不同覆压条件下储层物性变化特征及水驱油实验研究

李百川，周巨标，丁玉盛，李祥珠，刘一丹，王梦琪

( 1.山东科技大学 地球科学与工程学院，山东 青岛 266590；2.中国石化江苏油田分公司 第三采油厂，安徽 天长 239300)

不同覆压条件下储层物性变化特征及水驱油实验研究

李百川1，周巨标2，丁玉盛2，李祥珠2，刘一丹1，王梦琪1

( 1.山东科技大学 地球科学与工程学院，山东 青岛 266590；2.中国石化江苏油田分公司 第三采油厂，安徽 天长 239300)

摘要：在油田注水开发过程中，地层中流体静态平衡被打破，岩石储层在上覆地层压力作用下发生形变，从而改变岩石的物性特征，进而影响水驱采收率。以王龙庄油田、绥中油田取心井岩心为实验样品，开展了不同围压下的岩石物性测定及水驱油实验，结果表明：岩石孔隙度、渗透率与围压呈幂函数关系，且随着围压的增加，岩石孔隙度、渗透率逐渐减小；水驱油效率与围压呈指数函数关系，并确定了不同指数的分布范围。

关键词：水驱油实验；围压孔隙度；围压渗透率；驱油效率

油田注水开发是国内外普遍采用的有效保持地层能量的一种开发方式，可以提高油田的采油速度和采收率。但是，长期注水会对储层物性产生一定影响，特别是油田进入高含水期时，储层物性变化对油田开发效果的影响尤为明显[1-3]。地层压力是储层物性的一个重要影响因素，直接影响储层的孔隙度、渗透率及孔隙体积压缩系数等[4]。在油田投入开发后，随着地层内部压力不断变化，地层中有效压力也会随之变化，可能引起储层岩石发生形变，从而改变岩石孔隙结构及骨架结构特征，导致储层物性参数发生变化[5]。因此，只有正确认识上覆地层压力对储层物性的影响规律，才能更有利于油田注水开发调整措施的制定。通过室内模拟实验，评价不同岩样在不同围压作用下的物性变化特征及不同围压下的水驱油效果，可指导油田的高效开发。

1实验设备与条件

1.1仪器设备

实验主要采用高温高压覆压孔渗测量仪，测量在不同覆压下的孔隙度和渗透率。实验以氮气为介质测试，按照石油行业标准[6]“覆压下岩石孔隙度和渗透率测定方法(SY/T6385—1999)”进行，并对实验结果进行校正(图1)。

图1　孔隙度、渗透率测量设备流程图

驱替实验采用油水相对渗透率测量仪进行，设备主要包括驱替泵、压力传感器、岩心夹持器、手摇泵和恒温系统等。除驱替泵和手摇泵外，其他部分置于恒温箱内(图2)。

图2　水驱油实验流程图

1.2实验用油

实验用油为王龙庄油田油样与煤油混合样，按照地层温度条件配制成粘度为23.5 mPa·s的模拟油。

1.3实验岩心

实验所用岩心为王龙庄油田、绥中油田取心井岩心与人造岩心。根据实验目的，选取渗透率级别为3 000,1 000,500,100 mD的岩心各三块(表1)。

表1　实验样品参数

2实验方法与结果

2.1实验方法

在相对渗透率的室内测量过程中，由于实验设计的理论基础不同，测量手段可分为两种，即“稳态法和非稳态法”[7]。

稳态法是直接根据达西定律，在实验过程中，设定一定比例的油和水通过标准岩样，达到流量稳定状态，记录压差和流量，就得到一个实验点。改变油水的注入比例，重复上述过程，可以得到一系列实验点，然后根据单相流的达西定律计算不同含水饱和度下的相对渗透率。

非稳态方法是在满足相似准则条件下，设定一定注入速度或注入压力，直接进行水驱，并间隔一定时间测量阶段产油、累积产液以及岩心两端压差，但是非稳态法需要建立足够大的驱替速度或驱替压差，以消除或减低岩心出口段因毛管力引起的饱和度梯度—末端效应。

非稳态法与稳态法相比，其优点是测量时间短，实验强度低，但其数据分析中需要求解隐式方程，还需要用到不同数学拟合回归方法，目前最常用的方法是JBN(Johnson-Bossler-Naumann)方法。

本次实验采用《中华人民共和国天然气行业标准》中的非稳态法测定水驱油效率实验[8]，采用JBN方法计算实验数据，并绘制关系曲线。

2.2实验步骤

1)将岩心放在孔隙度夹持器中，在环压约850 kPa时测量样品岩心的常温常压孔隙度；

2)以恒定速率用实验氮气流经岩心夹持器中的样品岩心，直到流经岩心内部的氮气流速稳定，测得气体流速，计算岩心的气测渗透率；

3)用3～5个标准块，检查仪器的可靠性，测得标准块值与标准块的标定值相比较，相对误差在5%以内，则认为所用仪器合格；

4)将岩心放在岩心夹持器中，用手摇杆加不同环压值，多次试验测得岩心不同围压下的孔隙度值；

5)在不同环压值下重复测得渗透率值，得到不同围压下的渗透率值；

6)启动抽真空系统，将岩心抽成真空。在50 ℃条件下，采用恒速法(0.2 mL/min)向岩心夹持器中注入实验用水，直到饱和为止，根据湿重与干重计算水的质量；

7)在50 ℃条件下，采用稳定流(0.2 mL/min)的驱替方法饱和模拟油，在岩样出口端计量出水量，计算出饱和油质量与束缚水饱和度；

8)在50 ℃条件下，采用稳定流(0.2 mL/min)的驱替方法进行恒速水驱油，在岩样出口端以一定时间间隔，记录见水前的无水期产油量、见水时间、见水时的累计产油量、累计产液量和岩样两端压力差随时间的变化关系，待出口端不再出油且压差稳定时结束实验；

9)计算含水率、采收率与水驱油效率；

10)重复步骤1)～8)，分别对9块实验样品进行实验，记录每一块样品的实验数据。

2.3覆压孔渗的测量

利用实验样品进行覆压孔渗测量，分别选取围压值为5，10，15，20，25，30，35，40 MPa，测试结果见表2、表3。

表2　孔隙度覆压测试结果

2.4水驱实验

利用实验样品分别在加围压5,10,20 MPa的情况下，以模拟地层水与模拟油完成的水驱油实验，结果见表4～6。

表4　5 MPa水驱油实验结果

表5　10 MPa水驱油实验结果

表6　20 MPa水驱油实验结果

3实验结果分析

3.1不同围压下孔隙度和渗透率测量结果分析

对12块样品在不同围压下的孔隙度与渗透率进行测量，从图3、图4可以看出，随着围压增大，岩心的孔隙度、渗透率逐渐减小，并呈幂函数规律变化。总的趋势是，在围压增大初期，变化幅度较大，围压进一步增大后，变化幅度相对减小。

根据实验结果，对孔隙度与渗透率随围压的变化曲线进行回归，得到了回归方程与相关系数。

样品号SKD-500B的孔隙度与围压力的关系式为：

∮= 16.468P-0.052，R2=0.963 5。

(1)

其中：∮为围压下的孔隙度测定值，%；P为围压值，MPa；R为相关系数。

样品号SKD-100A的渗透率与围压的关系式为：

K= 114.03P-0.061，R2=0.980 1。

(2)

其中：K为围压下的渗透率测定值，mD；P为围压值，MPa；R为相关系数。

根据实验结果，幂函数关系能较好地描述孔隙度、渗透率与围压的关系，其相关系数达到0.98。其相应关系式为

Y=Y0P-β。

(3)

其中：Y—围压下的孔隙度与渗透率测定值，%，mD；P—围压值，MPa；Y0，β—回归系数。

图3　不同岩样的围压孔隙度测量结果对比图

图4　不同渗透率级别下的岩样围压渗透率测量结果对比图

根据试验室测试结果研究表明，随着围压增大，孔隙度和渗透率值变小；地面孔隙度和渗透率小的砂岩β值较大，即净覆压对低孔渗砂岩的影响较大；地面孔隙度和渗透率大的砂岩β值较小，即净覆压对高孔高渗砂岩的影响较小[9]。

3.2不同围压下水驱油实验结果分析

将12个不同渗透率级别的样品岩心，在饱和油粘度为23.5 MPa·s，温度为50 ℃，围压值分别为5，10，20 MPa的情况下进行油水两相驱替，记录不同时刻采出水量与采出油量以及累产水量与累产油量，当含水率达99%时结束驱替实验，计算此时的驱油效率为最终驱油效率(图5)。

图5　不同覆压下不同渗透率级别的岩心驱替效率对比图

根据4组不同围压下的驱替效率，回归出四条围压值与驱油效率方程。

1 000 mD左右的岩心驱油效率与围压的关系式为：

E= 80.391e-0.13P，R2=0.999 6。

(4)

其中：E为驱油效率，%；P—围压值，MPa；R为相关系数。

根据实验结果，指数函数能较好地描述驱油效率与围压的关系，其相关系数达0.99。其相应关系式为

E=E0e-λp。

(5)

其中：E—驱替效率，%；P—围压值，MPa；E0,λ—回归系数。

4结论

1)通过室内试验，建立岩心孔隙度、渗透率随围压变化的关系模型，随着围压的增大，岩石孔隙度、渗透率逐渐减小，变化规律呈幂函数关系。

2)通过室内水驱油实验，建立岩心的驱油效率随围压变化的关系模型，驱油效率与围压呈指数函数关系，围压越大，驱油效率越低，且围压的变化对低渗透油田的驱油效率影响较大。

参考文献：

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FENG Xin,LI Fenghui,HOU Dongmei,et al.Abnormal high pressure hydrocarbon reservoir properties change with effective pressure[J].China Offshore Oil and Gas,2008,20(5):316-318.

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[7]中国石油勘探开发研究院石油采收率研究所,中石化胜利油W有限公司地质研究院.SY/T 5336-2006岩心分析方法[S].北京:石油工业出版社2006.

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WU Fan,SUN Lijuan,HE Jiang.Research and application of the law of porosity and permeability of the net overburden pressure[J].Southwest Petroleum University,1999,21(4):23-25.

(责任编辑：高丽华)

Experimental Study of Reservoir Physical Property Change and Water Flooding under Different Overburden Pressures

LI Baichuan1,ZHOU Jubiao2,DING Yusheng2,LI Xiangzhu2,LIU Yidan1,WANG Mengqi1

(1.College of Earth Science and Engineering,Shandong University of Science and Technology,Qingdao,Shangdong 266590,China；2.Anhui Oil Production Plant of Jiangsu Oilfield Company,SINOPEC,Tianchang,Anhui 239300,China)

Abstract:In oilfield water flooding,due to the breaking of formation hydrostatic balance,reservoir rock deforms under the overburden pressure,changing its physical properties and thereby affecting its water flooding recovery.An experiment,with the core of coring wells in Wanglongzhuang oilfield and Suizhong oilfield as samples,was carried out to measure the petrophysical property and water flooding under different confining pressures.The results show that rock porosity and permeability are of power function relationship to confining pressure,decreasing with the increase of confining pressure,while oil displacement efficiency of water flooding is of exponential function relationship to confining pressure,determining the distribution range of different exponents.

Key words:water flooding experiment;confining pressure porosity;confining pressure permeability;oil displacement efficiency

收稿日期：2015-09-29

基金项目：国家自然科学基金项目(41172109，51504143)；山东省自然科学基金项目(ZR2014DP012)

作者简介：李百川(1990—)，男，山东青岛人，硕士研究生，主要从事油气田开发方面的研究.E-mail：libaichuan0313@163.com

中图分类号：TE348

文献标志码：A

文章编号：1672-3767(2016)02-0022-07