薄差储层油水渗流规律研究

2013-10-18刘义坤王凤娇胡超洋王永平

特种油气藏 2013年5期

刘义坤，王凤娇，胡超洋，王永平，刘洋

(东北石油大学，黑龙江大庆 163318)

引言

随着油田开发的不断进行，在注水开发条件下，高渗透油层含水不断上升，直接影响油田的开发效果，致使老区油田产量不断下降。为保持油田的高产稳产，必须加强油田薄差层的开发和外围勘探的力度。

大庆油田进入二次加密调整以后，长垣萨葡高油层中的薄(有效厚度小于0.5 m)、差油层(独立表外层)成为调整的主要对象。薄差储层具有单层厚度小、渗透率低、孔隙结构复杂等特点，其渗流特征和渗流规律也极其复杂。基于薄差层的固有特点，从油水相对渗透率曲线出发，对其渗流规律进行分析;研究薄差层含水率与驱油效率之间的关系，含水上升率变化规律以及其无因次采液指数采油指数随有效驱动系数、油水黏度比等因素的变化关系。研究成果对薄差层的开采提供了一定的理论支持和科学指导。

1 薄差层油水相对渗透率曲线

1.1 油水相对渗透率曲线的确定

选取表内薄层和表外储层具有代表性的岩心，应用岩心水动力实验，根据其油水相对渗透率测试数据，得到能够代表薄差层特征的相渗曲线[1]。若同一储层具有多块岩心测试结果，求取其平均相对渗透率。

式中:Krw为水相相对渗透率;Sw为含水饱和度，%;Swi为束缚水饱和度，%;Kro为油相相对渗透率;Sor为残余油饱和度，%;a1、a2、b1、b2、c1、c2分别为关系润湿性和孔喉结构的常数。

通过式(1)、(2)可得到薄差层相对渗透率曲线。

1.2 薄差层油水相对渗透率曲线特征

图1 某薄差层开发区相对渗透率曲线

薄差层特点决定了其特殊的相渗规律和渗流特征。基于薄差储层合采的需要，通过相渗归一化得到薄差层的相渗曲线(图1)。其特征如下:①束缚水饱和度高，超过40%，储层整体特征表现为强亲水，残余油饱和度较高，为26.5%;②薄差层归一化后得到的相渗曲线，形状及趋势与表外储层的相渗曲线更为接近;水相相对渗透率曲线随含水饱和度的变化很接近线性关系，符合特低渗储层相渗规律[2]，故影响薄差层开采的主要因素仍为低孔、低渗、高孔喉比等特性，故启动压力梯度仍应作为影响薄差储层开采的主要因素进行研究;③薄差层残余油饱和度和束缚水饱和度值都比较大，导致两相共渗区范围窄，为32.09%，等渗点饱和度为59.83%，有效驱油效率低。这是由于水湿油层具有较大的比表面和孔喉比，薄差层的流通孔道变小，故在部分岩石颗粒周围的水形成一个个空心的圆环，彼此不连通，处于分散状态，压力无法连续传播，导致束缚水饱和度较高，降低了驱油效率;④含水饱和度值未达到54%时，含水饱和度的增加，使油相相对渗透率急剧下降，而水相相对渗透率上升较慢;当含水饱和度超过此值时，水膜渐渐变厚，将油流逐渐卡断，原油逐渐分散在喉道处，受贾敏效应的影响[3]，油相相对渗透率持续下降，而水相相对渗透率仍然较低，水相相对渗透率最终仅为0.174，必将导致最终水驱油效率低。

2 薄差层含水上升率与含水率关系

原油在薄差层中流动，启动压力梯度不可忽略[4－9]。根据两相渗流实验结果，水相启动压力梯度可忽略不计，则含水率为[10]:

式中:φ 为孔隙度，%;τ0为极限剪切应力，MPa;μw为水黏度，mPa·s;μo为油黏度，mPa·s;Δp/L 为生产压力梯度，MPa/m;为启动压力梯度与生产压力梯度的比值。

启动压力梯度与生产压力梯度的比值反映流体克服薄差层的压力占驱替压力的比例，引入有效驱动系数F表征余下的用于有效驱油的压力比，即:

有效驱动系数反映了储层中真正能够用于驱油的这部分力的大小。启动压力梯度越大，动用薄差储层中的原油难度就越大，有效驱动系数F值越小;启动压力梯度越小，薄差储层就越容易动用，F值则越大。

基于岩心测试实验得到的薄差层相渗曲线以及水动力实验得到的油相启动压力梯度，得到驱油效率与含水率的关系曲线(图2)。

图2 驱油效率与含水率关系曲线

薄差层与常规储层理论含水上升率曲线有着明显的差异。该类储层在低含水期含水上升速度快;在含水率为40%时，含水上升率达到顶峰;在高含水期，含水上升率下降速度基本稳定。薄差储层在开采初期，一旦储层得到动用，含水率上升速度会非常快。结合图2可知:薄差储层中的原油主要在低含水期(含水率小于20%)采出，其比例高达全部采出程度的73%，后期随含水率的升高，驱油效率增幅很小。这就要求在开采薄差层的过程中，尽量在低含水期尽可能多采出原油，通过提升驱动压力梯度、采取有效的挖潜措施从而提高有效驱动系数，控制含水率的加速上升，起到有效挖潜薄差储层的作用。

3 薄差层不同条件下采液采油指数规律

无因次采液(油)指数为某一含水率下采液(油)指数与含水为0(束缚水条件下)时的采液指数(即采油指数)之比，是评价不同含水时期油井采液能力的重要指标[11]。该参数只与储层类型和油藏中的流体物性有关，薄差储层特殊的孔喉结构和油水相渗特征决定了该储层无因次采液指数采油指数随含水率的变化规律与通常情况不同。基于薄差储层的油水相对渗透率曲线，建立了考虑有效驱动系数的无因次采液指数以及无因次采油指数变化规律的数学模型，并且分析了有效驱动系数和油水黏度比对薄差层无因次采液采油指数的影响。

3.1 无因次采液采油指数与含水率关系

无因次采液(油)指数随含水率的变化规律可由相对渗透率曲线计算求得。

常规油藏无因次采液指数公式:

常规油藏无因次采油指数公式:

由式(6)、(7)结合式(4)，得到薄差层无因次采液指数、采油指数公式:

图3 薄差层与常规储层无因次采出曲线

根据上述公式，得到薄差储层无因次采液指数、采油指数随含水率变化曲线(图3)。由图3可知:薄差层与中高渗层、单纯低渗透层无因次采液指数采油指数曲线规律完全不同。通常情况下，中高渗透层无因次采液指数随含水率增加一直呈上升趋势，并且在开发后期采液指数上升速度很快，说明常规储层是可以通过在高含水期提液来保证储层的高产或者稳产;对于薄差储层，无因次采液指数在油井见水初期下降很快，当含水率达到20%以后，采液指数基本稳定，只在高含水期有小幅度上升，最高只能达到0.57。薄差层开采后期，提液空间很小。增加注水量的方式无法达到稳产提液的目的，提液会使注入水在流动通道产生更大比例的无效循环，无法达到预期效果。薄差层的无因次采油指数在开采初期快速下降，在含水率超过20%以后，下降速度变慢，基本呈线性递减。在含水率到达20%以前，薄差层无因次采油指数的变化主要受表外储层启动压力梯度的影响，快速下降;此后，由于薄差储层中存在部分表内薄层，故无因次采油指数与中高渗透率储层直线下降趋势基本一致。综上，薄差储层开采过程中，应尽可能在低含水期(含水率小于20%)的条件下，采取必要措施开采更多原油;中高含水期，增大注入量无法起到提液的作用;这与分析薄差层含水上升率与含水率关系时得到的结论一致。

3.2 影响因素分析

根据无因次采液采油指数的公式可知:薄差储层无因次采液指数采油指数仅受到有效驱动系数和油水黏度比的影响。

(1)有效驱动系数。有效驱动系数受到启动压力梯度和驱替压力梯度的共同作用。在同一含水阶段，有效驱动系数越大，无因次采液指数越大、无因次采油指数也越大，如图4、5所示。较低的启动压力梯度或较高的驱替压力梯度，可以使无因次采液指数、采油指数更大，薄差层开采效果更好。

图4 无因次采液指数与含水率的关系

(2)油水黏度比。图6、7为薄差层无因次采液指数和采油指数随油水黏度比的变化曲线，可以看出，在同样含水率的条件下，油水黏度比越大，无因次采液指数、采油指数越大。

图5 无因次采油指数与含水率的关系

图6 无因次采液指数与含水率的关系

图7 无因次采油指数与含水率的关系

(3)影响因素综合对比分析。综合对比有效驱动系数和油水黏度比对薄差层无因次采液指数、采油指数的影响，可得到如下结论:①有效驱动系数越大，油水黏度比越高，薄差层的无因次采液指数、采油指数越大;②单从无因次采油指数分析，油水黏度比较高的薄差储层采油指数近似线性规律下降，可参考中高渗透油藏开采方式进行生产;③薄差储层无因次采液指数、采油指数受油水黏度比的影响大于有效驱动系数，对于油水黏度比较高的储层，高含水期通过提液的方式稳产是有一定效果的，但该种方式对于开采稀油油藏不适用，无法达到预期效果。