(zhì)性雙重因素控制;而對于組合模型,剩余油的分布則主要受宏觀及微觀非均質(zhì)性控制。

5)為避免該地區(qū)的水敏性傷害,建議合理的注入水礦化度應(yīng)為11.99 g/L左右。

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Water-sensitive damage and its impacts on the waterflood development of the Taizhou Formation reserviors in Caoshe oilfield,the Subei Basin

Zhang Xiongdong1,Zhu Yushuang2,Cao Haihong1,Ma Huijie1and Cheng Xiumei1
(1.Planning&Designing Institute,S INOPEC East China Company,Yangzhou,J iangsu225007,China;2.State Key Laboratory of Continental Dynamics,Department of Geology,Northwest University,Xi’an,Shaanxi710069,China)

Using the experimental technique of natural sandstone micromodel,an emmersion experiment of water sentivity is conducted for the T aizhou Formation reservoir sandstone in the Caoshe oilfield,Subei Basin.The experiment results show that the sandstone is moderate in water sentivity.In order to fully understand the impact of water-sensitive damage on waterflood development,the water-drive-oil experiments of natural sandstone micromodel are conducted,including two experimen types,i.e.a single model type and a combined model type, which simulate micro-water-drive and macro-water-drive respectively and compare water-drive-oil variances before and after water-sensitive damage.The results show that the water-sensitive damage does not change the style of water drive oil and the configuration of residual oil.For the single model experiment,however,the bypassing phenomenon is strengthened on the whole and the oil displacement efficiency is lowered,mainly controlled by several factors such as water-injection pressure,water-injection location and micro-heterogeneity.For the combined model experimen,the oil recovery ratio tends to decline totally,controlled by both the micro-heterogeneity and macro-heterogeneity.T o avoid the impact of water-sensitive damage on waterflood development,it is suggested that the injected water should be around 11.99 g/Lin salinity.

oil displacement efficiency,water-sensitive damage,natural sandstone micromodel,Taizhou Formation,Caoshe oilfield,Subei Basin

TE341

A

0253-9985(2010)02-0504-07

2009-05-15;

2010-03-09。

章雄冬(1979—),男,碩士研究生,儲層地質(zhì)及微觀滲流。

(編輯 李 軍)