低滲弱親油儲層水驅油效率及其影響因素

一般來說，[1.3]，潤濕性對儲層巖石油水的分布和微觀水驅油效率有顯著影響。弱親水儲層水驅油效率相對較高，親油儲層水驅油效率較低。然而,對于弱親油特低滲儲層巖石中的水驅油過程是否仍然存在這一規律、其微觀水驅油機理如何,目前研究尚少。本文通過真實砂巖微觀模型實驗和巖心實驗,對西峰油田長8特低滲弱親油儲層微觀水驅油效率及其影響因素進行了研究。1巖性油氣藏類型及含量西峰油田長8儲層具三角洲前緣沉積和局部濁流沉積特征,以灰綠、灰黑色細—中粒、細粒、中—細粒長石砂巖、長石巖屑砂巖、巖屑長石砂巖等為主,巖石顆粒以次棱角狀為主,分選性較好。石英含量36.1%～45.9%,長石含量30%～40%,長石、石英二者平均含量接近1∶1,還有含量非常高的中基性噴發巖巖屑(7%～15%,平均10%左右),不含白云巖巖屑。沉積變質型巖屑含量也較高,以千枚巖、泥板巖變質砂巖等為主含量左右填隙物以薄膜狀膠結的綠泥石及充填孔隙的鐵方解石為主,總量一般10%～16%。物性研究表明:巖石平均孔隙度10.2%,平均滲透率0.9×10-3μm2,為特低滲砂巖巖性油藏(1)。壓汞分析表明:平均孔喉半徑0.4μm,中值半徑0.2～0.3μm以上;喉道分選系數平均2.04,排驅壓力0.19～0.39MPa;退汞效率14.9%～27.4%。2實驗方法2.1實驗材料2.1.1弱親油巖心采用西峰油田長8油層中22塊特低滲弱親油巖心,其空氣滲透率0.254×10-3～6.14×10-3μm2,孔隙度7.50%～15.5%。2.1.2磨平等工序模型在保持實驗巖心的各類性質和孔隙結構的條件下,經洗油、烘干、切片、磨平等工序做成,模型直徑1.8～2.5cm,厚度0.5mm左右,模型承受壓力0.15MPa。利用顯微鏡等可視化技術,在實驗中隨時觀察該模型的各種水驅油動態現象同時照相或錄相記錄重要現象2.1.3實驗用模擬油實驗用地層水為X27井地層水,黏度1.051mPa·s;實驗用模擬油為X27井原油與煤油配制而成,黏度1.63mPa·s;實驗在常溫常壓下進行。2.2實驗方法巖心模型潤濕性恢復為7d,微觀模型水驅倍數為2～3倍,實驗壓差0.03～0.06MPa。3結果與分析3.1顯微鏡下觀察微觀水驅油的特性3.1.1親水儲層的油包織物由于儲層巖石表面的弱親油性,當模型處于原始含油狀態下時,束縛水主要以兩種形式存在于孔隙中:(1)存在于孔隙的中央,為周圍的油膜所包圍,形成油包水滴,卡在較大喉道中;(2)孔隙中油水同存,油水界面有些凸向油,有些凸向水,但凸向油的油水界面較多,而在親水儲層中油水界面多凸向水。鏡下觀察表明:一些油吸附在巖石顆粒的表面,呈浸染狀,油巖界線不清,而親水儲層油巖界限清楚。由此可見,特低滲弱親油儲層中束縛水的分布,對原油的流動存在賈敏效應,可能降低油相的滲透率。3.1.2指狀“前”指狀“前”在該階段,水先沿某些低阻力通道突進,在平面上反映為一個或幾個指狀“水道”,水道前沿之間幾乎不連通,但后緣在較小范圍內連通,指狀水道在出口端較快地形成了突破。這表明該類儲層在水驅油時無水期短,無水期水驅油效率低。3.1.3低滲親水儲層的水驅油過程觀察從根當注入水突破后,水油路徑在平面上逐漸交織成網,隨著注入水的進行,水網越來越密;水在孔隙中主要為活塞式驅油,即水在孔喉中以活塞的形式向前推進,且水流過的孔喉驅替的較為干凈,水流過后一些孔道有油膜留下,但隨著水的不斷流過,油膜逐漸變薄,一些地方的油膜可被水剝蝕掉;水主要先通過較大的孔道,然后通過較小的孔道,水常常繞流過一些含油孔隙,留下未波及到的死油塊,形成繞流殘余油。在整個水驅油實驗過程中,很少觀察到低滲親水儲層中經常見到的卡斷現象或非活塞驅。同時,在油水兩相流動期,水在模型平面上波及的比較均勻。3.1.4殘余油的殘余形式當水驅殘余油時,殘余油主要以油膜、微觀繞流(幾個孔隙組成的死油塊)的形式存在,尤其微觀繞流是最主要的殘余油形式。在整個水驅油實驗過程中,很少見到低滲親水儲層中常見的卡斷油滴3.2儲層精細水驅油效率與同水儲層巖心比較實驗結果表明:長8弱親油儲層巖心最終水驅油效率46.6%～55.8%,平均49.3%;無水期水驅油效率18.1%～25%,平均21.3%(見表1)。通過與同類儲層對比可看出:長8弱親油儲層巖心的無水期水驅油效率和最終水驅油效率略高于同類中性和弱親水的長6儲層巖心;無水期水驅油效率明顯低于同類長2親水儲層巖心和其他親水特低滲儲層巖心;最終水驅油效率與同類親水儲層巖心基本相當(見表1)。實驗結果表明:長8弱親油儲層巖石真實砂巖微觀模型水驅油效率39.8%～60.2%,平均49.7%,與巖心實驗結果基本相同(見表2)。通過與同類儲層的真實砂巖微觀模型實驗結果對比表明:其平均水驅油效率略大于長2低滲親水儲層和長6中性和弱親水儲層,并且與鄯善油田三間房組親水儲層水驅油結果相當(見表2)。以上實驗結果表明:盡管長8特低滲弱親油儲層巖石物性、孔隙結構與其他儲層存在一定差異(見表3),但仍然可認為儲層的弱親油性未嚴重影響最終水驅油效率,水驅油效率與其他親水、弱親水、中性特低滲儲層的微觀水驅油效率基本相當;潤濕性對特低滲儲層微觀水驅油效率的影響,主要反映在無水期水驅油效率上,親水儲層的無水期微觀水驅油效率明顯高于弱親水、中性和弱親油儲層;當原油黏度為1～3mPa·s時,特低滲儲層砂巖微觀水驅油效率一般40%～55%,潤濕性影響不是非常顯著,而巖石孔隙結構的影響更明顯一些。這可能是親水儲層存在更多的非活塞式驅油,容易產生較多的卡斷油滴殘余油,而弱親油儲層存在較多的油膜和繞流殘余油,雖然殘余油的形式不一樣,但對最終驅油效率的影響基本相同。3.3微觀水驅油效率實驗結果表明:提高注入壓力可以較大地提高長8弱親油儲層微觀水驅油效率;水驅油效率平均增加幅度為9.0%,最高增加幅度為12%(見表4)。這是因為提高注水壓力,一方面油膜厚度減薄,甚至被剝離,另一方面繞流殘余油明顯減少。3.4殘余油的攜帶實驗結果表明:由于長8儲層的弱親油性,大量水地沖刷將孔隙壁上吸附的油膜及繞流的殘余油不斷地攜帶出來;水驅體積倍數(PV)越多,水驅油效率越高,當水驅倍數超過2PV達到3PV時,水驅油效率雖然有所增加,但不顯著(見表5)。3.5殘余油的驅走和潤濕性的變化本研究選擇了非離子表面活性劑(DBA和CF-5D)和季銨鹽型陽離子表面活性劑(FRC)對該儲層進行了研究。實驗表明:活性劑注入地層后,可驅走一些繞流的殘余油,并將一部分油膜從孔壁上剝蝕下來;同時,巖石的潤濕性發生了變化,一些親油孔道變成親水孔道,殘余油出現較多被卡斷的油滴;表面活性劑對長8特低滲弱親油儲層的驅油效率的影響顯著,在水驅油基礎上驅油效率平均增加7.03%,最高9.13%(見表6)。4儲層巖石表面弱親油的強化效果1)特低滲弱親油、中性、弱親水、親水儲層微觀水驅油效率相當,未出現明顯的差異,對無水期微觀水驅油效率影響較大;低滲儲層巖石的孔隙結構對微觀水驅油的影響更明顯。2)在水驅油的各個階段,弱親油儲層的油水分布與親水儲層明顯不同,主要是活塞式水驅油,殘余油主要為油膜和繞流殘余油。3)水驅壓力對弱親油油層的微觀水驅油效率