塔里木油田某井區(qū)相滲曲線異常影響因素和防治措施研究

歐陽傳湘，張 軍，鄧志穎，聶建華，瞿詩旺

（1.長江大學石油工程學院油氣鉆采工程省重點實驗室，湖北荊州 434023；2.中國石化中原油田內(nèi)蒙區(qū)勘探開發(fā)指揮部；3.中國石化江蘇油田試采二廠）

塔里木油田某井區(qū)相滲曲線異常影響因素和防治措施研究

歐陽傳湘1，張 軍1，鄧志穎1，聶建華2，瞿詩旺3

（1.長江大學石油工程學院油氣鉆采工程省重點實驗室，湖北荊州 434023；2.中國石化中原油田內(nèi)蒙區(qū)勘探開發(fā)指揮部；3.中國石化江蘇油田試采二廠）

通過室內(nèi)實驗，對塔里木油田某井區(qū)所測巖樣異常油水相對滲透率曲線和影響異常曲線的因素進行了研究。結果表明，該井區(qū)所測巖樣相滲曲線表現(xiàn)出較一致的異常特征，曲線屬于“駝背”形態(tài)，水敏和水鎖對相滲曲線異常影響最為明顯。因此，通過研究影響水敏和水鎖因素，采取相應的防治措施來降低儲層損害程度，并可為油田開發(fā)參數(shù)計算、動態(tài)分析以及油藏數(shù)值模擬等提供科學依據(jù)。

相對滲透率；異常曲線；速敏；水敏；水鎖

塔里木油田某井區(qū)位于塔北輪南地區(qū)中西部，其三疊系發(fā)育T1、T2、T3三個油組，砂巖中伊蒙混層比例較高。輪古7－11、輪古7－12、輪古7－15等井存在水敏現(xiàn)象，導致油水相對滲透率曲線異常，并可對該井區(qū)的油田開發(fā)參數(shù)計算、動態(tài)分析和油藏數(shù)值模擬等造成錯誤。本文主要采用油氣層損害的室內(nèi)評價方法［1］來研究影響該異常曲線的因素，并通過采取相應措施，以減少油水相對滲透率曲線異?，F(xiàn)象的產(chǎn)生，為該井區(qū)的油田開發(fā)參數(shù)計算、動態(tài)分析和油藏數(shù)值模擬等方面提供科學依據(jù)。

1 油水相對滲透率曲線異常影響因素

塔里木油田某井區(qū)油水相對滲透率曲線在整批樣品中表現(xiàn)出較一致的異常特征，屬于“駝背”形態(tài)曲線（圖1），從中可看出，水驅替前油相滲透率下降緩慢，水相滲透率則快速上升，驅替一段時間后（見水點附近），則油相滲透率迅速下降，水相滲透率則緩慢上升甚至呈下降趨勢現(xiàn)象。

影響相對滲透率曲線異常的因素很多，較為復雜［2］，但影響該井區(qū)曲線異常的主要因素是水敏和水鎖，其次是速敏。

1.1 速度敏感實驗

圖1 油水相對滲透率曲線

造成速敏傷害的原因是地層微粒在喉道中的運移聚集、堵塞喉道，從而使?jié)B透率大幅度下降所致［3］。雖然本井區(qū)巖石中高嶺土含量高，但以填隙物的形式充填粒間孔或由其它礦物包體產(chǎn)出，當流體在巖心中流動時，主要在連通較好、孔喉半徑相對較大的通道中流動，流體對充填型粘土和礦物包體的作用很小，因此，發(fā)生脫落運移的幾率較低［4］；而薄膜型伊利石包裹在顆粒表面（主要是石英），這種較為穩(wěn)定的附著力，使得伊利石在流體的作用下不易發(fā)生脫落、運移，即使發(fā)生了脫落運移，因其微粒粒徑較小，可以通過喉道，沖出巖心端面。

速敏實驗結果表明，本井區(qū)儲層速敏程度為無速敏感損害（表1），粘土礦物中能引起速度敏感性的主要為高嶺石和伊利石。

表1 本井區(qū)巖樣流速敏感性實驗結果

1.2 水敏實驗

水敏程度取決與巖石中的水敏性粘土礦物的含量、在巖石中的分布狀態(tài)和在孔隙中的分布形式［5］，各種粘土礦物膨脹能力順序為蒙皂石、含膨脹層的混層粘土、伊利石、高嶺石。從本井區(qū)巖心水敏實驗結果可知，儲層水敏以伊－蒙混層為主，油層的喉道以片狀細喉道型為主，雖然全區(qū)粘土礦物含量較小，但水敏礦物體積膨脹使喉道堵塞，其傷害程度要遠大于速敏傷害［6］。本井區(qū)T3油組巖心具有中等水敏損害［7］；LG7－11井T3油層巖石具有中等偏弱鹽敏損害，其臨界礦化度為10 000mg／L，LG7－15井T3油層具有強鹽敏損害，臨界礦化度為61 396 mg／L（表2）。因此，建議在該井區(qū)的鉆井過程中，各種工作液的鹽度應小于臨界鹽度，礦化度不宜過高，并適度添加粘土防膨劑，這樣有利于降低水敏對儲層的傷害程度。

表2 本井區(qū)巖樣水敏實驗結果

1.3 水鎖實驗

研究影響水鎖損害的因素并采取相應的措施可以降低滲透率損害程度。影響水鎖損害［8－9］的因素有：儲層孔隙喉道的半徑、侵入水相流體的表面張力、潤濕角、流體黏度、驅動壓差、外來流體的侵入深度、束縛水飽和度、地層壓力和多孔介質(zhì)中油水微觀分布情況等。為此，在室內(nèi)選用不同井研究層段的巖心開展了水鎖損害程度實驗。

（1）滲透率。圖2反映了輪古某井區(qū)20塊巖樣的滲透率與水鎖損害程度的相關關系。從中可知，滲透率越大，返排水量越多，水鎖傷害越小。

圖2 滲透率與水鎖損害關系

（2）液相侵入深度和橫截面積。侵入深度越深，排除滯留水就越困難，傷害程度就越大。橫截面積越大，可容納的水越多，水滯留的幾率就越大。

（3）驅替壓力。水鎖損害程度隨作業(yè)壓力和時間的增加而增大，而返排水量隨著驅替壓力的增高而增大，但當排水量達到一定程度時，提高壓力將不再有水排出。水鎖損害程度隨壓力和時間的變化關系見圖3。

圖3 水鎖損害程度隨作業(yè)壓力和時間的變化曲線

（4）含水飽和度。水鎖傷害程度隨著注入水的增加而減小，當達到一定含水飽和度后不再變化（圖4）。

圖4 水鎖傷害程度隨含水飽和度變化曲線

（5）界面張力。隨著界面張力的增加，水鎖損害程度將加?。▓D5）。

圖5 界面張力對水鎖效應的影響

實驗結果表明，該井區(qū)水鎖損害的主要因素是驅替壓力和界面張力。因此，適當增大驅替壓力和降低油水界面張力，可減小水鎖損害程度，有助于降低油水相對滲透率曲線異常情況的發(fā)生。

2 結論

（1）塔里木油田某井區(qū)油水相對滲透率曲線出現(xiàn)異常，屬于“駝背”形態(tài)曲線，影響該異常的主要因素為水敏和水鎖。

（2）減少異?，F(xiàn)象產(chǎn)生的防治措施：一是現(xiàn)場試驗用水為地層水或標準鹽水，并適度添加粘土防膨劑；二是現(xiàn)場試驗時，適當增大驅替壓力，以降低油水界面張力。

［1］ SY／T5345－2007巖石中兩相相對滲透率測定方法［S］.國家發(fā)展和改革委員會，2007.

［2］ 何建民.油水相對滲透率曲線異常影響因素探討［J］.油氣地質(zhì)與采收率，2009，16（3）：74－77.

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Through the lab experiment，rock anomaly of oil－water relative permeability curve and abnormal curve influence factors were studied in X well area of Tarim oilfield.The results show that the well area the rock relative permeability curve showed a consistent anomaly characteristics，the curve is the"Hump"shape curve，water sensitivity and water lock are the most obvious on the relative permeability curve anomaly effects.Therefore，the effect of water sensitivity and water lock element is studied，corresponding measures are took to reduce the formation damage degree，which could provide scientific basis for the oil field development parameter calculation，dynamic analysis and numerical simulation.

104Relative permeability curve abnormality affecting factors and prevention and control measures in X well area in Tarim oilfield

Ouyang Chuanxiang et al（Petroleum Engineering Institute，Oil and Gas Drilling and Production Engineering Provincial Key Lab，Yangtze University，Jinzhou ，Hubei 434023）

relative permeability；abnormal curve；velocity sensitivity；water sensitivity；water lock

TE125

A

1673－8217（2012）04－0104－03

2011－11－18；改回日期：2012－03－15

歐陽傳湘，教授，1963年生，主要從事油藏工程和采油工程方面的研究。

劉洪樹