雁木西疏松砂岩油藏水驱油渗流特征研究

石油地质与工程

2011年3月P ETROLEUM GEOLOGY AND ENGI NEERING第25卷第2期文章编号:1673-8217(2011)02-0082-03

雁木西疏松砂岩油藏水驱油渗流特征研究

陈世明1,2

(1.长江大学石油工程学院,湖北荆州434023;2.中国石油吐哈油田公司)

摘要:从雁木西疏松砂岩岩心实验获取的相渗数据出发,对油藏平均相对渗透率曲线进行修正,从而进一步研究疏松砂岩油藏的水驱油渗流特征。新修正的相渗曲线推衍出的微观驱油特征类似活塞式驱动方式,即水驱效率较高,中高含水阶段含水上升趋于平缓,具有提液空间。经现场实践验证表明,修正相渗曲线得到的水驱规律与目前该油藏动态变化规律表现一致。

关键词:疏松砂岩;水驱油藏;两相相渗曲线;含水率

中图分类号:TE341文献标识码:A

利用相对渗透率资料,通过一些经验公式和相关分析方法,可以定性-半定量甚至定量地进行油藏动态分析或产量预测,并据此制定相应的开发调整措施,改善油田的生产状况[1-2]。雁木西疏松砂岩油藏早期曾利用油水相对渗透率曲线建立了一套动态预测理论图版,经过近8年的注水开发实践表明理论图版存在一些偏差,究其原因主要是假设油水相对渗透率比值与含水饱和度为指数关系式。本文通过对该油藏若干岩心相渗数据的分析,筛选出相关性最好的K ro/K rw与S wd关系式,并对均一化相渗曲线进行重新修正,得到的油藏产水规律预测指标与实际结果比较吻合,据此提出的技术政策更具有指导作用。

1水驱油相渗曲线归一化处理

雁木西第三系油藏构造位置位于台北凹陷西部胜南雁木西构造带西端,为一套曲流河沉积的不等粒砂岩(81%)储层。储层胶结疏松,主要胶结物为方解石,为中孔中渗油藏,受沉积的多期性影响,纵向上储层严重非均质,由胶结致密过渡到次致密再到疏松砂岩,由含砾中砂岩、含砾不等粒砂岩,到粗砂岩、细砂岩等。开发初期进行的水驱油相渗实验共取相渗曲线4条。5块岩心残余油饱和度介于24.1%~33.4%,平均在29.3%;束缚水饱和度介于46.7%~52.1%,平均50.2%;可动油饱和度介于18.0%~23.8%,平均为20.4%;驱油效率介于33%~%,平均%;残余油下水相相对渗透率为3,平均355,相比其它低渗油田偏高。从相对渗透率曲线上看,雁木西第三系油藏油水两相共渗区的范围较窄,随含水饱和度增加,油相渗透率急剧下降,而水相渗透率增加较快,相渗曲线如图1

所示。

图1雁木西第三系油藏相渗曲线

对一个具体开发的油藏进行分析计算时,必须选择合适本区的相渗资料,即在一定区域、一定范围内,选择适用的相对渗透率曲线,进行必要的处理,得到代表本区油藏特性的相对渗透率曲线供计算使用[3-4]。

对油水两相相对渗透率的计算,国内水驱砂岩油田广泛采用以下相关经验公式:

K rw=1S m wd(1) K ro=2(1-S wd)n(2)

S w d=S w-S wi

1-S or-S w i

(3)式中:1残余油饱和度对应的水相相对渗透率,

收稿日期;改回日期3

作者简介陈世明,工程师,3年生,年毕业于江汉石油学院,现为长江大学石油与天然工程专业在读研究生。

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陈世明.雁木西疏松砂岩油藏水驱油渗流特征研究

K rw (S or );

2

束缚水饱和度对应的油相相对渗

透率,K ro (S w i );S w d

标准化含水饱和度,%;m 、n

分别取决于储层岩石孔隙结构和润湿性的两个参数。根据测试的油水两相的相对渗透率曲线数据,由下面关系式的线形回归法确定m,n:

logK rw =log

1

+mlogS wd (4)

logK ro =log 2+nlog(1-S wd )(5)雁木西第三系油藏,在开发初期归一化相渗曲线正是采用了这种方法,得到束缚水饱和度为50.05%,残余油饱和度为29.42%;此时,水相相对渗透率值为0.3607,对应驱油效率为0.4111。从图2修正前的相渗曲线明显看出,水相相对渗透率曲线明显右凸,而由此计算的无因次采液和采油指数变化规律不符合生产实际。考虑到这种情况,采用Willhite GP 提出的相渗归一化模式K rw =

1

exp(mS wd ),对水相相渗模型进行处理,处理结果

得到修正后的一组雁木西第三系油藏方案用相渗曲线。此时,束缚水饱和度、残余油饱和度、驱油效率均未变,只是残余油饱和度时,水相相对渗透率值变为0.4110

。

图2

雁木西油田第三系油水相渗曲线

无论哪种处理后的相对渗透率曲线,都反映出如下共同特征:受储层、流体特征的影响,曲线端点值较高,而两相共渗区较窄。即残余油饱和度偏大,束缚水饱和度较高。随着含水饱和度的上升,油相相对渗透率急剧下降,水相相对渗透率上升也较快。从图2中可以看出,随含水饱和度的逐渐增加,油相渗透率下降很快,水相渗透率上升很快,表明含水上升速度很快。这种见水后生产规律在雁木西疏松砂岩此后的生产过程中得到应证。

2

疏松砂岩油藏水驱油特征分析

2.1

含水率变化规律

利用修正后的归一化相渗曲线绘制了含水率关

系,如图3显示前缘后平均含水饱和度(S )与前缘含水饱和度(S f )差值较小(35%)。前缘后平均含

水饱和度与前缘含水饱和度差值反映了水驱油的特征,该值越大,水驱油的非活塞式特征越明显。雁木西第三系油藏前缘后平均含水饱和度与前缘含水饱和度相差较小,表明雁木西第三系油藏水驱油特征

为一近活塞式驱动。换言之,表明雁木西疏松砂岩油藏水洗效果好,表现出高渗透储层水驱油的部分特性,这种微观水驱油效果在现场实践得以验证。这个结论打破了油田沿袭已久的疏松砂岩油藏动态预测方法,同时也合理地解释了油田长期无法解释

的生产现象。

图3

雁木西第三系油藏含水率变化曲线

2.2无因次采液/采油指数曲线

相渗曲线的变化规律决定了无因次采液、采油指数的变化规律。从图4无因次采液/采油曲线上看,若采用未修正前的相渗曲线计算出的无因次指数曲线关系,表现出随含水率升高无因次采液指数会下降,直到含水率高达0.8后,无因次采液指数上升,这种变化趋势背离了生产实际。通过此次修正

归一化雁木西第三系油藏相渗曲线,得到如图4(b)所示无因次曲线,表现出在中低含水期,随着含水率上升无因次采液指数有逐渐上升的趋势,当含水率上升到0.5后,随含水率的上升无因次采液指数上升幅度增加,最终增加到无水期时对应采液指数的2倍,表明中高含水期后该油藏仍具备一定的提液空间。

2.3含水上升规律

利用修正后的相渗曲线绘制出方案含水上升率关系曲线如图5所示,显示出最大含水上升率约为14%,其对应含水率为0.38左右。而修正前相渗曲线计算含水上升率多表现为当含水率0.5对应含水上升率达到最高值。修正后的结果反映了油藏实际含水上升规律的原因,在于实际油藏在水驱油过程中油水粘度比会逐渐升高,含水与含水饱和度关系曲线前半段上翘幅度越大,导致对应最高含水上升率对应的含水率向左偏移。

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