低渗透储层中人工裂缝对水驱油渗流规律的影响研究

2019-04-01李喜成王丽影韩永峰裴鹏鹏

延安大学学报（自然科学版） 2019年1期

李喜成，王丽影，吕磊，韩永峰，裴鹏鹏，姜彪

(延安大学石油工程与环境工程学院，陕西延安716000)

我国致密低渗透油藏的资源储量巨大，由于储层基质渗透率较低，开采时普遍采用人工压裂的方法进行储层改造。随着体积压裂技术在低渗透油藏中的应用，人工裂缝将遍布于整个低渗透储层[1]，研究人工裂缝对水驱油效率的影响对低渗透储层的开发具有重要意义。很多学者在裂缝对储层水驱油效率的影响方面做过深入的研究[2-9]，大部分采用的是砂岩的微观填充模型[2-5]，部分采用真实岩心进行研究[6-9]，但研究内容更多偏向于微裂缝造成的宏观非均质性对渗流规律的影响，而在由于人工裂缝的存在而引起的渗流规律变化方面的研究尚未看到。本文创新之处在于使用人工造缝技术并改进了实验测量方法，定量研究由于人工裂缝的存在而引起的驱油效率的改变，准确测定人工造缝前后水驱油过程中的相关参数，运用对比分析的方法研究人工裂缝的存在对油水两相渗流特征及水驱油效率的影响，分析裂缝性岩心水驱油过程中存现的特殊现象以及其产生原因，为体积压裂储层采收率的预测提供基础的实验测试数据。

1 实验方法

1.1 实验岩心

本文选取了克拉玛依油藏乌尔禾组低渗透储层5块岩心，其中前4块岩心无裂缝，第5块岩心含天然微裂缝，然后运用人工造缝技术造出一条沿岩心轴向的贯穿缝，模拟岩石被压裂或天然裂缝被沟通后的储层。岩心造缝前后气测渗透率参数及实验设计思路如图1所示。

1.2 实验流体

根据该地区矿化度，配制模拟地层水，根据储层油粘度配制模拟油。实验温度为模拟地层温度40 ℃。在模拟温度下，模拟地层水粘度为0.66 mPa·s，模拟油的粘度为1.64 mPa·s 。

1.3 实验步骤

分别对5块岩心造缝前后进行了非稳态法水驱油实验测定，实验方法参照行业标准SY/T5345-2008。实验采用高精度Quizix泵进行定流量驱替，岩心驱替流量设定为0.05 mL/min。实验压力直接由计算机数据采集系统采集。测量记录水驱油过程中的驱替压差、出油量、出水量及驱替时间。实验流程如图2。实验步骤为：①将岩心洗油、烘干，饱和地层水和模拟油，按照标准对岩心进行水驱油实验。②将岩心重新洗油，烘干后饱和油，然后再用特定的造缝机器沿轴向进行造缝，造缝后再重新饱和油。并将裂缝岩心在实验环境下(环压20 MPa)静置24 h老化，测量束缚水饱和度下裂缝岩心的油相渗透率。③按照标准对裂缝岩心进行水驱油实验。④将裂缝岩心重新洗油，测量气测渗透率，结束实验。

本实验的难点在于裂缝岩心的饱和油过程，由于在水驱油实验前，需要先对岩心进行饱和油以模拟储层条件(储层岩石在初始条件下含有束缚水和地层油)。而饱和油一般用油驱水的方法实现，如果岩心含有裂缝，则易形成油窜而无法使岩心基质充分饱和油。本实验改进了实验流程，使岩心先饱和油，再进行人工造缝，造缝后再次进行油驱水实验以使岩心充分饱和油。然后再测定裂缝岩心的水驱油相关参数。

图2 水驱油实验流程图

2 结果分析

2.1 裂缝岩心相对渗透率曲线分析

对比分析岩心人工造缝前后相对渗透率曲线，发现二者差异明显，绘制油水两相相对渗透率及驱替压差随含水饱和度变化关系曲线如图3所示。造缝前岩心相渗曲线如图3(a)，随着驱替的进行，水相沿着颗粒表面优先进入阻力小的大孔隙，然后进入中小孔隙驱替油相，驱替阻力逐渐增大，表现为驱替压差不断升高。当驱替压差增高到一定值时(图中约为11 MPa)，此时足够多的水相流体进入岩石孔隙，水相流体开始参与流动，水相相对渗透率开始增大，越来越多的油被驱替出来，油相相对渗透率逐渐减小。直至油相流动通道完全被水所占据，油相停止流动，此时驱替压差达到最大值。随着驱替的进一步进行，水相流体已经形成优势通道，此时水相的渗流阻力小于油水两相共同渗流时的阻力，驱替压差下降。造缝后岩心相渗曲线如图3(b)，表现出完全不一样的规律。由于裂缝中的渗透率远远大于基质岩心，水相流体优先进入裂缝，在较低的驱替压差下即可驱替裂缝中的油，并很快形成渗流通道，此时整个岩心的含水饱和度仍然较低，但水相流体已经参与流动。随着驱替的进行，水相流体开始进入基质岩心，在较低的驱替速度下(本次实验驱替流量为0.05 mL/min，合驱替速度0.06 m/d)，储层中将出现基质和裂缝直接油水交换现象，在渗吸等作用下[10]，基质中的油逐渐流出，水相渗透率逐渐增高，整个基质岩心中的油主要在此阶段采出。当基岩中的可动油相被驱替出之后，驱替压差迅速增高，水相渗透率有所下降。分析认为长时间的驱替后，在应力敏感性[11]的影响下，裂缝开始闭合，渗透率开始降低。

(a)造缝前岩心相渗曲线；其中(b)图中相渗曲线分为三段：1.裂缝出油段；2.裂缝逐渐闭合-基质出油段；3.裂缝完全闭合段；(b)造缝后岩心相渗曲线

图3典型岩心造缝前后相对渗透率曲线特征(以1号岩心为例)

分析认为裂缝性岩心水驱油过程可以分为三个阶段。第一个阶段为裂缝出油段，驱替压差逐渐上升，裂缝所控制的原油逐渐流出，该阶段在出口端见水时结束，即裂缝所控制的原油主要在无水采收期采出。而一般裂缝所控制的油量较少，因而裂缝岩心无水采收率较低。第二个阶段为裂缝逐渐闭合-基质出油段，该阶段裂缝逐渐闭合，驱替压差逐渐上升，基质中可流动的油被采出。第三个阶段为裂缝完全闭合段，该阶段驱替压差迅速上升，出油量迅速降低甚至停止出油，水相渗透率下降。裂缝闭合段结束后，统计实验岩心造缝前后最终水相渗透率值见表1最后一列，可以看出，裂缝闭合后，水相渗透率为造缝前(基质)水相渗透率的2.6倍到10倍左右，说明闭合后的裂缝仍有一定的导流能力。

表1 人工裂缝对驱油效率的影响实验结果统计

2.2 裂缝对岩心水驱油效率的影响分析

对岩心造缝前后水驱油效率相关参数统计见表1。造缝前，岩心孔隙度和束缚水饱和度基本相同，但造缝后，岩心气测渗透率增大了8～110倍，人工裂缝较大程度的改善了岩心的渗流能力，因而，水驱油驱替压差明显降低。造缝前，岩心平均驱替压差为0.79 MPa～12.42 MPa，造缝后变为0.13 MPa～1.06 MPa，造缝后驱替压差约为造缝前的4%～16%，且造缝前后渗透率差异越大，改善效果越明显，这是人造裂缝有利于开采的一面。但同时人工裂缝增大了岩心的非均质性，在水驱油的过程中，水沿着裂缝突进到出口端，致使见水时间提前，无水采收率降低。从表1可以看出，含裂缝(包括天然裂缝)的岩心无水采收率一般为0.65%～12.32%，而无裂缝岩心的无水采收率一般为29.83%～42.74%。造缝后岩心无水驱油效率明显降低，岩心造缝后无水驱油效率约为造缝前的8%，最终驱油效率约为61%。这说明人工裂缝加剧了水窜现象，大大降低了无水采收率，使得岩心残余油饱和度提高，最终驱油效率降低，这是人造裂缝不利于开采的一面。对于含天然裂缝的岩心5，造缝扩大了缝宽，驱替压差降为原来的16%，无水采收率降为原来的83%，最终采收率降为原来的82%。说明人工裂缝沟通天然裂缝后，同样改善了渗流能力，降低了驱油效率，但降低幅度较小。

2.3 岩心造缝前后水驱油规律对比分析

岩心造缝前后渗流规律差异明显，以4号岩心为例，造缝前后水驱油相关参数对比如图4所示。图4(a)是相对渗透率曲线对比图，裂缝性岩心相渗曲线等渗点左移，由于裂缝的存在，水沿着裂缝很快到达出口端，使得在较低的含水饱和度下就可以实现油水共渗，因此出现等渗点左移的现象。而一般根据等渗点的位置来判断岩心的润湿性，这显然在裂缝性岩心中是不准确的。图4(b)不同驱替体积倍数(PV数)下的采出程度对比图，造缝前岩心在较低的驱替PV数下就能获得较高的采出程度(RO)，曲线初始阶段较为陡峭，岩心见水后采出的油量较少，即使增大驱替体积倍数，仍然很难采出剩下的残余油。而裂缝性岩心的采出程度增加趋势较为平缓，岩心见水后仍能采出部分油。随着驱替的进行，最终采出程度均稳定在一个值，且造缝前岩心最终采出程度远高于造缝后。在驱替3倍的孔隙体积后，采出程度不再增加，测试发现驱替10倍的孔隙体积和驱替3倍孔隙体积的采出程度相差不到1%，但驱替成本大大增加，故采油后期仅靠增大驱替PV数来提高采收率的方法不可取。图4(c)是不同驱替体积倍数(PV数)下含水率对比图，造缝前，出口端含水率上升较快，出口端见水后很快达到100%含水，油水两相共同渗流的区间较小。而造缝后岩心含水率上升缓慢，在驱替2倍的孔隙体积后，含水率才上升到98%左右，有很大一部分油将在油水两相共同渗流时采出来。图4(d)是含水率和含水饱和度关系曲线，基质岩心较为陡峭，裂缝性岩心较为平缓。说明裂缝性岩心在储层较低含水饱和度下即见水，出口端含水率增速较为平缓，两相流体共渗区间内仍然能采出部分残余油。