碳酸盐岩储层相对渗透率实验研究

付紫阳 江山 常鑫 付文祥 章小龙

(1.长江大学计算机科学学院,湖北荆州 434023;2.长江大学地球科学学院,湖北武汉 430100;3.中国石油勘探开发研究院廊坊分院,河北廊坊 065007)

碳酸盐岩储层相对渗透率实验研究

付紫阳1江山2常鑫3付文祥1章小龙1

(1.长江大学计算机科学学院,湖北荆州 434023;2.长江大学地球科学学院,湖北武汉 430100;3.中国石油勘探开发研究院廊坊分院,河北廊坊 065007)

相渗曲线的研究对指导油藏注水开发起着重要作用。通过室内油水相对渗透率实验,取得了某碳酸盐岩油藏天然岩心的相对渗透率数据,并绘制出相对渗透率曲线。从储层的湿润性、流体物性等方面分析了实验数据及其影响因素:亲油型储层的水锁损害增加了储层的束缚水饱和度,孔隙表面吸附的油膜使残余油饱和度偏高,油膜影响地层水流动,使得水相渗透率偏低。探讨了相对渗透率曲线的形态特征及其反映的储层特点:水相渗透率呈现上凸形,下凹形和靠椅型三种形态,反映储层灰泥含量较低且不易膨胀,有较强水敏性,发育微裂缝。

碳酸盐岩 相对渗透率 实验数据 形态特征

相对渗透率曲线又称相渗曲线,是研究多相渗流的基础资料,对油田开发动态分析和油藏数值模拟也有着重要意义[1-2]。近年来,随着对国内碳酸盐岩油藏的进一步勘探开发,很多学者也开展对碳酸盐岩储层的相对渗透率研究[2-8]。但是缺少对强亲油型碳酸盐岩储层的相对渗透率曲线特征参数和曲线形态及其影响因素的研究。笔者针对某碳酸盐岩油田的天然岩心,通过实验,得出了亲油型碳酸盐岩储层岩心的特征相渗曲线,分析了储层岩石的湿润性,敏感性和流体物性等因素对相渗曲线的影响。研究了相渗曲线所反映的储层特征和水驱油过程中流体对储层的影响。

图1 F1号岩心油水相对渗透率曲线

图2 F4号岩心油水相对渗透率曲线

1 实验岩心样品和流体

1.1 实验岩心样品及其物性参数

油水相渗实验采用的岩心取自某碳酸盐岩油藏,按照设计要求,钻取试验用直径为3．81cm的圆柱形样品,样品长度5．2cm到5．5cm之间,样品孔隙度15%到30%之间,样品气测渗透率1毫达西到100毫达西之间。

1.2 实验流体

实验所用地层水是根据该油藏地层水矿化度特征配置的模拟地层水,模拟地层水主要离子含量和矿化度参数见表1,模拟地层水的粘度为1．625mPa·s,密度为1．147g/cm3,实验用油为配置的模拟油,模拟油粘度13．885mPa·s,密度约0．865g/cm3,模拟地层水和模拟油用微孔滤膜过滤后密封保存。

2 实验流程及结果

图3 F2号岩心油水相对渗透率曲线

表1 地层水矿化度数据

图4 F5号岩心油水相对渗透率曲线

图5 F3号岩心油水相对渗透率曲线

表2 油水相渗实验数据

实验采用非稳态法测定岩心样品的油水相对渗透率,为了简化实验过程,实验在室温(约25℃)下进行,主要实验步骤:

(1)将岩心清洗后烘干,称干重,抽真空饱和模拟地层水,称湿重后求得有效孔隙度。

(2)用模拟油驱替岩心中的地层水,只到岩心不再出水为止,确定束缚水饱和度。

(3)将岩心放置一段时间,恢复岩心的湿润性。

(4)采用非稳态恒速法,以合适的驱替速度进行水驱油实验,记录各个时间段的产水量,产油量和驱替压差,直到出口含水率超过99%或注水超过30倍孔隙体积之后,测定残余油下水相渗透率,实验结束。

3 实验结果分析

从表2中可以看出,实验岩心同时具有水湿和油湿的特征。根据前期研究,该储层同类岩心具有强水锁效应,水锁效应使岩心束缚水饱和度增加,岩心孔隙中油水界面的毛管阻力增加,使得最大含水饱和度时的水相相对渗透率异常偏低,故该碳酸盐储层应为油湿。

实验流体粘度比对相对渗透率曲线也会产生影响,根据柯屯的水膜理论可以推测,当储层为油湿储层,油以油膜形式覆盖于岩石孔隙表面,粘度小的地层水在其上流过时,油膜起着摩擦作用,使得水相渗透率降低。同时由于储层为强油湿,油膜厚度较大,残余油饱和度较高,采出程度也较低。

从油水相对渗透率曲线形态上看,主要的差异在于水相相对渗透率曲线。根据王国先等[9]对水相渗透率曲线的形态特征的分类,本次试验有三种类型,主要为水相上凸型(图1．2．3),它反映储层灰泥含量较低且不易膨胀,孔隙度渗透率较大。岩心F5(图4)为水相下凹型,它反映储层敏感性较高,主要是水敏性,使得孔喉被堵塞,流动阻力变大。岩心F3(图5)为水相靠椅型,它反映储层中发育微裂缝,在实验过程中微裂缝扩大,使得孔隙度渗透率变大,水相渗透率也随之上升。

4 结语

(1)碳酸盐岩相渗实验表明,该碳酸盐岩储层为油湿型储层,且水锁损害程度较大,两相区宽度较窄,残余油饱和度下水相渗透率偏低,大部分小于20%。(2)根据柯屯水膜理论,流体物性对储层影响较大,粘度较高的油覆盖在岩石孔隙表面,使水相渗透率降低,同时也使残余油饱和度变大,采出程度降低。(3)岩心水相渗透率呈现上凸形,下凹形和靠椅型三种形态,反映储层孔隙结构相对均一,有较强的水敏感性,同时还发育着微裂缝,体现了该碳酸盐储层渗流规律具有复杂性和多变性。

[1]沈平平．油层物理实验技术[M].北京:石油工业出版社,1995．[2]马志元,高雅文译.油藏相对渗透率[M].北京:石油工业出版社,1990.

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付紫阳(1989—),男,在读硕士研究生,主要从事油藏数值模拟方面的研究工作。