低渗透砂岩储层水驱油中贾敏效应的研究

低渗透砂岩储层水驱油中贾敏效应的研究

在岩石界面介质中，气泡和液球因毛细管力而产生的“气阻”和“液阻”现象统称为贾敏效应。水驱开发中贾敏效应的强度由储层岩石喉咙的大小控制。特低渗透砂岩储层因其喉道细小,因此水驱开发中产生贾敏效应的机率大,但目前针对特低渗透砂岩储层贾敏效应的形成机理、水驱开发现象、影响因素等的研究并不多。因此,为深入探讨特低渗透砂岩油田开发中的贾敏效应,将取自鄂尔多斯盆地延长组特低渗透砂岩岩心进行了微观模型水驱油驱替实验。研究区储层砂岩的碎屑成分主要为石英、长石和岩屑,岩石成分成熟度低,结构成熟度低—中等,岩石类型主要为长石砂岩和岩屑长石砂岩。1驱油实验数据分析将岩心经洗油、烘干、切片、磨平等工序处理后粘结在两块玻璃板之间制成微观模型。通过显微镜和图像采集系统观察流体在岩石孔隙中的驱替、渗流特征,采集注入压力、注入倍数、驱替效率等实验数据。实验由以下步骤组成:①将模型抽真空饱和水,计算孔隙度、含水饱和度;②水驱测模型的液体渗透率;③对模型进行油驱水至束缚水状态,统计模型的原始含油饱和度和束缚水饱和度;④水驱油至残余油状态,确定模型的启动压力,统计不同注入倍数下的含水饱和度、残余油饱和度,观察流体在岩石孔隙中的驱替、渗流特征。2贾敏效应与油驱油压力的关系实验中发现,贾敏效应是特低渗透储层水驱油不可忽视的阻力。两相渗流中,若一相以液滴或气泡分散在另一相中,则液滴受力后变形或液滴在变直径孔道中运动都会产生附加毛细管阻力(图1)。这些附加毛细管阻力累积起来就会对水驱油产生巨大的影响。无论是亲水砂岩还是弱亲油砂岩,水驱油压力普遍大于油驱水压力。在岩石亲水或偏亲水条件下,油驱水是排驱过程,水驱油是吸入过程,因此油驱水压力应当大于水驱油压力,但实验结果却恰恰相反。笔者认为这种现象源于贾敏效应。实验发现,在油驱水过程中,特别是初期,运动的油柱多是连续的,即便发生卡断,产生的油滴(气泡)也会很快聚并,此时贾敏效应很弱。在水驱油过程中,特别是孔隙介质的含油饱和度较低时,连续油柱会发生卡断,产生大量的分散油珠(滴),此时贾敏效应成为孔隙介质中不可忽视的渗流阻力。实验中还发现,渗透率越低,水驱油与油驱水的压力差越大,说明渗透率越低,贾敏效应越突出。由微观模型水驱油实验中水驱油压力与油驱水压力的比值(pdw/pdo)和模型渗透率的关系(图2)可以看出,水驱油压力与油驱水压力的比值普遍大于1,平均值为6.34。这种现象仅用储层具有弱亲油的润湿特征是无法解释的。由此可知,贾敏效应在特低渗透砂岩储层水驱油过程中会经常发生,是导致水驱前缘突进和非活塞式水驱油的主要原因。对此次微观水驱油实验中贾敏效应的表现形式及其影响因素分述如下。2.1压力对储层的影响几乎所有模型的水驱油过程都存在这种现象,即在一定的注入压力下注水过程逐渐停止,必须提高注入压力才能重新恢复注水,而且发生这种现象时水相通道都已大体形成。油滴(柱)的受力变形或运移的油滴通过变断面孔隙喉道时会产生附加阻力,阻止油滴运移。只有提高注入压力,克服附加阻力,油滴(柱)才能继续运移。在27块砂岩模型的微观水驱油实验中,有26块模型在水驱油过程中发生了压力变化,占样品数的96.29%,只有加大注入压力水才能继续注入。其中压力变化幅度最大的是C井8号模型,孔隙度为12.90%,渗透率为0.34×10-3μm2,在p=0.005MPa时水驱注水量约1PV(PV为有效孔隙体积)(已见水)便再也驱不动,当注入压力升至p=0.03MPa时水才能重新开始注入,压力提高了5倍。26块模型压力增加幅度平均为1.16倍(最大为5倍,最小为0.04倍),水驱油过程中注入压力的变化如表1。2.2压力源无附加阻力注入压力升高后,已形成的渗流通道又重新被堵塞,这属于典型的贾敏效应。在微观水驱油实验中,压力升高后,水克服原有的附加阻力进入更小的孔隙驱油,形成新的渗流通道。经过一段时间后,通道中形成的油滴(柱)在运移过程中又产生了更大的附加阻力(因通道尺寸级别更小),使得水无法通过这一通道渗流,此时只有加大注入压力,水才能继续驱替。这样循环下去,最终将发生压力源无法达到所需的注入压力或岩石破裂而发生水窜。如A井的2号模型,在p=0.0125MPa、注入量为1PV时,水停止注入。提高注入压力p=0.0130MPa时,水又开始驱动原油。当注入量达到3PV时,水又停止注入。提高注入压力p=0.0500MPa时,水继续注入,注入量达到4PV。在油田实际生产中,通常注入压力恒定,注入水在油层中的流动表现为水流通道不断减小,波及面积和水驱范围不断降低。2.3储层的水平风速和压力分布油滴受贾敏效应作用而无法运移的主要原因是在水驱油过程中,因油滴(柱)变形过大,喉道过于细小,致使附加阻力过大。在注入水能达到的注入压力范围内,无法克服贾敏效应所产生的附加阻力,油滴(柱)无法通过喉道窄口处,压力关闭后,油滴(柱)的形变消失,这是典型的贾敏效应作用结果。如C井9号模型在p=0.02MPa时驱替到注水量为3PV水停止注入,水流通道中有一油滴存在形变,但未运移,压力升高到p=0.04MPa时,该油滴仍然仅有形变而未发生运移,当压力升到p=0.06MPa时,该油滴仍未发生运移,压力关闭后形变消失。根据压汞资料,研究区储层喉道半径r最大值为2.5μm。这里假设油滴长度(L)为喉道半径的100倍,即250μm,当油水界面张力δ取20mN/m(国内大多数油田油水界面张力为9~40mN/m)时,这一油滴在该喉道的毛管压力梯度(dpc/dL)可以近似用下式表示:dpcdL=2δrL=2×20×10−32.5×10−6×2.5×10−4=6.4×107Pa/mdpcdL=2δrL=2×20×10-32.5×10-6×2.5×10-4=6.4×107Ρa/m由此可知,要使特低渗透砂岩储层中这样一个油滴移动,必须克服6.4×107Pa/m的阻力,否则,油滴无法移动。一般砂岩油田注采系统中水驱所能达到的压力梯度约为0.0028×107Pa/m,远远小于上述油滴移动所需要的压力梯度,油滴移动所需的压力在注水开发中根本达不到。而在微观模型水驱油实验中,水驱油压力最高可达0.25~0.30MPa,模型长度为2.5cm左右,压力梯度可达到107Pa/m的数量级,可以在一定程度上消除贾敏效应。但在实际油田的注水开发中,一些卡断的油滴根本无法用常规的水驱手段采出(这就是特低渗透油田开发中常见早期产量高,油井见水后产量和液量均下降的主要原因),且无论如何加大注入压力也不会使产量和液量提高,而过高的注入压力往往造成水窜,这是因为储层岩石的破裂压力(一般为101MPa数量级)和裂缝开启压力(裂缝的开启压力小于岩石的破裂压力)均小于油滴贾敏效应所产生的附加阻力所致。2.4虾体表面活性剂最佳渗透率的确定研究区特低渗透砂岩的相对渗透率曲线如图3。相对渗透率曲线主要表现为随含油饱和度的减小,油相相对渗透率急剧降低,水相相对渗透率缓慢增大的特点,贾敏效应是形成这一现象的主要原因。随着注水开发的深入,含油饱和度逐渐减小,油相的连续性逐渐遭到破坏,由贾敏效应产生的阻力突显出来,主要表现为油水在地下的渗流愈加困难,储层总的渗透率降低。在特低渗透油田的注水开发中,随着油井含水率的上升,含油饱和度逐渐降低,大量分散油珠产生的贾敏效应给水驱油带来很大阻力。贾敏效应不仅使大量油滴被捕集成残余油,而且可能会“锁死”已形成的水驱通道,一般储层渗透率越低,贾敏效应的影响越突出。特低渗透油田原本注水压力就高,水驱油速度缓慢,再加上附加阻力,导致油井产量更低。消除或降低贾敏效应非常困难(一般多采用三次采油方法),这就要求在注水开发过程中要以预防贾敏效应为主。消除贾敏效应在目前的技术条件下很难实现。贾敏效应随着渗透率的降低而增强。随着含油饱和度的降低,分散的油滴、油珠增多,贾敏效应增强,也就是说,在特低渗透油田开发中,随着开发程度的加深,贾敏效应增强。因此,尽可能避免或减弱贾敏效应是特低渗透油田高效开发的有效途径。2.5贾敏效应叠加油藏储层储层流体贾敏效应的影响因素很多,储层的微观孔隙结构、黏土矿物、润湿性等都是影响贾敏效应的主要因素。特低渗透油藏储层致密,孔喉微细,水驱油中“卡断”现象增多,拉断油滴被捕集成残余油的机率大。大量油珠产生的贾敏效应给水驱油造成很大阻力,这也是导致开发中注水压力不断上升的重要原因。当贾敏效应叠加时,油流阻力更大,如驱动能量不足,则油相渗透率大大降低,含水率上升。油层流体中的极性分子与岩石矿物颗粒发生吸附作用,在固体颗粒表面形成不易流动的边界层流体。对特低渗透油藏微观孔隙结构的研究表明,储层孔隙类型中黏土矿物微孔所占比例极大。岩石渗透率越小,喉道越细,边界层厚度占喉道半径的比例越大,发生贾敏效应的机率也越大。在地层条件下,与黏土矿物接触的原生水矿化度约是注入水的几十倍,岩心中黏土矿物遇到矿化度较低的注入水会引起颗粒的膨胀、分散和运移,堵塞较小的喉道,从而使得液体原本可以通过的孔喉丧失部分渗流能力,甚至完全被封堵。特低渗透油藏孔喉细小,无论水湿还是油湿(水湿更易产生贾敏效应),原油在地层孔隙中的流动均极易发生卡断而形成孤立油珠,贾敏效应明显。3影