烏石17-2低滲砂礫巖油藏水敏機(jī)理及對油水兩相滲流的影響

雷 昊，馬勇新，張 輝，趙 楠，羅 軍，魏 瑾

(1.中海石油(中國)有限公司湛江分公司，廣東 湛江 524057；2.西南石油大學(xué)，四川 成都 610500)

烏石17-2低滲砂礫巖油藏水敏機(jī)理及對油水兩相滲流的影響

雷 昊1，馬勇新1，張 輝1，趙 楠1，羅 軍2，魏 瑾2

(1.中海石油(中國)有限公司湛江分公司，廣東 湛江 524057；2.西南石油大學(xué)，四川 成都 610500)

通過水敏評價實(shí)驗、高倍數(shù)水洗實(shí)驗、水洗前后巖心核磁共振實(shí)驗和一維水驅(qū)油實(shí)驗，研究了烏石17-2油田流三段低滲砂礫巖油藏水敏機(jī)理及油水兩相滲流特征。研究結(jié)果表明：儲層巖心水敏嚴(yán)重，液相滲透率損失率高，水敏傷害主要發(fā)生在水驅(qū)早期；水敏機(jī)理主要為粘土中的伊利石遇水時受剪切作用產(chǎn)生的顆粒剝離、脫落和運(yùn)移引起的孔喉堵塞以及粘土礦物自身的水化膨脹作用，并以前者為主。受儲層強(qiáng)水敏傷害和強(qiáng)非均質(zhì)性影響，實(shí)驗室注水壓差較大，水驅(qū)油效率較低，兩相共滲區(qū)較窄，水相相滲曲線始終“抬不起頭”，無水采油期短，含水率上升快，提液效果差，兩相滲流阻力大，水驅(qū)油效果較差。

砂礫巖油藏 水敏機(jī)理 油水相滲 滲流特征 水驅(qū)油效率

砂礫巖油藏是一類比較特殊的油氣藏，在我國廣泛分布，其成藏中的沉積過程和構(gòu)造背景決定了這類油氣藏的獨(dú)特性[1]。相比于常規(guī)砂巖油藏，砂礫巖油藏巖石結(jié)構(gòu)成熟度和成分成熟度更低，微觀孔隙結(jié)構(gòu)更加復(fù)雜[2-3]，非均質(zhì)性更強(qiáng)[4-5]。烏石17-2油田流三段為中低滲透強(qiáng)水敏疏松砂礫巖斷塊油藏，平面上砂體物性變化快，非均質(zhì)性強(qiáng)，天然能量不足，需人工注水補(bǔ)充能量進(jìn)行開發(fā)，然而儲層巖石高含粘土礦物特別是含膨脹性和易水化剝離的粘土礦物，存在較為嚴(yán)重的水敏效應(yīng)，水敏機(jī)理尚不清楚。對于采用早期注水開發(fā)，必須明確儲層水敏機(jī)理及對油水滲流特征的影響，正確認(rèn)識強(qiáng)水敏和強(qiáng)非均質(zhì)性作用下的水驅(qū)油效果。為此，開展了水敏評價實(shí)驗、巖心高倍數(shù)水洗實(shí)驗、儲層巖石水敏前后孔隙結(jié)構(gòu)核磁共振實(shí)驗，一維水驅(qū)油相滲測試等分析評價實(shí)驗，研究結(jié)果可為注入水配型優(yōu)化、粘土穩(wěn)定措施選擇，注水方案優(yōu)化設(shè)計等提供參考。

1 儲層特征概況

烏石17-2砂礫巖油田主要開發(fā)層段在流沙港組流二段和流三段，其中流三段為中低滲砂礫巖斷塊油藏，原始地層壓力25 MPa左右，地層溫度在117 ℃，溫壓系統(tǒng)正常，地層原油氣油比在140 m3/m3左右，飽和壓力為20 MPa，地飽壓差小。儲層巖性以含礫中砂巖和含礫粗砂巖為主，巖石分選較差，顆粒接觸關(guān)系多為點(diǎn)-線接觸，顆粒膠結(jié)疏松，成分成熟度低，易破碎。測井結(jié)果顯示，油藏滲透率非均質(zhì)性嚴(yán)重，高滲、中滲、低滲與特低滲儲層發(fā)育且以中低滲為主，滲透率一般低于20×10-3μm2，孔隙度中等，主要在10%～20%。巖心壓汞曲線表現(xiàn)典型的“陡坡型”，平均孔喉半徑1.125 μm，平均變異系數(shù)1.5，孔喉細(xì)小，非均質(zhì)性嚴(yán)重，連通性差。前期水敏性實(shí)驗測試結(jié)果顯示，儲層巖心水敏損害率可達(dá)到80%以上，巖心水敏感性較強(qiáng)，注水開發(fā)效果尚不明確。

2 儲層水敏傷害特征

2.1 巖心水敏實(shí)驗評價

考慮到巖心水敏性的存在，實(shí)驗所用巖心均采用液氮冷卻鉆取。按照常規(guī)巖心水敏評價標(biāo)準(zhǔn)，測試了地層水的敏感性。為了研究海水與地層巖石的配伍性，參照地層水敏感性評價實(shí)驗方法，進(jìn)行了海水敏感性評價實(shí)驗。為了與氣測滲透率進(jìn)行對比，增加了水敏傷害指數(shù)這一評價標(biāo)準(zhǔn)，其定義為：水敏傷害指數(shù)=(氣測滲透率-蒸餾水滲透率)/氣測滲透率×100%)。地層水與海水礦物離子組成見表1，地層水和海水敏感性評價結(jié)果見表2。

表1 地層水與海水離子組成

表2 WS17-2-9井流三段巖心地層水/海水敏感性評價結(jié)果

圖1 水敏指數(shù)與氣測滲透率關(guān)系

以水敏指數(shù)作為水敏傷害評價指標(biāo)時，實(shí)驗巖心大多表現(xiàn)出強(qiáng)水敏傷害，且水敏指數(shù)與氣測滲透率表現(xiàn)出較為明顯正相關(guān)(圖1)。按照水敏傷害指數(shù)進(jìn)行評價時，巖心接觸水后(地層水和海水)滲透率立刻成倍數(shù)降低(部分甚至降低至不到十分之一，如4,5,7,9號巖心)，蒸餾水通過時的滲透率降幅(水敏傷害指數(shù))基本在90%以上，表明水相通過時發(fā)生了強(qiáng)水敏傷害，導(dǎo)致滲流能力大幅降低。由于礦化度和離子組成較為接近，海水與地層水敏感性評價結(jié)果相差不大，與巖心接觸時均表現(xiàn)出極強(qiáng)的滲透率損失。

2.2 高倍數(shù)水洗實(shí)驗

為了模擬油田注水開發(fā)過程中高倍數(shù)水洗時巖石滲透率等物性參數(shù)的動態(tài)變化規(guī)律，利用地層水和海水分別設(shè)計了高倍數(shù)水洗實(shí)驗，測試了高倍水洗時巖心滲透率隨注入倍數(shù)，實(shí)驗結(jié)果見圖2，其中滲透率比值定義為水相滲透率與初始水相滲透率之比。高倍水洗過程中注地層水與注海水滲透率曲線幾乎重合，從滲透率動態(tài)傷害上說明了海水與地層水對流三段砂礫巖巖心具有極為相似的水敏特征。水相滲透率損失發(fā)生在高倍數(shù)水洗初期約0～5 PV范圍內(nèi)(圖2，表3)，此后水相滲透率逐漸趨于穩(wěn)定，水體繼續(xù)注入不會加劇水敏傷害，表明實(shí)際注水過程中，注水初期井口附近和油藏高滲帶會發(fā)生水敏傷害，注水中后期水體的持續(xù)沖刷，水敏傷害加劇的可能性較小。

圖2 高倍水洗滲透率比值與驅(qū)替倍數(shù)關(guān)系

表3 水相滲透率初值及水洗前后巖心孔喉分布數(shù)據(jù)

注：Ki為水相滲透率初值。

圖3 巖心高倍水洗前后孔喉大小分布(以1-1號巖心為例)

通過巖心核磁共振實(shí)驗測試了高倍數(shù)水洗前后巖心微觀孔喉大小分布(表3，圖3)。結(jié)果表明，水敏使巖心微觀孔隙結(jié)構(gòu)發(fā)生明顯改變，一部分孔喉變粗，一部分孔喉變窄，變粗的孔喉尺寸集中在低于0.1 μm和高于10 μm這兩個范圍內(nèi)(圖3區(qū)域I、III)，變窄的孔喉集中于0.1～10 μm(區(qū)域II)范圍內(nèi)，且降幅較大。對于WS17-2砂礫巖油藏，區(qū)域I主要代表了微孔隙，這類孔隙對巖心孔隙度有一定貢獻(xiàn)，但對滲透率貢獻(xiàn)不大；區(qū)域II中特別是1～10 μm范圍內(nèi)的孔喉，是儲層巖石的主要儲集和滲流空間，占據(jù)了孔隙度的1/3以上，孔隙和喉道主要集中在此范圍內(nèi)，該區(qū)域內(nèi)的孔隙喉道的大小、數(shù)量及連通性對滲透率有決定作用。區(qū)域III代表了較大孔隙和喉道，其對孔滲也有一定貢獻(xiàn)但不及區(qū)域II范圍寬。區(qū)域II范圍的孔喉數(shù)量及占比減小是導(dǎo)致滲透率下降的直接原因。

3 儲層水敏傷害機(jī)理

流三段儲層粘土礦物X射線衍射結(jié)果表明(表4)，粘土礦物總量為7%～13%，以伊利石和伊/蒙混層為主，混層礦物主要體現(xiàn)伊利石性質(zhì)，同時具有一定的水化膨脹能力。由此可知，造成該區(qū)水敏的主要原因應(yīng)為微粒運(yùn)移堵塞，同時也伴有一定程度的粘土水化膨脹傷害。結(jié)合流三段掃描電鏡結(jié)果(圖4)可知，伊利石和伊蒙混層多以片狀、絲片狀形式充填于粒間孔隙和顆粒表面，分析可知水敏的發(fā)生包括以下兩個方面：

表4 WS17-2-9井流三段粘土礦物含量測試結(jié)果

圖4 WS17-2流三段儲層掃描電鏡(放大1 000倍)

(1)伊利石和伊蒙混層粘土礦物形成顆粒連接體粘附于砂粒和礫石顆粒壁上，形成連續(xù)和緊密聯(lián)系的粘粒“外衣”[6-7]，當(dāng)水進(jìn)入巖石孔隙后，附著于砂粒和礫石顆粒壁上粘土顆粒周圍會對注入水產(chǎn)生潤濕吸附并形成一層水膜，引起粘土礦物晶格膨脹產(chǎn)生靜態(tài)的滲透率下降，其中伊/蒙混層中的蒙脫石引起的靜態(tài)滲透率損失更為明顯；同時，在遇低濃度鹽水時產(chǎn)生的晶體膨脹和絮凝作用進(jìn)一步增強(qiáng)，縮小了孔喉半徑，降低了滲流能力。

(2)受注入水對粘土顆粒外表面滲透水化作用的影響，當(dāng)外來流體進(jìn)入巖石孔隙時，在顆粒表面形成雙電層斥力，導(dǎo)致粘土顆粒膠結(jié)變得疏松，抗機(jī)械剪切力的程度降低，同時由于砂-礫之間的膠結(jié)較弱，在機(jī)械力的作用或高速流體的流動沖擊作用下，以伊利石為主的礦物微粒從砂粒和礫石表面剝離、脫落，由于流三段砂礫巖巖心孔喉細(xì)小，平均孔喉尺寸與粘土礦物相當(dāng)(圖5)，脫落的伊利石顆粒很容易在孔喉處形成橋堵，造成主滲流通道減少(圖3中區(qū)域II)，滲透率明顯降低。

采用液氮鉆取的巖心經(jīng)甲苯洗油烘干后與地層水接觸時仍會發(fā)生強(qiáng)水敏。因為采用液氮鉆取巖心時液氮的超低溫冷卻會使巖心中附著于粘土顆粒外表面水分子結(jié)冰膨脹，巖心經(jīng)甲苯高溫洗油再烘干后加劇去水化程度，導(dǎo)致晶格水“蒸發(fā)”，巖心礦化度增加，此時再與之接觸的地層水屬于“低礦化度地層水”，接觸時便會產(chǎn)生強(qiáng)水敏作用。這表明，礦場實(shí)際注水時產(chǎn)生的水敏效應(yīng)當(dāng)弱于實(shí)驗室結(jié)果。

圖5 流三段巖心壓汞曲線孔喉半徑特征值分布

4 水驅(qū)油過程油水兩相滲流特征

低滲敏感性砂礫巖油藏由于受巖石孔隙結(jié)構(gòu)、水敏傷害程度、潤濕性、油水粘度比等的不同影響，油水相滲曲線往往呈現(xiàn)出復(fù)雜多樣的形態(tài)特征[8-11]，反映出復(fù)雜的兩相滲流特征，目標(biāo)油藏水敏性強(qiáng)，非均質(zhì)性嚴(yán)重。為認(rèn)識這些作用下的油水滲流特征，利用三塊典型的流三段砂礫巖巖心測試了地層條件下注海水驅(qū)油過程的油水相滲曲線(表5)，水驅(qū)油呈現(xiàn)出以下特點(diǎn)：

(1)巖心束縛水飽和度建立過程受水敏傷害的影響，水驅(qū)油壓力普遍較高，平均在5 MPa左右。

(2)束縛水飽和度較高，平均為46.39%，等滲點(diǎn)含水飽和度偏右，平均在60.00%，巖心對水相的親和力好于油相，表現(xiàn)出一般低滲透油藏高含束縛水且較親水的特性。

(3)水驅(qū)油效率偏低，平均僅為為46.11%，殘余油飽和度較高，平均為28.86%，兩相共滲區(qū)范圍較窄，平均為24.75%。

(4)隨著含水飽和度的上升，油相滲透率曲線急劇下降，水相滲透率一直較低，曲線始終“抬不起頭”，最高僅為0.27左右，表明水敏傷害嚴(yán)重影響油水滲流能力。由此可知，受水敏性和非均質(zhì)性的共同作用，流三段砂礫巖油藏水驅(qū)油過程呈現(xiàn)出驅(qū)替壓差大、油水滲流能力差、兩相共滲區(qū)較窄，驅(qū)油效率低等特征，總體上水驅(qū)油效果較差。

為研究高含水期提液采油效果，由貝克萊-列維爾特前緣推進(jìn)理論作水驅(qū)油過程的油水分流曲線(圖6)和無因次采油采液指數(shù)曲線(圖7)。隨著Sw的增加，含水率將迅速升高至100%，采油能力快速大幅降低，高含水后期提液采油效果不明顯。計算了水驅(qū)油兩相滲流阻力為14.2 MPa/(cm3·s-1)，即在實(shí)驗室條件下巖心中流量為1 cm3·s-1時，油水兩相滲流區(qū)將產(chǎn)生14.2 MPa的壓差，表明水敏傷害對實(shí)際注水開發(fā)有重要影響，導(dǎo)致油水滲流阻力較大，后期提液困難。對于流三段注水開發(fā)應(yīng)特別注意優(yōu)化注入水配型，采取多種粘土穩(wěn)定措施。

表5 油水相滲曲線特征值統(tǒng)計

圖6 油水分流曲線

圖7 無因次采油(液)指數(shù)曲線

5 結(jié)論和認(rèn)識

(1)烏石17-2油田流三段砂礫巖儲層水敏傷害嚴(yán)重，液相滲透率損失率高，水敏傷害主要發(fā)生在低倍數(shù)水驅(qū)狀態(tài)下，水敏的主要機(jī)理為粘土中的伊利石和伊蒙混層遇水所引起的水化膨脹和剪切作用所產(chǎn)生的微粒運(yùn)移，且以伊利石的剝離、脫落和運(yùn)移堵塞為主，從而造成作主滲流通道孔隙和喉道堵塞，半徑縮小，產(chǎn)生滲透率傷害。

(2)受流三段低滲砂礫巖巖心細(xì)小孔喉、強(qiáng)非均質(zhì)性和強(qiáng)水敏傷害影響，油水相滲曲線表現(xiàn)出束縛水和殘余油飽和度高、兩相共滲區(qū)窄、驅(qū)油效率中等偏低等特征，Kro曲線下降快、Krw曲線上升緩慢且始終“抬不起頭”，水驅(qū)油壓差較大，無水采油期短，兩相滲流阻力大，見水后含水率上升快，高含水期提液困難且效果不明顯。

(3)強(qiáng)水敏砂礫巖油藏實(shí)施注水開發(fā)，應(yīng)注意優(yōu)化注入水配型，采取粘土穩(wěn)定措施，加強(qiáng)儲層非均質(zhì)性研究，優(yōu)化注采強(qiáng)度，調(diào)整注采剖面等強(qiáng)化注水開發(fā)技術(shù)對策。

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(編輯 王建年)

Effect of water sensitivity on oil-water flow characteristics and its mechanism for WS17-2 low-permeability glutenite reservoir

Lei Hao1,Ma Yongxin1,Zhang Hui1,Zhao Nan1,Luo Jun2,Wei Jin2

(1.ZhanjiangCompanyofCNOOC(China)Co.,Ltd.,Zhanjiang524057,China;2.SouthwestPetroleumUniversity,Chengdu610500,China)

Through water sensitivity evaluation experiment,large numbers of PV water flooded core experiment,core NMR experiment before and after waterflooding,and one-dimension water flooded core experiment,it was carried out study on the effect of water sensitivity on oil-water flow characteristics and its mechanism for the third member of Liu Formation in WS17-2 low-permeability glutenite reservoir.Experimental results showed that the reservoir core has serious water sensitivity and high loss rate of water permeability,and then the water sensitivity was occurred at the early stage of waterflooding.There are two main mechanisms of water sensitivity.One is the stripping,falling off,migration and plugging of illite particles under shearing action after contacting with water.The other is the hydration and swelling of clay minerals after contacting with water.The former is dominant.Because of the strong water sensitivity damage and severe heterogeneity,there are bigger injection pressure,lower water displacing oil efficiency,narrow oil-water simultaneous vadose region,water phase permeability curve without rising,shorter water-free production period,rapid water cut rising,poor extraction liquid effect,large two-phase percolating resistance,and bad water displacing oil efficiency.

water-sensible sandy conglomerate reservoir;water sensitivity mechanism;oil/water relative permeability;flow characteristics;water displacement efficiency

10.16181/j.cnki.fzyqc.2017.01.011

2016-10-10；改回日期：2016-11-17。

雷昊(1979—)，工程師，現(xiàn)從事油氣田開發(fā)研究工作。電話：18688590929，E-mail：leihao@cnooc.com.cn。

國家重大專項子課題《烏石凹陷低滲敏感性儲層滲流機(jī)理及改善水驅(qū)動效果評價研究》(2016ZX05024006-005)資助。

TE341

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