南堡凹陷低滲透油藏啟動壓力梯度模擬實驗研究

賈 然 史曉波 于 文 于 佳

(①中國石油長城鉆探工程有限公司錄井公司；②中國石油遼河油田分公司興隆臺采油廠)

0 引 言

南堡凹陷屬于黃驊坳陷的次級構造單元，受其構造演化特征影響，形成一個斷陷盆地[1]。東營組自下而上發育完整，符合沉積旋回特征，劃分為東一、二、三段，儲層物性逐漸變差。東二段整體以中孔、低-特低滲為主。受沉積微相及成巖作用影響，該地區儲層連通性差、分子表面作用力強，啟動壓力梯度現象明顯。啟動壓力梯度的存在直接影響低滲透油藏的開發效果，且該實驗開展時間較短，近期認識才得以逐漸深化，形成一套系統的可以應用推廣的行業認可標準極為迫切[2]。筆者查閱大量文獻資料，通過多維實驗對比結果，總結出一套以氣體作為輸出壓力，通過精密氣體計量泵準確計量的方法。該方法實驗結果應用較好，并通過水、油單相驅及束縛水下油驅分別求得的啟動壓力梯度結果進行對比驗證，最終確定束縛水下油相啟動壓力梯度的結果參考價值更高，因此通過該方法得出的實驗結果更貼近實際生產注采情況，對于后期采油井改注及注采壓差調整、注采井距選擇等都能提供理論支撐。

1 實驗過程

1.1 實驗方法與裝置

對于室內啟動壓力梯度實驗方法的選擇，大體上分為恒速法和恒壓法，輸出動力主要是通過液體泵驅替。首先，采用恒速法實驗的過程中，特別對于低滲透巖心來說，很難實現較小流量下穩定輸出，實驗穩定時間長，數據滯后性嚴重；其次，液體泵長時間工作狀態下，泵壓精度降低，雙泵切換過程中的壓力轉換對實驗數據有影響，偏差超過可修正區間?；谝陨显?，本文采用氣源輸出的恒壓法進行驅替實驗，可有效避免由于設備原因造成的實驗誤差。

1.2 實驗準備

本文選取南堡凹陷東二段共60塊天然巖心，其中水相啟動壓力梯度實驗巖心20塊，油相啟動壓力梯度實驗巖心20塊，束縛水下油相啟動壓力梯度實驗巖心20塊。所有天然巖心均參照標準GB/T 29172-2012《巖心分析方法》進行洗油處理，并經過烤箱恒溫105℃烘烤48 h。巖心氣體滲透率為2.15～16.68 mD，直徑為2.49～2.52 cm，長度為4.20～4.25 cm(表1)，地層流體礦化度3 000～25 000 mg/L，模擬油粘度2～50 mPa·s。在實驗進行前，先要把樣品抽空處理24 h，然后根據地層礦化度及油粘度配置模擬地層水和模擬油進行加壓飽和，一般依據樣品氣體滲透率確定飽和時間，同時保持實驗室內溫濕度恒定。

表1 南堡凹陷東二段巖心實驗數據(部分)

1.3 實驗步驟

1.3.1 單相水啟動壓力梯度

將飽和模擬地層水的巖心放入夾持器中，環壓恒定設置2 MPa，檢查管線接頭氣密性，優化管線減少死體積。根據巖心氣體滲透率擬定實驗方案，選定足夠小壓力作為實驗起始壓力，起始壓力選取越小實驗數據精度越高。通過精密氣體計量泵調節起始壓力為0.001 MPa，如果夾持器尾端沒有液體流出，逐漸增加起始壓力，直到巖心驅替通過液體，待驅替液輸出穩定，一般驅替10～15倍孔隙體積后，使用秒表計量單位時間液體驅替量，準確計算流速，然后繼續下一個壓力點的測量(壓力間隔選取不宜過大)。待10個壓力點數據測量結束后，以壓力梯度為橫坐標、流速為縱坐標繪制實驗曲線圖(圖1)。

圖1 啟動壓力梯度典型實驗曲線圖(單相水)

1.3.2 單相油啟動壓力梯度

單相油啟動壓力梯度實驗與單相水的實驗大體相同，區別在于巖心飽和模擬油，且驅替介質亦為模擬油。一般氣體滲透率相同或相差不大的情況下，單相油啟動壓力梯度比單相水大，主要受巖心潤濕性及流體粘度等影響，所以在進行單相水實驗后，單相油實現壓力點的取值一般大于單相水實驗壓力。實驗結束后繪制曲線圖(圖2)。

圖2 啟動壓力梯度典型實驗曲線圖(單相油)

1.3.3 束縛水下油相啟動壓力梯度

依據國標GB/T 28912-2012《巖石中兩相流體相對滲透率測定方法》，將飽和模擬地層水的巖心經模擬油進行驅替，先從低流速進行油驅水，逐漸增加驅替速度直至沒有水流出為止，建立穩定的束縛水狀態。再依據前文提到的驅替流程，進行束縛水下油相啟動壓力梯度實驗。實驗結束后繪制曲線圖(圖3)。

圖3 啟動壓力梯度典型實驗曲線圖(束縛水下油相)

2 實驗結果

歸納60個樣品的驅替實驗結果，繪制單相水、單相油及束縛水下油相啟動壓力梯度的“流速-壓力梯度”關系曲線圖。通過關系曲線圖可以發現，曲線起始點無限接近于x軸，且不過原點，曲線形態近似二次曲線(拋物線)，且相關系數較高。曲線存在較明顯的線性段和非線性段，當壓力較小時，非線性段的實驗數據對實驗結果影響更大，這就是前文提到的以更小的實驗壓力作為起始壓力的原因。通過求解拋物線方程，即在y=0(流速為0 mL/min)時，曲線與x軸的正向交點為最小啟動壓力梯度。

y=ax2+bx+c

(1)

(2)

其中a、b、c為方程回歸常數。通過此方法所得實驗結果，可較好地用于低滲透油藏，但很難判斷達西段與非達西段區間，需要進一步加強中高流速狀態的研究，建立起完整的滲流體系。通過實驗求得南堡凹陷東二段巖心啟動壓力梯度實驗結果見表2。

表2 南堡凹陷東二段巖心啟動壓力梯度實驗結果

3 氣體滲透率與啟動壓力梯度的對應關系

3.1 單相水啟動壓力梯度

通過表2數據可見，單相水啟動壓力梯度受氣體滲透率的影響存在差異。氣體滲透率越大的樣品，往往出現啟動壓力梯度更小的現象。不同氣體滲透率的樣品存在啟動壓力梯度變化的拐點，一旦拐點出現，隨著氣體滲透率的降低啟動壓力梯度增大趨勢明顯，而氣體滲透率增大時啟動壓力梯度降低趨勢變緩。依據曲線形態特征，發現氣體滲透率和單相水啟動壓力梯度呈現較好的乘冪負相關關系(圖4)。

圖4 氣體滲透率與單相水啟動壓力梯度的關系曲線

3.2 單相油啟動壓力梯度

單相油啟動壓力梯度與氣體滲透率的關系曲線與單相水的類似。拐點位置向原點方向偏移，說明同樣氣體滲透率條件下，單相油啟動壓力梯度大于單相水啟動壓力梯度，且氣體滲透率的正反向變化對單相油啟動壓力梯度的影響更突出。氣體滲透率和單相油啟動壓力梯度呈現較好的乘冪負相關關系(圖5)。

圖5 氣體滲透率與單相油啟動壓力梯度的關系曲線

3.3 束縛水下油相啟動壓力梯度

束縛水下油相啟動壓力梯度實驗是本文周期最長、干擾因素影響最大的實驗。從實驗結果(圖6)也可以發現，其受限于造束縛水結果的好壞，可動用地層

圖6 氣體滲透率與束縛水下油相啟動壓力梯度的關系曲線

水是否完全排出，束縛水下油相啟動壓力梯度結果遠大于單相水、單相油實驗結果。但與氣體滲透率的對應關系類似，說明通過物性參數氣體滲透率的數值可以與不同流體狀態下的啟動壓力梯度進行關聯評價，兩者良好的乘冪負相關關系是實驗中不同流體狀態下的共性。

4 探討與評價

在低滲透油藏中，啟動壓力梯度的存在已經得到普遍共識，中高滲透油藏是否存在啟動壓力梯度還處在探討爭論階段。啟動壓力梯度實驗結果主要應用于注采井距的調整以及采油井轉注的選取。低滲透油藏注采井之間的壓力損耗是采收率降低的直接原因，單純提高注采壓差并不能解決低滲透油藏內部由黏土礦物造成的敏感性傷害，加大注采井密度是可以改善采收率降低的有效手段，但考慮到開采成本及開發風險，基于啟動壓力梯度模擬實驗研究的結果，建立極限注采井距的圖板，對研究區低滲透油藏經濟有效開發具有重要意義。

根據不同流體狀態下計算的啟動壓力梯度和以下公式[3]可求得不同壓力梯度下的極限注采井距。選取不同注采壓差條件下，氣體滲透率和極限注采井距之間的對應關系，建立關系曲線圖(圖7)以便查閱。

圖7 不同注采壓差下地層氣體滲透率和極限井距的關系曲線

(3)

式中：pH為注水井井底流壓，MPa；pW為采油井井底流壓，MPa；R為注采井距，m;rW為井筒半徑，m；λ為啟動壓力梯度，MPa/m。

通過圖7可以發現，啟動壓力梯度和注采井距存在一定相關性：啟動壓力梯度越大極限注采井距越??；束縛水下油相啟動壓力梯度對應的注采井距比另兩種單相流體對應的結果明顯變小。通過所選井組實際注采井距發現，束縛水下油相啟動壓力梯度對應的注采井距更符合實際注采情況，據此可建立有效的驅替系統，充分動用井間油藏[4-5]。憑借此數據圖板，不斷擴充研究區數據量，進一步豐富完善圖板的應用性，并在南堡凹陷東二段進行有效推廣。

5 結 論

(1)南堡凹陷東二段低滲透油藏存在啟動壓力梯度，單相水啟動壓力梯度平均值為0.012 4 MPa/m，單相油啟動壓力梯度平均值為0.017 5 MPa/m，束縛水下油相啟動壓力梯度平均值為0.053 2 MPa/m，啟動壓力梯度影響低滲透油藏的注采開發。

(2)通過對比不同實驗方法及前人的研究成果，總結出以氣源輸出的恒壓法進行啟動壓力梯度驅替實驗，該方法實驗精度高，可進行推廣研究。

(3)通過單相流體(單相水、單相油)及束縛水下油相啟動壓力梯度實驗結果分析，研究區內三種驅替狀態下的巖心啟動壓力梯度與氣體滲透率都呈現良好的乘冪負相關關系，且后者遠大于單相流體實驗結果，束縛水下油相啟動壓力梯度更符合生產實際，數據結果應用更優于單相流體實驗。

(4)以束縛水下油相啟動壓力梯度實驗數據繪制南堡凹陷東二段低滲透油藏不同注采壓差下地層氣體滲透率和極限注采井距的關系曲線圖，為該區塊注水壓力的調整及采油井轉注的選取提供理論支撐。