录井工程  2019 , 30 (1): 131-135 https://doi.org/10.3969/j.issn.1672-9803.2019.01.023

地质研究

异常高压中高渗油藏储集层应力敏感性研究

王永凯, 李炼民

中国石油大港油田公司资源评价处

中图分类号:  TE132.1

文献标识码:  A

收稿日期: 2019-03-10

网络出版日期:  2019-03-25

版权声明:  2019 《录井工程》杂志社 《录井工程》杂志社 所有

作者简介:

作者简介： 王永凯 工程师,1983年生,2007年毕业于西安石油大学资源勘查工程专业,获学士学位,现在大港油田公司资源评价处工作。通信地址: 300280 天津市滨海新区大港油田三号院大港油田公司资源评价处。电话:(022)25920702。E-mail:wangykai@petrochina.com.cn

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摘要

为研究异常高压中高渗油藏的应力敏感特征,以S油田为例,在基于岩心覆压孔渗实验的基础上,通过改变有效应力的方法,对异常高压中高渗油藏储集层的孔隙度、渗透率与不同净上覆压力的变化进行了研究。研究表明:孔隙度的损失引起渗透率的下降,中高渗油藏岩心具有一定的压敏,低渗岩心压敏效应更明显,压敏最终形成不可逆、永久的伤害;由于存在多次加压-卸压过程,异常高压中高渗储集层室内岩心实验压敏效应较小;考虑到压敏叠加效应,异常高压中高渗油藏实际开发过程中压敏效应较大。研究成果对异常高压中高渗油藏的合理开发、合理生产制度的确定等具有指导意义。

关键词： 异常高压 ; 中高渗 ; 压敏效应 ; 有效应力 ; 应力敏感 ; 叠加效应

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王永凯, 李炼民. 异常高压中高渗油藏储集层应力敏感性研究[J]. 录井工程, 2019, 30(1): 131-135 https://doi.org/10.3969/j.issn.1672-9803.2019.01.023

0 引 言

S油田为一断背斜构造,油田主产层为下白垩统裂陷期P组地层,扇三角洲前缘亚相沉积。储集层平均孔隙度17.2%,平均渗透率89.5 mD,压力系数1.38,温度梯度3.3℃/100 m,地下原油粘度14.7 mPa·s,气油比10 m3/m3,饱和压力2.8 MPa,封闭油藏,边底水不发育,为典型的层状岩性构造、异常高压稀油油藏。目前对异常高压中高渗油藏的形成机理研究较多[1,2,3],对于如何有效合理开发的研究相对较少[4,5]。对于该类油藏,储集层压力敏感性是影响其开发的一个重要因素,因此针对该类油藏,以S油田为例,开展室内岩心压敏效应实验研究,用于指导油田的开发。

1 压力敏感室内实验设计

考虑到在油田开发生产过程中,油藏压力降低,导致储集层的净上覆压力增加,引起储集层渗透率降低而导致油井产能低。因此选取不同渗透率的岩心,采取变出口端回压应力敏感方法开展实验[6],以研究中高渗油藏开采过程中的应力敏感性特征。

1.1 岩心选取

实验选取了S油田S-1井的8块岩样进行孔隙度、渗透率应力敏感性实验,这8块岩样渗透率在9.391 130.60 mD之间,孔隙度在6.41%21.36%之间,能较好地反映不同储集层的敏感特征(表1)。

表1   S-1井岩心基本参数

   

样品号深度/
m		岩心长/
cm		直径/
cm		孔隙度/
%		渗透率/
mD
2-291 522.172.702.5012.359.44
2-331 522.902.712.486.419.39
3-101 524.932.652.4920.76796.35
3-131 525.602.652.4813.0735.27
3-151 525.882.692.4818.70431.13
4-041 527.112.702.4821.361 130.60
4-061 527.652.672.4820.93166.41
4-271 532.302.702.5019.7241.26

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1.2 覆压孔隙度及渗透率测定

将8块岩心经洗油、干燥后用于实验。实验气源为干燥的氮气,利用JSC-Ⅱ型覆压孔渗仪,利用空气抽提法,参照中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T 5358-2010《储层敏感性流动实验评价方法》设计实验[7]。

考虑到异常高压油藏初期一般进行衰竭式开发,本次采取变有效压力下的岩心孔隙度和渗透率测试,用变内压法对岩心卸压-加压过程进行应力敏感评价,以模拟油田开发过程中的初期衰竭式开发压力降低、中后期注水压力升高的生产过程。(1)卸压阶段:根据油藏开发过程中的压力下降和物性变化规律,选取不同有效压力点进行实际试验,本次根据S油田情况,缓慢增加净上覆压力依次为0、2.5、3.5、5.0、7.0、9.0、11.0、15.0 MPa。每一压力点持续30 min 后测岩样孔隙度、渗透率,并分别计算孔隙度、渗透率的损害率。(2)加压阶段:逐渐增加内压,使有效应力分别从15.0 MPa降低到0,待岩心出口端流量稳定后,进行岩心气测渗透率测定,进行岩心渗透率保持率评价[8]。

2 储集层压敏实验结果与分析

储集层压力敏感性评价是指压力变化对储集层损害程度和规律的认识,从本质而言,当油气藏岩石孔隙中采出流体时,孔隙压力降低,也就是由于净应力的改变引起储集层孔喉道变形、裂缝闭合或张开,致使储集层渗流能力变化称为应力敏感性[9]。本次研究涉及的储集层敏感性实验分析方法主要按行业标准SY/T 5358-2010执行[7],并参考其他一些典型评价方法[10,11]。

2.1 单向加压下物性变化

2.1.1 孔隙度及渗透率变化规律分析

根据实验的8块岩心样品实验结果,开展敏感性分析。设初始最小压力下的孔隙度和渗透率为ϕo、Ko,有效压力为n时的孔隙度和渗透率为ϕn、 Kn,计算孔隙度和渗透率在不同有效应力下的保持率,计算公式为[7,8]:

Dϕ=ϕn/ϕo×100%(1)

DK=Kn/Ko×100%(2)

式中:Dϕ、DK为某个有效应力点所对应的储集层孔隙度、渗透率的保持率值,%;ϕn、 Kn为不同有效应力下的孔隙度/%和渗透率/mD; ϕo、 Ko为第一个有效应力点所对应的储集层孔隙度/%和渗透率/mD。

分析孔隙度和渗透率在不同净上覆压力下保持率结果可知(图1,图2),8 块岩样的孔隙度和渗透率都是随着净上覆压力的升高而降低。随着有效应力的增加,孔隙体积逐渐被压缩,孔隙度逐渐减小,渗透率也逐渐降低。孔隙度和渗透率降低趋势初期比后期要明显,且在有效压力5 MPa之前压力下降较快,随后趋向稳定,变化幅度变小。

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图1   孔隙度保持率随净上覆压力变化情况

   

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图2   渗透率保持率随净上覆压力变化情况

   

主要原因是当储集层岩石受到上覆岩层压力时,首先发生骨架结构变异,其次是岩石孔隙结构发生变化;尤其是具有一定含量胶结物的岩石,胶结物强度明显小于骨架颗粒强度,受力时首先发生变形。所以,在有效应力增大的初期,岩石骨架最先受到压缩而变形,储集层岩石中的微孔隙、喉道以及微裂缝开始变形、缩小甚至闭合将使得渗透率大幅度减小;随后为较大孔隙和喉道变形,因此渗透率减小幅度较小[12]。

但总体上,孔隙度保持率在94.36%99.0%之间,降幅并不明显。渗透率保持率在78.69%96.16%之间,比孔隙度保持率要小。但是对于特低渗透岩心,孔隙度、渗透率保持率明显小于中高渗油藏。两个特低渗透率岩心样品2-33和2-29,孔隙度保持率只有94.36%和95.51%,渗透率保持率只有78.69%和80.75%。

2.1.2 应力敏感性实验评价

根据岩心实验数据,开展岩心应力损害率研究。渗透率应力损害率计算公式为[13]:

DRK= Kmax-KminKmax×100%(3)

式中:DRK为对应岩样的渗透率应力损害率,%;Kmax为不同有效应力下的最大渗透率,mD;Kmin为不同有效应力下的最小渗透率,mD。

DRϕ= ϕmax-ϕminϕmax×100%(4)

式中:DRϕ为孔隙度应力损害率,%;ϕmax为不同有效应力下的最大孔隙度,%;ϕmin为不同有效应力下最小孔隙度,%。

对照SY/T 5358-2010《储集层敏感性流动实验评价方法》中压力敏感性的评价标准[7],对岩样应力敏感性开展评价。敏感性强弱按渗透率损害率判断,认为该区块岩石应力敏感性为弱-无(表2)。

表2   不同岩心基应力敏感性评价

   

样品号渗透率损
害率/%		孔隙度损
害率/%		敏感性
评价
2-2921.315.64弱
2-3319.254.49弱
3-108.571.44无
3-139.311.55无
3-155.801.00无
4-047.482.12无
4-063.841.01无
4-274.471.14无

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2.1.3 渗透率损害率与孔隙度损害率相关性研究

渗透率的损害率介于3.84%~21.31%,孔隙度损害率介于1.0%~5.64%。尽管两者绝对值有差异,但两者之间的相关性较好(图3),孔隙度损害率大时,渗透率损害率也较大,表明在上覆压力增加的过程中,孔隙度的损失引起了渗透率的损失,这与储集层的孔渗相关性是一致的。

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图3   渗透率损害率与孔隙度损害率相关性

   

2.2 渗透率恢复实验研究

对岩心进行了渗透率恢复实验,通过实验来看,渗透率恢复率在70.27%98.79%之间,平均92.20%,表明在加压-卸压过程中,渗透率的损失是不可恢复的,且恢复率与渗透率之间存在较好的对数关系(图4)。随着渗透率的降低,渗透率恢复率呈对数降低,表明低渗透储集层压敏效果也更明显。

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图4   渗透率恢复率与渗透率关系

   

3 应力敏感性原因及开发策略影响分析

异常高压地层储集层成因复杂多样,给油气勘探开采带来的影响很大[14]。因此,有必要从储集层本身微观孔隙结构入手,弄清异常高压储集层孔隙结构特征和孔隙随压力变化的特点,以指导油气藏的开发与生产。

3.1 储集层孔隙结构影响研究

通过录井资料及岩心观察认为该区块P组储集层岩性主要为灰褐色、灰色细砾岩、砂砾岩、含砾粗砂岩、粗砂岩及中、细砂岩等,其中砂岩多为复合岩性,以细砂质中砂岩、粗砂质中砂岩和中砂质粗砂岩为主,分选差,为近源快速堆积产物。

P组储集层孔隙类型主要是原生粒间孔隙,其次为粒间微孔和次生溶蚀孔(图5),孔隙组合类型多为溶孔-粒间孔(图6),其中粒间孔多分布在杂基和胶结物含量低的中粗粒、粗粒储集层中,大小不一;常见的次生溶蚀孔隙是作为填隙物早期胶结的碳酸盐的溶蚀形成的,长石骨架颗粒也有淋滤和溶蚀现象。

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图5   S-1井粒间孔

   

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图6   S-1井粒间孔及溶孔

   

异常高压对压实具有明显抑制作用,对原生孔隙保存有利,但是当外界应力变小时,压敏效应会较大[15]。

3.2 开发策略影响分析研究

储集层岩心每经过一次加压-卸压循环实验后,岩心的渗透率损失很大。如样品4-06号岩心为典型中渗岩心(图7),经过加压再卸压过程后,相对于初始状况,渗透率下降了5.2%。卸压后岩心渗透率恢复不到初始渗透率,地层受到一定程度的损害,并且这种损害是不可恢复的。即相当于衰竭式开发后,再注水开发油藏,当注入一定水量保持地层压力和原始地层压力相同时,渗透率只有原始渗透率的94.8%。

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图7   4-06岩样渗透率覆压渗透率恢复曲线

   

岩心的加压过程相当于油藏的衰竭式生产过程,地层压力下降,上覆岩层压力不变,有效应力增大; 岩心的卸压过程相当于油藏注水开发的过程,地层压力增大,有效应力减小。地层每加压-卸压一次,储集层就会受到一次损害,渗透率和孔隙度就会越来越低。

而且对于实验岩心,压敏存在叠加效应。在进行实验前,已经经历了一次取心泄压过程,渗透率已经受到严重损失,此时再进行压力敏感性评价实验,评价结果相对于原始状态取出的岩心结果弱。考虑到压敏效应的叠加效应,中高渗油藏的压敏效应,实际上大于实验数值。

异常高压中高渗油藏开发过程中,油井生产在初期会有较大的生产压差,储集层渗透率特别是近井地带渗透率大幅降低,渗流能力变差,采油指数大幅下降,引起产量大幅下降,导致最终开发效果较差,这种变化是不可逆的。因此开发过程中,要把握好合理的注水时机和生产压差,以达到较好的开发效果。

4 结论与建议

通过对异常高压中高渗油藏的应力敏感性特征研究,得出以下结论:

(1)异常高压油藏由于对储集层压实具明显抑制作用,对原生孔隙保存有利,孔隙度和渗透率存在压敏效应。

(2)异常高压油藏,由于在取心时已经经历了加压-泄压过程,导致实验结果的压敏指标偏小,建议使用原始状态下取出的岩心开展实验。

(3)在压敏恢复实验中,渗透率恢复水平只有92.20%,表明开采过程中孔隙度和渗透率损失的不可逆性。恢复情况与渗透率呈对数关系,渗透率越大,恢复水平越高;渗透率越小,恢复水平呈现对数变小。

(4)异常高压中高渗油藏,尽管岩心实验压敏效应小于低渗透油藏,但由于压敏叠加效应,压力的降低对开发效果影响较大,在开发中要加强合理开发策略研究。

The authors have declared that no competing interests exist.

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