塔里木油田某井区相渗曲线异常影响因素和防治措施研究

欧阳传湘，张 军，邓志颖，聂建华，瞿诗旺

（1.长江大学石油工程学院油气钻采工程省重点实验室，湖北荆州 434023；2.中国石化中原油田内蒙区勘探开发指挥部；3.中国石化江苏油田试采二厂）

塔里木油田某井区相渗曲线异常影响因素和防治措施研究

欧阳传湘1，张 军1，邓志颖1，聂建华2，瞿诗旺3

（1.长江大学石油工程学院油气钻采工程省重点实验室，湖北荆州 434023；2.中国石化中原油田内蒙区勘探开发指挥部；3.中国石化江苏油田试采二厂）

通过室内实验，对塔里木油田某井区所测岩样异常油水相对渗透率曲线和影响异常曲线的因素进行了研究。结果表明，该井区所测岩样相渗曲线表现出较一致的异常特征，曲线属于“驼背”形态，水敏和水锁对相渗曲线异常影响最为明显。因此，通过研究影响水敏和水锁因素，采取相应的防治措施来降低储层损害程度，并可为油田开发参数计算、动态分析以及油藏数值模拟等提供科学依据。

相对渗透率；异常曲线；速敏；水敏；水锁

塔里木油田某井区位于塔北轮南地区中西部，其三叠系发育T1、T2、T3三个油组，砂岩中伊蒙混层比例较高。轮古7－11、轮古7－12、轮古7－15等井存在水敏现象，导致油水相对渗透率曲线异常，并可对该井区的油田开发参数计算、动态分析和油藏数值模拟等造成错误。本文主要采用油气层损害的室内评价方法［1］来研究影响该异常曲线的因素，并通过采取相应措施，以减少油水相对渗透率曲线异常现象的产生，为该井区的油田开发参数计算、动态分析和油藏数值模拟等方面提供科学依据。

1 油水相对渗透率曲线异常影响因素

塔里木油田某井区油水相对渗透率曲线在整批样品中表现出较一致的异常特征，属于“驼背”形态曲线（图1），从中可看出，水驱替前油相渗透率下降缓慢，水相渗透率则快速上升，驱替一段时间后（见水点附近），则油相渗透率迅速下降，水相渗透率则缓慢上升甚至呈下降趋势现象。

影响相对渗透率曲线异常的因素很多，较为复杂［2］，但影响该井区曲线异常的主要因素是水敏和水锁，其次是速敏。

1.1 速度敏感实验

图1 油水相对渗透率曲线

造成速敏伤害的原因是地层微粒在喉道中的运移聚集、堵塞喉道，从而使渗透率大幅度下降所致［3］。虽然本井区岩石中高岭土含量高，但以填隙物的形式充填粒间孔或由其它矿物包体产出，当流体在岩心中流动时，主要在连通较好、孔喉半径相对较大的通道中流动，流体对充填型粘土和矿物包体的作用很小，因此，发生脱落运移的几率较低［4］；而薄膜型伊利石包裹在颗粒表面（主要是石英），这种较为稳定的附着力，使得伊利石在流体的作用下不易发生脱落、运移，即使发生了脱落运移，因其微粒粒径较小，可以通过喉道，冲出岩心端面。

速敏实验结果表明，本井区储层速敏程度为无速敏感损害（表1），粘土矿物中能引起速度敏感性的主要为高岭石和伊利石。

表1 本井区岩样流速敏感性实验结果

1.2 水敏实验

水敏程度取决与岩石中的水敏性粘土矿物的含量、在岩石中的分布状态和在孔隙中的分布形式［5］，各种粘土矿物膨胀能力顺序为蒙皂石、含膨胀层的混层粘土、伊利石、高岭石。从本井区岩心水敏实验结果可知，储层水敏以伊－蒙混层为主，油层的喉道以片状细喉道型为主，虽然全区粘土矿物含量较小，但水敏矿物体积膨胀使喉道堵塞，其伤害程度要远大于速敏伤害［6］。本井区T3油组岩心具有中等水敏损害［7］；LG7－11井T3油层岩石具有中等偏弱盐敏损害，其临界矿化度为10 000mg／L，LG7－15井T3油层具有强盐敏损害，临界矿化度为61 396 mg／L（表2）。因此，建议在该井区的钻井过程中，各种工作液的盐度应小于临界盐度，矿化度不宜过高，并适度添加粘土防膨剂，这样有利于降低水敏对储层的伤害程度。

表2 本井区岩样水敏实验结果

1.3 水锁实验

研究影响水锁损害的因素并采取相应的措施可以降低渗透率损害程度。影响水锁损害［8－9］的因素有：储层孔隙喉道的半径、侵入水相流体的表面张力、润湿角、流体黏度、驱动压差、外来流体的侵入深度、束缚水饱和度、地层压力和多孔介质中油水微观分布情况等。为此，在室内选用不同井研究层段的岩心开展了水锁损害程度实验。

（1）渗透率。图2反映了轮古某井区20块岩样的渗透率与水锁损害程度的相关关系。从中可知，渗透率越大，返排水量越多，水锁伤害越小。

图2 渗透率与水锁损害关系

（2）液相侵入深度和横截面积。侵入深度越深，排除滞留水就越困难，伤害程度就越大。横截面积越大，可容纳的水越多，水滞留的几率就越大。

（3）驱替压力。水锁损害程度随作业压力和时间的增加而增大，而返排水量随着驱替压力的增高而增大，但当排水量达到一定程度时，提高压力将不再有水排出。水锁损害程度随压力和时间的变化关系见图3。

图3 水锁损害程度随作业压力和时间的变化曲线

（4）含水饱和度。水锁伤害程度随着注入水的增加而减小，当达到一定含水饱和度后不再变化（图4）。

图4 水锁伤害程度随含水饱和度变化曲线

（5）界面张力。随着界面张力的增加，水锁损害程度将加剧（图5）。

图5 界面张力对水锁效应的影响

实验结果表明，该井区水锁损害的主要因素是驱替压力和界面张力。因此，适当增大驱替压力和降低油水界面张力，可减小水锁损害程度，有助于降低油水相对渗透率曲线异常情况的发生。

2 结论

（1）塔里木油田某井区油水相对渗透率曲线出现异常，属于“驼背”形态曲线，影响该异常的主要因素为水敏和水锁。

（2）减少异常现象产生的防治措施：一是现场试验用水为地层水或标准盐水，并适度添加粘土防膨剂；二是现场试验时，适当增大驱替压力，以降低油水界面张力。

［1］ SY／T5345－2007岩石中两相相对渗透率测定方法［S］.国家发展和改革委员会，2007.

［2］ 何建民.油水相对渗透率曲线异常影响因素探讨［J］.油气地质与采收率，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

欧阳传湘，教授，1963年生，主要从事油藏工程和采油工程方面的研究。

刘洪树