J区块注水开发储层物性变化规律研究

2021-12-29姚振杰罗婷婷

非常规油气 2021年6期

姚振杰,赵洋,李剑,罗婷婷,杨红

(陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院,西安710065)

0 引言

目前,国内提高原油产量的主要方法是注水开发,注水开发油田的产量在总产量中占比较大[1]。注水开发过程中,油藏渗流特征表明储层物性会发生变化[2-4]。注入水不仅可以驱替油,而且对储层孔隙、渗透率及润湿性等物性有较大的影响[5-7]。因此,有必要研究注水开发储层物性变化规律。目前,研究注水开发阶段储层物性变化的方法主要有测井解释法、数值模拟法及室内实验驱替岩心法等[8-19]。该文采用岩心驱替法,结合CT 扫描从微观角度研究J区块储层物性变化规律,为优化J区块注水开发方案奠定理论基础。

1 实验条件

实验采用Sky Scan 1172高分辨率CT 扫描机、Br uke advance-8 X 射线衍射仪、FY 型恒温箱以及TQ 型台式切片机等。实验用水为实验区块回注水,其矿化度为20 000 mg/L。实验岩心为J区块天然岩心,岩心物性参数如表1 所示。将注入孔隙体积倍数分别为0,10,20,30,40,50 倍所制得的天然岩心薄片进行CT 扫描、润湿性测定及扫描电子显微镜鉴定,研究不同注入阶段岩心的孔隙结构变化规律。

表1 岩心物性参数Table 1 Core physical property parameters

2 结果与讨论

2.1 不同注水开发阶段孔隙变化

用J区块地层水驱替处理好的天然岩心,岩心气测渗透率为100×10-3μm2,地层水矿化度为20 000 mg/L。注入孔隙体积倍数分别为0,10,20,30,40,50倍时,取出岩心切片,所制得的岩心薄片进行CT 扫描。

不同注水开发阶段储层物性参数如表2所示。

表2 不同开发阶段储层物性参数Table 2 Reservoir physical parameters at different develop ment stages

由表2可知,随着驱替过程的不断进行,注入孔隙体积倍数的不断增加,孔隙度及孔隙直径的分布范围是动态变化的,孔隙度和孔隙直径平均值是升高的。当注入孔隙体积倍数为0 倍时,孔隙度为15.33%～17.35%,孔隙直径为0.5～144.93μm;当注入孔隙体积倍数为10倍时,孔隙度分布范围升高,变为16.27%～18.13%,孔道直径的分布范围变小,由0.50～144.93μm 变为0.51～113.64μm。由于注入流体携带着微粒发生运移,微粒释放了原来占据的孔隙空间,但是微粒运移后占据了大的孔隙空间,使得岩心的平均孔道直径和平均孔隙度增大。随着流体不断注入,驱替倍数继续增加至20和30倍时,注入流体不断地冲刷岩心,微粒不断运移,部分体积较小的微粒随着地层水流出岩心,部分体积较大的微粒卡堵在岩心孔隙吼道处,孔隙度及孔隙直径升高。当驱替倍数增加至40和50倍时,岩心中的部分微粒继续被驱出岩心,滞留的微粒有所减少,部分滞留的微粒继续运移堵塞孔隙吼道,孔隙度由驱替倍数30倍时的15.31%～20.56%变为50倍时的16.37%～20.26%,孔隙直径由驱替倍数30倍时的0.63～134.21μm 变为50倍时的0.74～119.11μm,孔隙度平均值及孔隙直径平均值缓慢升高。但是,注入孔隙体积倍数由0倍升高到50倍时,喉道配位数变化不大,这表明岩心注入流体只是引起了孔隙中微粒发生运移,虽然孔隙直径及孔隙度发生了动态变化,但并未引起孔隙结构发生大的变化。总体而言,随着驱替孔隙体积倍数的增大,孔隙直径和孔隙度是缓慢升高的。

图1是不同驱替倍数时岩心切片的孔隙状况扫描图片,图中蓝色部分代表骨架,黑色代表孔隙,黄色粒状分布为岩石孔隙中的松散微粒。

图1 不同注水开发阶段CT 扫描结果(×400)Fig.1 CT scan results of different water flooding stages(×400)

0倍孔隙体积倍数为未进行水驱的岩心截面图,以下分析以其为参考。注入孔隙体积倍数为10倍时,孔隙中黄色游离的微粒有所增多,但游离的微粒更加集中,微粒主要集中于大孔隙吼道处,说明注入流体后,岩心中的微粒随着注入流体而发生运移;注入孔隙体积倍数为20和30倍时的岩心图片,黄色游离的微粒减少,这是由于随着注入流体的进一步冲刷,部分微粒被携带出;注入孔隙体积倍数达到40和50倍时,岩心中游离微粒越来越少,说明注入流体对储层的冲刷作用越来越强,可移动的微粒被大量携带出。

图2是不同注水开发阶段储层孔隙度变化。J区块储层黏土矿物含量比较高,岩心样品分析黏土含量为30%。黏土矿物主要以蒙脱石和高岭石等为主。注水开发过程中,蒙脱石遇水容易发生膨胀现象,流体的冲刷作用容易引起高岭石微粒的运移,这导致了岩心在不同的注入阶段孔隙结构参数发生动态变化。当注入孔隙体积倍数是0,10,20,30,40 和50 倍时,平均孔隙度分别为16.51%,16.62%,16.43%,16.67%,16.57%和17.06%。随着注入孔隙体积倍数的增大,孔隙度平均值升高。孔隙度分布范围变小,但是孔隙度分布范围的值是增大的;孔隙直径的分布范围变小,有大小孔道集中的趋势。因此,对于J区块,随着注入流体对储层的不断冲刷,引起岩心中的微粒发生运移,才导致了孔隙度、孔隙直径的变化。J区块孔隙度随着注入孔隙体积倍数的增大有升高的趋势。

图2 不同注水开发阶段孔隙度变化Fig.2 Variation of porosity in different water flooding stages

2.2 不同注水开发阶段渗透率变化

平流泵的流速设定为0.1 mL/min,恒速驱替岩心。当注入孔隙体积倍数达到10,20,30,40 和50倍时,记录对应的压力。已知岩心长度、横截面积、地层水黏度及流速,根据达西公式,计算得到岩心水测渗透率。实验结果如图3所示。

图3 不同注水开发阶段渗透率变化Fig.3 Variation of per meability in different water flooding stages

在注水开发过程中,随着注入孔隙体积倍数的不断增加,岩心水测渗透率先降低后升高。当注入孔隙体积倍数是10,20,30,40和50倍时,渗透率分别为24.5×10-3μm2,31.4×10-3μm2,28.6×10-3μm2,32.3×10-3μm2和34.2×10-3μm2。注入孔隙体积倍数达到30倍时,渗透率降低。

J区块蒙脱石(伊/蒙混层)含量为10%,高岭石含量为32%,伊利石含量为16%,绿泥石含量为42%。注水开发过程中,外来流体对高岭石和伊利石等黏土矿物微粒的冲刷作用,容易导致微粒发生运移,进而发生速敏现象。J区块岩心渗透率发生波动变化,是由于注入水的冲刷作用,导致微粒发生运移,卡堵在孔隙吼道处。随着流体的不断注入,运移的微粒卡堵了孔隙吼道,流动阻力越来越大,注入压力越来越高。当注入压力大于流动阻力后,卡堵在孔隙吼道处的微粒会被冲开,使注入压力降低,岩心渗透率升高,但变化幅度很小。综上所述,随着注水开发过程的进行,岩心的渗透率先降低后升高。因此,对于J区块,需要控制注水速度,避免引起速敏现象。

2.3 不同注水开发阶段胶结类型变化

当注入孔隙体积倍数为0,10,20,30,40,50倍时,对J区块天然岩心薄片进行CT 扫描,观察胶结方式变化。不同注水开发阶段岩心孔隙胶结类型变化如图4所示(图中灰色部分代表骨架,黑色部分代表孔隙)。

图4 不同注水开发阶段岩心孔隙胶结类型变化Fig.4 Change of pore cementation types of core in different water flooding develop ment stages

未注水时,即注入孔隙体积倍数为0倍时,颗粒间的接触方式以点-线接触为主,胶结方式是孔隙式胶结;注水后,注入孔隙体积倍数达到10,20,30,40和50倍时,颗粒间的接触方式还是以点-线接触为主,胶结方式依然是孔隙式胶结。因此,随着注入流体的不断冲涮,储层胶结方式一直是孔隙式胶结,未发生变化。

2.4 不同注水开发阶段润湿性变化

根据储层表面水的润湿接触角大小,润湿性分为亲水、中性和亲油3种。0°≤润湿接触角<90°,属于水湿(亲水);润湿接触角=90°,属于中性;90°<润湿接触角≤180°,属于油湿(亲油)。亲油储层,油是润湿相;亲水储层,水是润湿相。

将注入孔隙体积倍数分别为0,10,20,30,40和50倍所制得的岩心薄片进行润湿性测定,观察不同注水开发阶段岩心润湿性的变化。

注水开发过程中,随着注入孔隙体积倍数的增加,润湿接触角是降低的。当注入孔隙体积倍数分别是0,10,20,30,40和50倍时,对应的润湿接触角分别是97°,56°,50°,42°,40°和40°。注入孔隙体积倍数是0倍时,初始润湿角是97°,储层润湿性属于油湿;当注入孔隙体积倍数达到10倍后,润湿接触角<90°,储层润湿性发生改变,由油湿变为水湿。实验结果如图5所示。

图5 不同注水开发阶段润湿接触角变化Fig.5 Variation of wetting angle in different water flooding stages

未进行水驱时,储层内油水处于稳定状态,储层吼道壁上附着一层油膜。进行水驱时,界面张力和毛细管力为水驱油阻力,驱替压力需要不断克服界面张力和毛细管力,将油推向孔隙吼道的中轴方向,注入水穿过油膜,外来注入水与储层束缚水汇聚到一起,使得储层含水饱和度升高,储层的润湿性由亲油性变为亲水性。当储层为亲水性时,毛细管力会变为水驱油的动力,同样的注水压力下储层水驱油动力变大,注入水和束缚水结合的更快,含水饱和度不断升高,亲水性越来越强,对于注水开发油藏是有利的。综上所述,对于J区块随着注水开发的不断进行,储层的亲水性越来越强。

2.5 现场注水开发问题

J区块黏土矿物含量约为28%,其中蒙脱石(伊/蒙混层)含量为10%,高岭石含量为32%,伊利石含量为16%,绿泥石含量为42%。当储层含伊/蒙混层、蒙脱石等膨胀型黏土矿物,注入流体矿化度未达到临界矿化度时,储层易发生水化膨胀现象;当注水速度大于临界流速时,高岭土、伊利石等微粒发生运移,堵塞喉道,从而使储层渗透率下降,发生速敏现象,注水压力升高。根据敏感性评价实验,J区块水敏强度为中等偏强,速敏程度为中等强度。

图6是J区块J-1井注水压力曲线,注水压力随时间是波动变化的。2013年5月开始注水时,注入井压力是0 MPa。2013年10月注入井注水压力是1 MPa,2013年12月压力上升到4 MPa,结合J区块储层物性变化规律研究及敏感性评价实验,储层可能出现水敏及速敏,黏土矿物发生膨胀,微粒运移堵塞孔道,使注水压力急剧升高。继续注水,压力升高到一定程度把堵塞的孔道冲开,注水压力降低,2014年2月注水压力降低到2 MPa。继续注入水时,颗粒又产生运移,颗粒继续堵塞孔道,使得储层流通性变差,注水井注水压力升高,2014年12月注水压力升高到5 MPa。由于敏感性对储层造成的伤害,导致储层的渗透率降低,注水井的压力升高。当注水压力升高到一定程度时,堵塞储层的小颗粒被冲开,储层孔道的流通性变好,注水井的压力降低。现场继续注水时,储层微粒继续运移,堵塞孔道,使得储层的流通性变差,注水井的压力升高。微粒堵塞、冲开过程往复循环,导致现场的注入压力不稳定,产生波动。