低渗弱亲油储层水驱油效率及其影响因素

低渗弱亲油储层水驱油效率及其影响因素

一般来说，[1.3]，润湿性对储层岩石油水的分布和微观水驱油效率有显著影响。弱亲水储层水驱油效率相对较高，亲油储层水驱油效率较低。然而,对于弱亲油特低渗储层岩石中的水驱油过程是否仍然存在这一规律、其微观水驱油机理如何,目前研究尚少。本文通过真实砂岩微观模型实验和岩心实验,对西峰油田长8特低渗弱亲油储层微观水驱油效率及其影响因素进行了研究。1岩性油气藏类型及含量西峰油田长8储层具三角洲前缘沉积和局部浊流沉积特征,以灰绿、灰黑色细—中粒、细粒、中—细粒长石砂岩、长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩等为主,岩石颗粒以次棱角状为主,分选性较好。石英含量36.1%～45.9%,长石含量30%～40%,长石、石英二者平均含量接近1∶1,还有含量非常高的中基性喷发岩岩屑(7%～15%,平均10%左右),不含白云岩岩屑。沉积变质型岩屑含量也较高,以千枚岩、泥板岩变质砂岩等为主含量左右填隙物以薄膜状胶结的绿泥石及充填孔隙的铁方解石为主,总量一般10%～16%。物性研究表明:岩石平均孔隙度10.2%,平均渗透率0.9×10-3μm2,为特低渗砂岩岩性油藏(1)。压汞分析表明:平均孔喉半径0.4μm,中值半径0.2～0.3μm以上;喉道分选系数平均2.04,排驱压力0.19～0.39MPa;退汞效率14.9%～27.4%。2实验方法2.1实验材料2.1.1弱亲油岩心采用西峰油田长8油层中22块特低渗弱亲油岩心,其空气渗透率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实验岩心的各类性质和孔隙结构的条件下,经洗油、烘干、切片、磨平等工序做成,模型直径1.8～2.5cm,厚度0.5mm左右,模型承受压力0.15MPa。利用显微镜等可视化技术,在实验中随时观察该模型的各种水驱油动态现象同时照相或录相记录重要现象2.1.3实验用模拟油实验用地层水为X27井地层水,黏度1.051mPa·s;实验用模拟油为X27井原油与煤油配制而成,黏度1.63mPa·s;实验在常温常压下进行。2.2实验方法岩心模型润湿性恢复为7d,微观模型水驱倍数为2～3倍,实验压差0.03～0.06MPa。3结果与分析3.1显微镜下观察微观水驱油的特性3.1.1亲水储层的油包织物由于储层岩石表面的弱亲油性,当模型处于原始含油状态下时,束缚水主要以两种形式存在于孔隙中:(1)存在于孔隙的中央,为周围的油膜所包围,形成油包水滴,卡在较大喉道中;(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较多,而在亲水储层中油水界面多凸向水。镜下观察表明:一些油吸附在岩石颗粒的表面,呈浸染状,油岩界线不清,而亲水储层油岩界限清楚。由此可见,特低渗弱亲油储层中束缚水的分布,对原油的流动存在贾敏效应,可能降低油相的渗透率。3.1.2指状“前”指状“前”在该阶段,水先沿某些低阻力通道突进,在平面上反映为一个或几个指状“水道”,水道前沿之间几乎不连通,但后缘在较小范围内连通,指状水道在出口端较快地形成了突破。这表明该类储层在水驱油时无水期短,无水期水驱油效率低。3.1.3低渗亲水储层的水驱油过程观察从根当注入水突破后,水油路径在平面上逐渐交织成网,随着注入水的进行,水网越来越密;水在孔隙中主要为活塞式驱油,即水在孔喉中以活塞的形式向前推进,且水流过的孔喉驱替的较为干净,水流过后一些孔道有油膜留下,但随着水的不断流过,油膜逐渐变薄,一些地方的油膜可被水剥蚀掉;水主要先通过较大的孔道,然后通过较小的孔道,水常常绕流过一些含油孔隙,留下未波及到的死油块,形成绕流残余油。在整个水驱油实验过程中,很少观察到低渗亲水储层中经常见到的卡断现象或非活塞驱。同时,在油水两相流动期,水在模型平面上波及的比较均匀。3.1.4残余油的残余形式当水驱残余油时,残余油主要以油膜、微观绕流(几个孔隙组成的死油块)的形式存在,尤其微观绕流是最主要的残余油形式。在整个水驱油实验过程中,很少见到低渗亲水储层中常见的卡断油滴3.2储层精细水驱油效率与同水储层岩心比较实验结果表明:长8弱亲油储层岩心最终水驱油效率46.6%～55.8%,平均49.3%;无水期水驱油效率18.1%～25%,平均21.3%(见表1)。通过与同类储层对比可看出:长8弱亲油储层岩心的无水期水驱油效率和最终水驱油效率略高于同类中性和弱亲水的长6储层岩心;无水期水驱油效率明显低于同类长2亲水储层岩心和其他亲水特低渗储层岩心;最终水驱油效率与同类亲水储层岩心基本相当(见表1)。实验结果表明:长8弱亲油储层岩石真实砂岩微观模型水驱油效率39.8%～60.2%,平均49.7%,与岩心实验结果基本相同(见表2)。通过与同类储层的真实砂岩微观模型实验结果对比表明:其平均水驱油效率略大于长2低渗亲水储层和长6中性和弱亲水储层,并且与鄯善油田三间房组亲水储层水驱油结果相当(见表2)。以上实验结果表明:尽管长8特低渗弱亲油储层岩石物性、孔隙结构与其他储层存在一定差异(见表3),但仍然可认为储层的弱亲油性未严重影响最终水驱油效率,水驱油效率与其他亲水、弱亲水、中性特低渗储层的微观水驱油效率基本相当;润湿性对特低渗储层微观水驱油效率的影响,主要反映在无水期水驱油效率上,亲水储层的无水期微观水驱油效率明显高于弱亲水、中性和弱亲油储层;当原油黏度为1～3mPa·s时,特低渗储层砂岩微观水驱油效率一般40%～55%,润湿性影响不是非常显著,而岩石孔隙结构的影响更明显一些。这可能是亲水储层存在更多的非活塞式驱油,容易产生较多的卡断油滴残余油,而弱亲油储层存在较多的油膜和绕流残余油,虽然残余油的形式不一样,但对最终驱油效率的影响基本相同。3.3微观水驱油效率实验结果表明:提高注入压力可以较大地提高长8弱亲油储层微观水驱油效率;水驱油效率平均增加幅度为9.0%,最高增加幅度为12%(见表4)。这是因为提高注水压力,一方面油膜厚度减薄,甚至被剥离,另一方面绕流残余油明显减少。3.4残余油的携带实验结果表明:由于长8储层的弱亲油性,大量水地冲刷将孔隙壁上吸附的油膜及绕流的残余油不断地携带出来;水驱体积倍数(PV)越多,水驱油效率越高,当水驱倍数超过2PV达到3PV时,水驱油效率虽然有所增加,但不显著(见表5)。3.5残余油的驱走和润湿性的变化本研究选择了非离子表面活性剂(DBA和CF-5D)和季铵盐型阳离子表面活性剂(FRC)对该储层进行了研究。实验表明:活性剂注入地层后,可驱走一些绕流的残余油,并将一部分油膜从孔壁上剥蚀下来;同时,岩石的润湿性发生了变化,一些亲油孔道变成亲水孔道,残余油出现较多被卡断的油滴;表面活性剂对长8特低渗弱亲油储层的驱油效率的影响显著,在水驱油基础上驱油效率平均增加7.03%,最高9.13%(见表6)。4储层岩石表面弱亲油的强化效果1)特低渗弱亲油、中性、弱亲水、亲水储层微观水驱油效率相当,未出现明显的差异,对无水期微观水驱油效率影响较大;低渗储层岩石的孔隙结构对微观水驱油的影响更明显。2)在水驱油的各个阶段,弱亲油储层的油水分布与亲水储层明显不同,主要是活塞式水驱油,残余油主要为油膜和绕流残余油。3)水驱压力对弱亲油油层的微观水驱油效率