高含水期水驅(qū)特征曲線上翹新認識

孫紅霞

(1.中國石油大學，山東 青島 266580；2.中國石化勝利油田分公司，山東 東營 257015)

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高含水期水驅(qū)特征曲線上翹新認識

孫紅霞1，2

(1.中國石油大學，山東 青島 266580；2.中國石化勝利油田分公司，山東 東營 257015)

傳統(tǒng)水驅(qū)特征曲線在高含水階段明顯偏離直線關(guān)系，曲線普遍存在上翹現(xiàn)象。通過孔隙尺度油水兩相流動物理實驗，總結(jié)了不同水驅(qū)階段剩余油賦存特征，建立了微觀剩余油賦存狀態(tài)的定量表征方法，利用微觀數(shù)值模擬手段分析了水驅(qū)油過程中的油水流動形態(tài)及剩余油賦存狀態(tài)變化規(guī)律。結(jié)果表明，水驅(qū)特征曲線的上翹與剩余油賦存狀態(tài)的變化存在必然的聯(lián)系，水驅(qū)過程是油相由連續(xù)相向非連續(xù)相甚至分散相逐漸轉(zhuǎn)化的過程；通過分散比量化油相的分散程度，建立分散比與水驅(qū)特征曲線的關(guān)系，得出了水驅(qū)特征曲線上翹的內(nèi)在原因。研究結(jié)果對中、高滲透油藏水驅(qū)開發(fā)機理研究具有一定的參考價值和指導意義。

水驅(qū)特征曲線；微觀滲流模擬；曲線上翹；剩余油賦存狀態(tài)；水驅(qū)油實驗；定量表征

0 引 言

水驅(qū)特征曲線已經(jīng)廣泛用于水驅(qū)油田的動態(tài)預測，隨著中國部分注水開發(fā)油田逐步進入高含水開發(fā)階段，發(fā)現(xiàn)常用的甲型和乙型水驅(qū)特征曲線在含水達到某一值時，實際數(shù)據(jù)點會偏離直線段，發(fā)生“上翹”現(xiàn)象[1-3]。陳元千[4]對高含水期甲型和乙型水驅(qū)特征曲線進行了推導，指出油、水相對滲透率比與含水飽和度之間的半對數(shù)直線關(guān)系在高含水階段發(fā)生偏離是甲型和乙型水驅(qū)特征曲線上翹的理論原因。劉世華[5]指出隨著含水飽和度的增加，油相由大片的連續(xù)相變?yōu)椴糠诌B續(xù)，再進一步變?yōu)榉沁B續(xù)相，使得油相滲流能力驟減，導致油、水相對滲透率比的對數(shù)值與含水飽和度關(guān)系曲線出現(xiàn)下彎，是水驅(qū)曲線在高含水期上翹的根本原因。對于水驅(qū)曲線在高含水期存在上翹現(xiàn)象的研究目前主要集中在理論及定性的原因分析方面，缺乏定量研究。利用微觀孔隙尺度水驅(qū)油物理實驗可視化的優(yōu)勢，總結(jié)了不同水驅(qū)階段剩余油的賦存形態(tài)，并建立定量化表征方法，通過孔隙尺度數(shù)值模擬再現(xiàn)水驅(qū)油流動過程，統(tǒng)計水驅(qū)過程各項開發(fā)指標參數(shù)及剩余油賦存特征變化規(guī)律，將水驅(qū)特征曲線上翹時機與剩余油賦存形態(tài)變化規(guī)律統(tǒng)一起來，從孔隙尺度方面揭示了水驅(qū)特征曲線上翹的內(nèi)在原因。

1 微觀水驅(qū)油物理實驗

以孤島中13斜檢9井116號樣品CT掃描圖片為基礎(chǔ)，根據(jù)其孔隙結(jié)構(gòu)分布特征制作了微觀物理模型。模型材料為透明玻璃，采用化學刻蝕方法[6]在玻璃表面刻蝕一定大小及形狀的孔隙和喉道。模型尺寸為1.25 cm×2.25 cm，通過控制刻蝕路徑，建立不同孔喉大小分布、具有一定連通性的孔隙模型。模型最小孔隙半徑為15 μm，最大孔隙半徑為146 μm，平均孔隙半徑為26 μm。將一定濃度的SiO2納米顆粒溶膠吸附在玻璃模型表面，使模型的潤濕性為油性潤濕，潤濕角為140 °。模型初始狀態(tài)飽和油，右側(cè)為注入端，以定驅(qū)替壓力梯度0.1 MPa/m注水，左側(cè)為采出端，接大氣。地層水黏度為1.0 mPa·s，原油密度為0.94 g/cm3，原油黏度為17.6mPa·s。

2 微觀水驅(qū)油數(shù)值模擬

應(yīng)用圖像閾值分割技術(shù)[7]將模型初始狀態(tài)以數(shù)字圖像的形式表示，定義0為黑色，表征充填原油的孔隙空間；1為白色，表征巖石骨架。對孔隙空間進行非結(jié)構(gòu)化網(wǎng)格剖分[8]，建立微觀數(shù)值模擬模型，剖分后網(wǎng)格模型總規(guī)模為5.6×104格。采用自主研制微觀數(shù)值模擬軟件對水驅(qū)油流動過程進行跟蹤模擬，模擬器通過求解離散形式的Nervier-Stokes動量守恒方程及VOF方程(Volume of fluid)實現(xiàn)對油水兩相流體的跟蹤[9]。其他巖石流體性質(zhì)及驅(qū)替條件與物理實驗條件相同。

由于微觀物理模型直觀可視，易于觀察水驅(qū)油過程中的油水流動特征，通過錄像捕捉可以直接得到水驅(qū)不同時刻的剩余油賦存狀態(tài)圖像，進一步采用圖像處理技術(shù)可以計算不同時刻的含油飽和度，從而建立含油飽和度與剩余油賦存特征的聯(lián)系。但是微觀物理模型較小，難以對出口端采出量進行精確計量，因此，通過擬合不同水驅(qū)階段的波及動態(tài)，實現(xiàn)物理模擬與數(shù)值模擬驅(qū)替過程的統(tǒng)一(圖1)。計算同一時刻的數(shù)模模型飽和度及出口端的產(chǎn)油量、產(chǎn)水量、含水等采出指標，從而建立水驅(qū)過程開發(fā)指標參數(shù)與剩余油賦存特征的聯(lián)系。

圖1 不同時刻水驅(qū)波及動態(tài)及含油飽和度擬合

3 剩余油賦存狀態(tài)定量表征

應(yīng)用圖像閾值分割技術(shù)[7]將不同水驅(qū)階段以數(shù)字圖像的形式表示，定義0為黑色，表征剩余油；1為白色，表征巖石骨架及注入水。物理模型孔隙體積可以由初始飽和原油時刻0值對應(yīng)的像素數(shù)目計算得出。水驅(qū)各階段的含油飽和度為：

(1)

式中：So為含油飽和度；No為當前時刻模型中剩余油對應(yīng)的像素點數(shù)目，個；Np為模型初始飽和原油時刻孔隙空間對應(yīng)的像素點數(shù)目，個。

分別從剩余油的形態(tài)、占據(jù)孔隙數(shù)的多少、與孔隙壁面的關(guān)系及油水相界面多少等方面，對不同賦存狀態(tài)的剩余油進行定量的數(shù)學表征，可分為：①連片狀，剩余油連續(xù)貫穿于多個(大于等于5個)孔隙中，區(qū)域內(nèi)油的覆蓋空間與孔隙覆蓋空間大致相同，剩余油有多個孔隙出口；②油柱，剩余油連續(xù)貫穿于多個(大于2個，小于5個)孔隙中，有2個或2個以上油水相界面，相界面的面積遠小于覆蓋在壁面上的面積(小于20%)；③油滴，剩余油分布于1個孔隙或喉道中，僅有1個油水相界面，剩余油各點遠離孔隙壁面或者相界面的面積遠遠大于覆蓋壁面的面積(大于80%)；④油膜，孔喉中心為水相，剩余油覆蓋在孔隙壁面，且油水相界面面積與覆蓋孔隙壁面面積接近(大于90%)。依據(jù)上述剩余油定量表征方法，編制不同賦存形態(tài)剩余油表征程序，定量分析水驅(qū)過程中的剩余油賦存形態(tài)變化規(guī)律。

4 水驅(qū)特征曲線上翹認識

4.1 水驅(qū)特征曲線上翹原因分析

基于水驅(qū)不同階段的剩余油賦存狀態(tài)可知，隨著含油飽和度降低，各種賦存狀態(tài)的剩余油變化明顯呈現(xiàn)2種趨勢：隨著含油飽和度降低，剩余油體積所占比例逐漸減少，以連片狀剩余油為主；隨著含油飽和度降低，剩余油體積所占比例逐漸增大，以分散態(tài)的油柱、油滴、油膜為主(表1)。

表1 不同賦存狀態(tài)剩余油體積相對比例變化

為了定量分析油流分散程度，根據(jù)剩余油的賦存形態(tài)，將油柱、油滴及油膜狀態(tài)的剩余油作為分散態(tài)油，以連片狀剩余油作為連片狀油，定義分散比為當前時刻分散態(tài)剩余油體積與連片狀剩余油體積比，即：

(2)

式中：Rdis為分散比；V油柱、V油滴、V油膜、V連片分別為當前時刻油柱、油滴、油膜及連片狀剩余油體積，cm3。

圖2為甲型水驅(qū)特征曲線，在含水95%時，曲線出現(xiàn)明顯上翹的拐點，拐點之后產(chǎn)水量明顯增加。圖3為分散比與含水關(guān)系曲線，含水大于95%后連片狀油急劇減少，分散態(tài)油呈大比例上升。水驅(qū)特征曲線上翹時機與分散比出現(xiàn)拐點的時機存在一致性。水驅(qū)特征曲線的上翹與剩余油賦存狀態(tài)的變化兩者存在必然的聯(lián)系。

水驅(qū)特征曲線是通過統(tǒng)計模型出口端生產(chǎn)動態(tài)指標反映含水上升規(guī)律的典型曲線，特征曲線上翹說明開發(fā)進入特高含水期后，產(chǎn)油量急劇減少，產(chǎn)水量急劇增大，含水急劇上升，是水驅(qū)開發(fā)的必然趨勢[12-13]。剩余油分散特征曲線是通過定量描述模型內(nèi)部流體形態(tài)變化反映水驅(qū)開發(fā)過程流動現(xiàn)象的一種方式，水驅(qū)開發(fā)初期，剩余油占據(jù)并充滿孔隙，呈連片狀分布，油相連續(xù)性較強。隨著注入水不斷增加，油相由大塊的連片狀油不斷被分割、沖刷，逐漸向分散的油柱、油滴、油膜轉(zhuǎn)化，油相體積減小，塊數(shù)增多，并且不再充滿孔隙，油相的連續(xù)性逐漸減弱，分散性加劇，使得油相流動性變差，水相流動性相對增強，分散態(tài)的油只能通過注入水攜帶采出，造成模型出口端含水極不穩(wěn)定，且水油比明顯增大，表現(xiàn)為水驅(qū)特征曲線上翹。因此，水驅(qū)開發(fā)過程中，油流分散程度的變化是決定水驅(qū)特征曲線上翹的直接原因。

圖2 甲型水驅(qū)特征曲線

圖3 分散比與含水率關(guān)系

4.2 剩余油分散性影響因素分析

水驅(qū)開發(fā)過程中，驅(qū)替條件、流體性質(zhì)、巖石性質(zhì)等均會影響剩余油的分散性。分別采用不同驅(qū)替壓力梯度(0.10、0.15、0.30 MPa/m)、不同油水黏度比(17.6、30.0、50.0)、不同巖石潤濕角(140、90、50 °)開展水驅(qū)油流動數(shù)值模擬(圖4)。結(jié)果表明，驅(qū)替壓力梯度越大，油水黏度比越大，剩余油分散比越大，分散性越強；油濕條件下，剩余油分散性明顯高于水濕與中性潤濕；驅(qū)替壓力梯度、油水黏度比對剩余油分散性的影響明顯大于巖石的潤濕性。因此，從孔隙尺度流體流動來看，水驅(qū)開發(fā)中，驅(qū)替壓力梯度高、油水黏度比大及油性潤濕等條件都會增大剩余油的分散性，不利于油藏開發(fā)。

圖4 不同影響因素條件下的分散比曲線

4.3 下步研究方向

水驅(qū)特征曲線是對水驅(qū)開發(fā)宏觀結(jié)果的統(tǒng)計，剩余油分散特征曲線是對水驅(qū)開發(fā)過程微觀現(xiàn)象的定量描述，利用剩余油分散特征解釋水驅(qū)開發(fā)特征，搭建了微觀現(xiàn)象解釋宏觀結(jié)果的橋梁，是對微觀與宏觀結(jié)合的較好嘗試。

水驅(qū)開發(fā)過程中剩余油流動形態(tài)的轉(zhuǎn)化意味著流體流動主要作用力的變化，因此，基于流體力學微觀數(shù)值模擬方法建立剩余油力學分析手段，探索剩余油賦存形態(tài)變化的力學機制，對于進一步研究高含水期水驅(qū)開發(fā)特征機理，提出規(guī)避或延遲剩余油分散比拐點的油藏開發(fā)方式具有重要意義。

5 結(jié) 論

(1) 通過微觀水驅(qū)油物理實驗建立了剩余油賦存狀態(tài)定量表征方法，開展了不同含油飽和度下的剩余油賦存狀態(tài)定量分析，認識到水驅(qū)油過程中連片狀的剩余油不斷減少，分散態(tài)的油柱、油滴、油膜逐漸增多，油相由連續(xù)相向非連續(xù)相甚至分散相逐漸轉(zhuǎn)化，分散比增大，是導致高含水期甲型水驅(qū)曲線上翹的內(nèi)在原因。

(2) 水驅(qū)開發(fā)中，驅(qū)替壓力梯度高、油水黏度比大及油性潤濕等條件都會增大剩余油的分散性，不利于油藏開發(fā)。

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編輯 劉 巍

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.01.020

20150821；改回日期：20151125

國家科技重大專項“大型油氣田及煤層氣開發(fā)”之“勝利油田特高含水期提高采收率技術(shù)”(2011ZX05011)專題一“精細油藏描述技術(shù)及剩余油賦存方式研究”(2011ZX05011-001)

孫紅霞(1983-)，女，工程師，2005年畢業(yè)于中國石油大學(華東)石油工程專業(yè)，現(xiàn)為該校油氣田開發(fā)專業(yè)在讀博士研究生，主要從事水驅(qū)油藏滲流理論及油氣藏數(shù)值模擬等研究工作。

TE327

A

1006-6535(2016)01-0092-04