论文部分内容阅读
摘要:为了实现对裂缝性油藏注水的良性开发,需要对裂缝油水相对渗透率曲线进行深入探究,发挥指导性的作用。本文主要借助碳酸盐岩油藏天然岩心,进行了油水相对渗透率试验研究,将造缝操作应用于基质岩心,对操作前后的相对渗透率曲线在结构和形态上的不同进行了系统分析。
关键词:裂缝;碳酸盐岩;相对渗透率;
为了实现对多相渗流的研究,必须了解相对渗透率曲线,这是最基本的一个项目。当前,这项试验主要集中在两个方面,即储层油水的两相渗流特点以及对曲线的处理方式,但是没有形成系统、权威的研究成果。本文在对碳酸盐岩裂缝天然岩心进行研究的基础上,总结出了相对渗透率的曲线所具备的规律,对基质岩心和裂缝岩心所形成的曲线特性进行了逐一的对比,借助不同的围压条件,对裂缝岩心的敏感度进行了探讨,以数值模拟的方式,分析了裂缝性油藏相渗应力对开采环境所造成的影响。
1 裂缝油水相渗实验介绍
1.1 材料准备
在实验中,需要配置地层水,黏度为1.078Pa·s,原油为1.20 Pa·s,二者黏度比约为1:1。在设置的地层约束条件下,二者的比也接近1:1。整个实验的地点选择在室温条件下进行。
1.2 实验的具体流程
对于天然岩心油水的相对渗透率,要采用非稳态的方式进行检测,具体流程为:首先,对岩心进行清洗,在完成烘干操作之后,称重量,标准为干重,再进行抽真空处理,与地层水呈现饱和状态,再称出湿重,确定孔隙度的数值;其次,进行油驱水操作,直至岩心再无水出现,明确原始和束缚条件下含油饱和度的状况;再次,在室温条件保持不变的情况下,放置一周,借助老化操作来维护和恢复岩石的湿润性;第四,采用非稳态的方法,进行油水相渗的实验,使岩心在恒压条件下,水驱至模型出口的含水量接近100%,此时需记录不同阶段和时期的产水量和油量;最后,对岩心进行更换,再对流程进行重新操作。
2 造缝前后相渗曲线对比分析
2.1水相渗透实验中,要选用基质岩心,对其相关数据进行测量,而后对其侧面进行施压,保证其能够在纵向上裂开,出现贯通缝隙,此时再对相关数据进行测量,比较两组数据,总结出曲线的共同点和异同点。依据此方法,再选择几个岩心进行造缝前后的相渗实验,进行系统的对比。经过比较会发现,相对渗透率曲线在造缝后呈现下降的趋势,而且速度较快,残余部分的油饱和程度较严重,这一条件下的水相相对渗透率呈现较高的状态,渗流区较窄,驱替效率较小。
2.2 经过系统的分析和对比,裂缝性岩心与基质岩心在相渗形态上存在较大的差异。实验证明,在接近水之后,岩心水相相对渗率呈现较快地上升。人造裂缝贯穿于所有岩心,其渗透率远远大于基质渗透率,且裂缝中不存在毛管力,水窜现象发生的几率比较大。裂缝对水驱油的效率产生明显的影响,一旦油藏被水淹没,开采工作就无法正常进行,如果水淹状态出现的比较早,就会产生较大范围的负面影响,阻碍了油田的持续发展。
3 相对渗透率应力敏感性分析
3.1渗透率的应力敏感性主要是由于两方面的因素决定的:首先,如果围压增大,那么就会出现岩心孔隙度和渗透率之间的应力敏感性,使得孔隙度和渗透率都出现变小的情况;其次,在喉道压缩的状态下,半径出现变化,那么,管力就会增大,渗流的阻力会大大增加。
3.2 由于裂缝岩心具有较大的应力敏感性,在地层压力逐步降低的情况下,裂度范围会降低,致使渗透率出现下降的情形,在根本上促使相渗曲线出现相同的变动。对天然的、有微小裂缝的岩心进行实验,设定不同的围压范围,观察相渗曲线的变化,尤其注重对应力敏感性的分析。在整个实验中,对渗透率、束缚水以及相渗曲线进行监测。
3.3 在进行造束缚水的时候,鉴于裂缝的存在,导致油驱水的现象比较难实现,饱和度较高。同时,无水采油的时间被缩短,含水迅速提升。随着围压的不断提升,裂缝慢慢出现闭合,孔隙和渗透率都降低,管力增大,束缚水饱和度呈现增大的趋势,两相区会变小,残油饱和度基本不变。
3.4相渗曲线在不同围压条件下的规律
首先,围压的变化与束缚水的变化成正比。鉴于应力敏感的存在,围压一旦变大,渗透率就会出现下降的趋势。岩石具有亲水的特性,在束缚水形成的时期,油驱水形成的困难增大,直接导致束缚水呈现较为饱和的状态;其次,围压的变化不会对相渗曲线的残余油饱和度产生影响。在具有裂缝的岩心中,在基质孔隙中会存在残油,基质会在渗透的作用下进行采油操作,如果体积不发生变化,即使经过较长时间的驱替,残油饱和度也不会发生任何变化;再次,围压与驱替率成反比。如果流压保持不变,围压增大会导致应力敏感增强,驱替很难实现;最后,围压增大,等渗点出现下移,相渗曲线的形状接近基质相渗曲线。
4 相对渗透率应力敏感对采出操作的影响
在围压较大条件下,对渗透率进行核实,含水率不高,即使开发时间一致,采出程度也不高。围压与裂缝程度呈反比,渗流阻力越大,水窜程度就越低。为此,如果采用注水开采,要保持较高的地层压力,降低渗透率对应力敏感的影响。
结束语:
综上所述,裂缝与相渗曲线息息相关。在实施造缝操作之后,岩心的可动油的范围变小,渗透率变大,曲线变化的幅度较大,残油饱和度上升,渗流区变小,驱替率不高;在裂缝油水中,相渗曲线上的残油饱和度不会发生变化,其中也包含束缚水,这就使得无水采油的几率变低,等渗点呈现下降的趋势,直接导致采出率降低;如果围压处于较大的状态,那么含水率就不高,即使相同的开发阶段,采出效果也不佳。因此,在进行注水开发的过程中,要尽量降低渗透率对应力敏感所产生的负面效应。
参考文献:
[1] 杨正明,李治硕,王学武,单文文. 特低渗透油田相对渗透率曲线测试新方法[J]. 石油学报,2010(04)
[2] 张学文,尹家宏. 低渗透砂岩油藏油水相对渗透率曲线特征[J]. 特种油气藏, 1999(02)
[3] 王立军,付百玲. 油水相对渗透率曲线的形态特征分析[J]. 科学技术与工程, 2012(09)
作者简介:唐梅(1978-),女,汉族,四川遂宁人,毕业于西南石油大学石油工程专业,工程师,现主要从事油田开发工作。
关键词:裂缝;碳酸盐岩;相对渗透率;
为了实现对多相渗流的研究,必须了解相对渗透率曲线,这是最基本的一个项目。当前,这项试验主要集中在两个方面,即储层油水的两相渗流特点以及对曲线的处理方式,但是没有形成系统、权威的研究成果。本文在对碳酸盐岩裂缝天然岩心进行研究的基础上,总结出了相对渗透率的曲线所具备的规律,对基质岩心和裂缝岩心所形成的曲线特性进行了逐一的对比,借助不同的围压条件,对裂缝岩心的敏感度进行了探讨,以数值模拟的方式,分析了裂缝性油藏相渗应力对开采环境所造成的影响。
1 裂缝油水相渗实验介绍
1.1 材料准备
在实验中,需要配置地层水,黏度为1.078Pa·s,原油为1.20 Pa·s,二者黏度比约为1:1。在设置的地层约束条件下,二者的比也接近1:1。整个实验的地点选择在室温条件下进行。
1.2 实验的具体流程
对于天然岩心油水的相对渗透率,要采用非稳态的方式进行检测,具体流程为:首先,对岩心进行清洗,在完成烘干操作之后,称重量,标准为干重,再进行抽真空处理,与地层水呈现饱和状态,再称出湿重,确定孔隙度的数值;其次,进行油驱水操作,直至岩心再无水出现,明确原始和束缚条件下含油饱和度的状况;再次,在室温条件保持不变的情况下,放置一周,借助老化操作来维护和恢复岩石的湿润性;第四,采用非稳态的方法,进行油水相渗的实验,使岩心在恒压条件下,水驱至模型出口的含水量接近100%,此时需记录不同阶段和时期的产水量和油量;最后,对岩心进行更换,再对流程进行重新操作。
2 造缝前后相渗曲线对比分析
2.1水相渗透实验中,要选用基质岩心,对其相关数据进行测量,而后对其侧面进行施压,保证其能够在纵向上裂开,出现贯通缝隙,此时再对相关数据进行测量,比较两组数据,总结出曲线的共同点和异同点。依据此方法,再选择几个岩心进行造缝前后的相渗实验,进行系统的对比。经过比较会发现,相对渗透率曲线在造缝后呈现下降的趋势,而且速度较快,残余部分的油饱和程度较严重,这一条件下的水相相对渗透率呈现较高的状态,渗流区较窄,驱替效率较小。
2.2 经过系统的分析和对比,裂缝性岩心与基质岩心在相渗形态上存在较大的差异。实验证明,在接近水之后,岩心水相相对渗率呈现较快地上升。人造裂缝贯穿于所有岩心,其渗透率远远大于基质渗透率,且裂缝中不存在毛管力,水窜现象发生的几率比较大。裂缝对水驱油的效率产生明显的影响,一旦油藏被水淹没,开采工作就无法正常进行,如果水淹状态出现的比较早,就会产生较大范围的负面影响,阻碍了油田的持续发展。
3 相对渗透率应力敏感性分析
3.1渗透率的应力敏感性主要是由于两方面的因素决定的:首先,如果围压增大,那么就会出现岩心孔隙度和渗透率之间的应力敏感性,使得孔隙度和渗透率都出现变小的情况;其次,在喉道压缩的状态下,半径出现变化,那么,管力就会增大,渗流的阻力会大大增加。
3.2 由于裂缝岩心具有较大的应力敏感性,在地层压力逐步降低的情况下,裂度范围会降低,致使渗透率出现下降的情形,在根本上促使相渗曲线出现相同的变动。对天然的、有微小裂缝的岩心进行实验,设定不同的围压范围,观察相渗曲线的变化,尤其注重对应力敏感性的分析。在整个实验中,对渗透率、束缚水以及相渗曲线进行监测。
3.3 在进行造束缚水的时候,鉴于裂缝的存在,导致油驱水的现象比较难实现,饱和度较高。同时,无水采油的时间被缩短,含水迅速提升。随着围压的不断提升,裂缝慢慢出现闭合,孔隙和渗透率都降低,管力增大,束缚水饱和度呈现增大的趋势,两相区会变小,残油饱和度基本不变。
3.4相渗曲线在不同围压条件下的规律
首先,围压的变化与束缚水的变化成正比。鉴于应力敏感的存在,围压一旦变大,渗透率就会出现下降的趋势。岩石具有亲水的特性,在束缚水形成的时期,油驱水形成的困难增大,直接导致束缚水呈现较为饱和的状态;其次,围压的变化不会对相渗曲线的残余油饱和度产生影响。在具有裂缝的岩心中,在基质孔隙中会存在残油,基质会在渗透的作用下进行采油操作,如果体积不发生变化,即使经过较长时间的驱替,残油饱和度也不会发生任何变化;再次,围压与驱替率成反比。如果流压保持不变,围压增大会导致应力敏感增强,驱替很难实现;最后,围压增大,等渗点出现下移,相渗曲线的形状接近基质相渗曲线。
4 相对渗透率应力敏感对采出操作的影响
在围压较大条件下,对渗透率进行核实,含水率不高,即使开发时间一致,采出程度也不高。围压与裂缝程度呈反比,渗流阻力越大,水窜程度就越低。为此,如果采用注水开采,要保持较高的地层压力,降低渗透率对应力敏感的影响。
结束语:
综上所述,裂缝与相渗曲线息息相关。在实施造缝操作之后,岩心的可动油的范围变小,渗透率变大,曲线变化的幅度较大,残油饱和度上升,渗流区变小,驱替率不高;在裂缝油水中,相渗曲线上的残油饱和度不会发生变化,其中也包含束缚水,这就使得无水采油的几率变低,等渗点呈现下降的趋势,直接导致采出率降低;如果围压处于较大的状态,那么含水率就不高,即使相同的开发阶段,采出效果也不佳。因此,在进行注水开发的过程中,要尽量降低渗透率对应力敏感所产生的负面效应。
参考文献:
[1] 杨正明,李治硕,王学武,单文文. 特低渗透油田相对渗透率曲线测试新方法[J]. 石油学报,2010(04)
[2] 张学文,尹家宏. 低渗透砂岩油藏油水相对渗透率曲线特征[J]. 特种油气藏, 1999(02)
[3] 王立军,付百玲. 油水相对渗透率曲线的形态特征分析[J]. 科学技术与工程, 2012(09)
作者简介:唐梅(1978-),女,汉族,四川遂宁人,毕业于西南石油大学石油工程专业,工程师,现主要从事油田开发工作。