南堡凹陷低渗透油藏启动压力梯度模拟实验研究

2021-10-25史晓波

录井工程 2021年3期

贾然史晓波于文于佳

(①中国石油长城钻探工程有限公司录井公司；②中国石油辽河油田分公司兴隆台采油厂)

0 引言

南堡凹陷属于黄骅坳陷的次级构造单元，受其构造演化特征影响，形成一个断陷盆地[1]。东营组自下而上发育完整，符合沉积旋回特征，划分为东一、二、三段，储层物性逐渐变差。东二段整体以中孔、低-特低渗为主。受沉积微相及成岩作用影响，该地区储层连通性差、分子表面作用力强，启动压力梯度现象明显。启动压力梯度的存在直接影响低渗透油藏的开发效果，且该实验开展时间较短，近期认识才得以逐渐深化，形成一套系统的可以应用推广的行业认可标准极为迫切[2]。笔者查阅大量文献资料，通过多维实验对比结果，总结出一套以气体作为输出压力，通过精密气体计量泵准确计量的方法。该方法实验结果应用较好，并通过水、油单相驱及束缚水下油驱分别求得的启动压力梯度结果进行对比验证，最终确定束缚水下油相启动压力梯度的结果参考价值更高，因此通过该方法得出的实验结果更贴近实际生产注采情况，对于后期采油井改注及注采压差调整、注采井距选择等都能提供理论支撑。

1 实验过程

1.1 实验方法与装置

对于室内启动压力梯度实验方法的选择，大体上分为恒速法和恒压法，输出动力主要是通过液体泵驱替。首先，采用恒速法实验的过程中，特别对于低渗透岩心来说，很难实现较小流量下稳定输出，实验稳定时间长，数据滞后性严重；其次，液体泵长时间工作状态下，泵压精度降低，双泵切换过程中的压力转换对实验数据有影响，偏差超过可修正区间。基于以上原因，本文采用气源输出的恒压法进行驱替实验，可有效避免由于设备原因造成的实验误差。

1.2 实验准备

本文选取南堡凹陷东二段共60块天然岩心，其中水相启动压力梯度实验岩心20块，油相启动压力梯度实验岩心20块，束缚水下油相启动压力梯度实验岩心20块。所有天然岩心均参照标准GB/T 29172-2012《岩心分析方法》进行洗油处理，并经过烤箱恒温105℃烘烤48 h。岩心气体渗透率为2.15～16.68 mD，直径为2.49～2.52 cm，长度为4.20～4.25 cm(表1)，地层流体矿化度3 000～25 000 mg/L，模拟油粘度2～50 mPa·s。在实验进行前，先要把样品抽空处理24 h，然后根据地层矿化度及油粘度配置模拟地层水和模拟油进行加压饱和，一般依据样品气体渗透率确定饱和时间，同时保持实验室内温湿度恒定。

表1 南堡凹陷东二段岩心实验数据(部分)

1.3 实验步骤

1.3.1 单相水启动压力梯度

将饱和模拟地层水的岩心放入夹持器中，环压恒定设置2 MPa，检查管线接头气密性，优化管线减少死体积。根据岩心气体渗透率拟定实验方案，选定足够小压力作为实验起始压力，起始压力选取越小实验数据精度越高。通过精密气体计量泵调节起始压力为0.001 MPa，如果夹持器尾端没有液体流出，逐渐增加起始压力，直到岩心驱替通过液体，待驱替液输出稳定，一般驱替10～15倍孔隙体积后，使用秒表计量单位时间液体驱替量，准确计算流速，然后继续下一个压力点的测量(压力间隔选取不宜过大)。待10个压力点数据测量结束后，以压力梯度为横坐标、流速为纵坐标绘制实验曲线图(图1)。

图1 启动压力梯度典型实验曲线图(单相水)

1.3.2 单相油启动压力梯度

单相油启动压力梯度实验与单相水的实验大体相同，区别在于岩心饱和模拟油，且驱替介质亦为模拟油。一般气体渗透率相同或相差不大的情况下，单相油启动压力梯度比单相水大，主要受岩心润湿性及流体粘度等影响，所以在进行单相水实验后，单相油实现压力点的取值一般大于单相水实验压力。实验结束后绘制曲线图(图2)。

图2 启动压力梯度典型实验曲线图(单相油)

1.3.3 束缚水下油相启动压力梯度

依据国标GB/T 28912-2012《岩石中两相流体相对渗透率测定方法》，将饱和模拟地层水的岩心经模拟油进行驱替，先从低流速进行油驱水，逐渐增加驱替速度直至没有水流出为止，建立稳定的束缚水状态。再依据前文提到的驱替流程，进行束缚水下油相启动压力梯度实验。实验结束后绘制曲线图(图3)。

图3 启动压力梯度典型实验曲线图(束缚水下油相)

2 实验结果

归纳60个样品的驱替实验结果，绘制单相水、单相油及束缚水下油相启动压力梯度的“流速-压力梯度”关系曲线图。通过关系曲线图可以发现，曲线起始点无限接近于x轴，且不过原点，曲线形态近似二次曲线(抛物线)，且相关系数较高。曲线存在较明显的线性段和非线性段，当压力较小时，非线性段的实验数据对实验结果影响更大，这就是前文提到的以更小的实验压力作为起始压力的原因。通过求解抛物线方程，即在y=0(流速为0 mL/min)时，曲线与x轴的正向交点为最小启动压力梯度。

y=ax2+bx+c

(1)

(2)

其中a、b、c为方程回归常数。通过此方法所得实验结果，可较好地用于低渗透油藏，但很难判断达西段与非达西段区间，需要进一步加强中高流速状态的研究，建立起完整的渗流体系。通过实验求得南堡凹陷东二段岩心启动压力梯度实验结果见表2。

表2 南堡凹陷东二段岩心启动压力梯度实验结果

3 气体渗透率与启动压力梯度的对应关系

3.1 单相水启动压力梯度

通过表2数据可见，单相水启动压力梯度受气体渗透率的影响存在差异。气体渗透率越大的样品，往往出现启动压力梯度更小的现象。不同气体渗透率的样品存在启动压力梯度变化的拐点，一旦拐点出现，随着气体渗透率的降低启动压力梯度增大趋势明显，而气体渗透率增大时启动压力梯度降低趋势变缓。依据曲线形态特征，发现气体渗透率和单相水启动压力梯度呈现较好的乘幂负相关关系(图4)。

图4 气体渗透率与单相水启动压力梯度的关系曲线

3.2 单相油启动压力梯度

单相油启动压力梯度与气体渗透率的关系曲线与单相水的类似。拐点位置向原点方向偏移，说明同样气体渗透率条件下，单相油启动压力梯度大于单相水启动压力梯度，且气体渗透率的正反向变化对单相油启动压力梯度的影响更突出。气体渗透率和单相油启动压力梯度呈现较好的乘幂负相关关系(图5)。

图5 气体渗透率与单相油启动压力梯度的关系曲线

3.3 束缚水下油相启动压力梯度

束缚水下油相启动压力梯度实验是本文周期最长、干扰因素影响最大的实验。从实验结果(图6)也可以发现，其受限于造束缚水结果的好坏，可动用地层

图6 气体渗透率与束缚水下油相启动压力梯度的关系曲线

水是否完全排出，束缚水下油相启动压力梯度结果远大于单相水、单相油实验结果。但与气体渗透率的对应关系类似，说明通过物性参数气体渗透率的数值可以与不同流体状态下的启动压力梯度进行关联评价，两者良好的乘幂负相关关系是实验中不同流体状态下的共性。

4 探讨与评价

在低渗透油藏中，启动压力梯度的存在已经得到普遍共识，中高渗透油藏是否存在启动压力梯度还处在探讨争论阶段。启动压力梯度实验结果主要应用于注采井距的调整以及采油井转注的选取。低渗透油藏注采井之间的压力损耗是采收率降低的直接原因，单纯提高注采压差并不能解决低渗透油藏内部由黏土矿物造成的敏感性伤害，加大注采井密度是可以改善采收率降低的有效手段，但考虑到开采成本及开发风险，基于启动压力梯度模拟实验研究的结果，建立极限注采井距的图板，对研究区低渗透油藏经济有效开发具有重要意义。

根据不同流体状态下计算的启动压力梯度和以下公式[3]可求得不同压力梯度下的极限注采井距。选取不同注采压差条件下，气体渗透率和极限注采井距之间的对应关系，建立关系曲线图(图7)以便查阅。

图7 不同注采压差下地层气体渗透率和极限井距的关系曲线

(3)

式中：pH为注水井井底流压，MPa；pW为采油井井底流压，MPa；R为注采井距，m;rW为井筒半径，m；λ为启动压力梯度，MPa/m。

通过图7可以发现，启动压力梯度和注采井距存在一定相关性：启动压力梯度越大极限注采井距越小；束缚水下油相启动压力梯度对应的注采井距比另两种单相流体对应的结果明显变小。通过所选井组实际注采井距发现，束缚水下油相启动压力梯度对应的注采井距更符合实际注采情况，据此可建立有效的驱替系统，充分动用井间油藏[4-5]。凭借此数据图板，不断扩充研究区数据量，进一步丰富完善图板的应用性，并在南堡凹陷东二段进行有效推广。