第１２卷第６期 重庆科技学院学报（自然科学版） ２０１０年１２月 Ｘ油田相对渗透率曲线特征异常分析及合理开采建议 于雪琳 彭彩珍 田鸿照 孙 雷 王 林 （西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都６１０５００） 摘要：针对Ｘ油田渗透率曲线特征异常的情况，进行室内评价实验及矿物组成分析，结果显示岩样具有强水敏性。 无因次采液（油）指数分析显示，水敏的存在使得此油藏在高含水期不能通过提液延长稳产期 建议采用水，气交替注 入开发方式，并在注人水中加入２％的防膨剂。数值模拟结果证实该方案可行。 关键词：强水敏；渗透率；采油指数；采液指数；水／气交替注入 中图分类号：ＴＥ３１９ 文献标识码：Ａ 文章编号：１６７３—１９８０（２０１０）０６—００８６—０３ Ｘ油田属于中孔中渗、低油水粘度比油藏．水驱 开发过程中出现了注不进采不出、注水压力持续升 高、注水量持续下降、日产油量急剧下降的情况。在 祷 Ｏ Ｏ Ｏ Ｏ Ｏ ０ Ｏ ０ Ｏ 进行Ｘ油田ＮｇｌＶ储层的油水相对渗透率曲线测定过 ∞ 嚣 ∞ 加巧ｍ∞０ 程中发现，当含水饱和度达到６７％后，出现了水相相 对渗透率随含水饱和度增加而降低的异常现象。 １ 相对渗透率曲线特征分析 束缚水和气饱和度 采取ＮｇｌＶ储层的ｌ２岩样饱和地层水、１７ 岩样 图１ 油气相对渗透率曲线 饱和含２％防膨剂水溶液，运用“非稳态恒速法”对每 块岩心先后作氮气驱油［７１和水驱油实验（如图１和图 ２所示）。测得１２ 岩样油水相对渗透率曲线特征（如 瓣 蒯 表１所示）：束缚水饱和度高，残余油饱和度较高，油 斑 霞 水两相渗流区较窄仅为３２．８９％；随着含水饱和度的 增加，油相相对渗透率递减较快．水相相对渗透率上 升缓慢．当含水饱和度达到６７％以后水相相对渗透 率突然降低．水相端点相对渗透率为０．１５。１７ 岩样 含水饱和度，％ 油水相对渗透率曲线同样有束缚水饱和度高、残余 图２油水相对渗透率曲线 油饱和度高的特点，当含水饱和度超过６７％以后水 表１ 选用的岩心基本数据 相相对渗透率仍有异常降低的现象。 驱替 残余油 束缚水 最终驱 绝对渗透 孔隙 类型 。饱和度，％饱和度，％替效率，％ 率／ｌａ．ｍｚ 度，％ 由于流体饱和度分布及流体流动的渠道直接与 孔隙大小及分布有关，因而反映岩石中各相流动阻 力大小的相对渗透率曲线也必然受到影响『１・５１。在含 水饱和度达到６７％后水相相对渗透率异常降低，说 明在水相占据主要流动通道以后，产生了水相流动 为了解释这种异常现象。进行了室内评价实验 的异常阻力，并且这种阻力随着含水饱和度的增加 及矿物组成分析，结果显示粘土平均含量为９．５４％， 逐渐加大。 主要为蒙脱石和高岭石，相对含量分别为２８％和 收稿日期：２０１０—０３—２８ 作者简介：于雪琳（１９８６一），女，吉林市人，西南石油大学在读硕士研究生，主要从事油、气藏工程方面的研究。 ・８６・ 于雪琳，彭彩珍，田鸿照，孙雷，王林：ｘ油田相对渗透率曲线特征异常分析及合理开采建议 ５５．６％，具有强水敏（水敏指数为Ｏ．５～０．９）和低速敏 油藏．在没有水敏的情况下这类油藏一般水驱供液 能力较好，在高含水期通过提高注水速度就能增大 性。调研发现在宝浪油田［２１、河南油田圈、江苏陈 堡油田都出现过此类现象，并且主要是水敏引起的 水相相对渗透率异常。 由相渗实验结果可以看出，ｌ２ 岩样在水驱油阶 段由于粘土颗粒膨胀使得残余油饱和度增大，油水 两相渗流区较氮气驱油阶段减小了３．９４％，最终驱 替效率也降低了６．５２％。可见在强水敏性储层为了 驱油效率从而提高采收率『６１８１。但水敏的存在使得该 储层在高含水期无因次采液指数急剧下降，依靠提 高采液量来延长稳产期将不可行。进行过防膨处理 的１７ 岩样的无因次采液指数曲线和油水相对渗透 率曲线表明，单独依靠防膨剂来提高最终驱替效率 对于强水敏性储层效果不明显，且水敏对储层伤害 仍然存在。郭沫贞指出，在该类储层开发过程中除向 避免水敏现象的出现，采用气驱可以有效地提高储 层的开发效果。１７ 岩样水驱油的两相渗流区增大了 １．３７％，最终驱替效率提高了２．２８％。水相相对渗透 率曲线仍有异常，可见防膨剂只降低了水敏的影响， 但是水敏现象仍然存在。 ２无因次采液（油）指数的变化规律 为便于分析防膨剂效果及高含水后期通过提液 来延长稳产期的可行性，引入无因次采液指数（ ） 和无因次采油指数（ ），即任～含水率下的采液 （油）指数与无水采油期采液（油）指数之比。无因次 采液（油１指数根据相渗数据的计算公式如下： ＋ ／Ｘｏ ， ＝ ㈩ 式中： 一不同含水率下的油相相对渗透率； Ｋ 一不同含水率下的水相相对渗透率； Ｋ一一束缚水条件下的最大油相相对渗透率； 一油水粘度ＩＺｔ６Ｊ。 通过分析两块岩心的无因次采液（油）指数发 现．两块岩样的无因次采油指数都随含水率的增加 而降低。无因次采液指数在含水率小于８０％时，１２ 岩样略有下降而ｌ７ 岩样缓慢上升，当含水率达到 ９０％以后两块岩样的无因次采液指数出现了急剧降 低的现象。其曲线图如图３所示。 一 是 一 日 圈３无因次采液（油）指数与含水率关系曲线 由于ＮｇⅣ储层属于中孑Ｌ中渗、低油水粘度比的 注人流体加入防膨剂外，还应控制注入速度来合理 开发油藏ｎ２１。 ３合理开采方式 由于Ｘ油田ＮｇｌＶ储层水驱开发过程中出现水敏 现象而导致储层渗透率下降。注气虽然可以提高采 收率，但是直接气驱容易造成气窜而起不到大幅度 提高采收率的目的，所以建议采用水／气交替注入。 从国内外的研究结果来看，水驱后采用水／气交替注 入提高采收率的效果较好，一般采收率可以提高５％ ～１０％，技术成熟，成功率较高，负面效应较少［９－“］。从 ｘ油田的实际情况来看．因水敏现象的存在．为了控 制流速．向注人水中加入２％防膨剂以减少粘土矿物 继续膨胀的同时并采用水／气交替注入。这样可以把 水／气交替注入和防膨剂的优点有效地结合在一起， 既减少了水敏对储层渗透率的影响．又达到了提高 原油采收率的目的。 通过数值模拟分别研究不同注入介质（注水、注 气、水＋２％防膨剂／气交替注入）的开发效果，模拟采 用反七点注采井网，平均井距为３０４．０５ｍ．网格数为 １１ ７００个，区块平均孔隙度为１８．４３％，平均渗透率为 １ １７．５３ｘ１０ Ｉｘｍ ，有效厚度为３３ｍ。在其他条件相同 的情况下模拟２０年后井组原油采出程度结果如下： 注水为２５．０１％．注气为２２．４４％，水＋２％防膨剂／气交 替注入３０．０７％：三种开采方式的稳产期限分别为５、 ３、６ａ；累积产油量分别为２４．７８×１ ０４、２２．２３×１ｏ４、 ２９．７８ｘ１０４ｍ 。水＋２％防膨剂／气交替注入方案实施效 果较好。 ４结 论 （１）Ｘ油ＭＮｇｌＶ储层属强水敏性储层，当含水饱 和度大于６７％以后水相相对渗透率随含水饱和度的 增加而降低，这同宝浪油田、河南油田、江苏陈 堡油田相对渗透率曲线异常相似且引起异常的原因 ・８７・ 于雪琳，彭彩珍，田鸿照，孙雷，王林：Ｘ油田相对渗透率曲线特征异常分析及合理开采建议 也相同。 ２００３，２５（增刊）：９６－９７． （２）根据相渗资料得到的无因次采液（油）指数， 【５】秦积舜．油气储层评价技术【Ｍ】．东营：石油大学出版社， 该储层在高含水期不能通过提液来延长稳产期。 ２００１：１Ｏ３—１４６． （３）根据该储层的自身情况，建议采用水＋２％防 ［６】景爱霞．不同类型油藏产液量变化规律分析及趋势预测 膨剂，气交替注入，通过数值模拟证实采收率提高较 ［Ｊ］．江汉石油学院学报，２００３（２５）：８２．８３． ［７］李向良．注Ｎ：气提高低渗透油藏采收率可行性实验研究 明显 ［Ｄ］．成都：西南石油大学，２００６． 参考文献 【８】王国先．储集层相对渗透率曲线形态及开采特征【Ｊ］． ［１】何更生．油层物理【Ｍ】．北京：石油工业出版社，１９９４： 石油地质。２００４，２５（３）：３０１—３０４． ２２９．２３２． 【９］Ｃｈｒｉｓｔｅｎｓｅｎ Ｊ Ｒ，Ｓｔｅｎｂｙ Ｅ Ｈ，Ｓｋａｕｇｅ Ａ．Ｒｅｎｅｗ ｏｆ Ｗ＿ＡＧ 【２】陶良军．宝浪油田三Ｘ－河组储层相对渗透率曲线异常原因 Ｆｉｅｌｄ Ｅｘｐｅｒｉｅｎｃｅ［Ｇ】．ＳＰＥ ７１２０３，２００１． 分析［Ｊ］．长江大学学报（自然科学版），２００７，４（２）： 【１０］Ｗａｙｎｅ Ａ．Ｇｒｅｅｎｗａｌｔ，ａ Ｆｉｅｌｄ Ｔｅｓｔ ｏｆ Ｎｉｔｒｏｇｅｎ ＷＡＧ ｌ８４。ｌ８６． Ｉｎｊｅｃｔｉｖｉｔｙ［Ｇ］．ＳＰＥ ８８１６，１９８２． ［３］张人雄，李玉梅．砂砾岩油藏油水相对渗透率曲线异常形 ［１１】，罗玉琼，何建华．注水开发油田进行注气开发的可 态成因探讨【Ｊ］．石油勘探与开发，１９９６，２３（２）：７９—８３． 行性研究【Ｊ】．西南石油学院学报，２００３，２５（４）：３７－４０． 【４】刘柏林，刘爱武，Ｙ－）３蒙．江苏陈堡油田储层改造或损害渗 ［１２］郭沫贞．低渗透砂岩油层相对渗透率由线特征、影响因素 流空间及渗流特征的影响［Ｊ］．江汉石油学院学报， 及其对开发的影响［Ｊ】．沉积学报，２００８，２６（３）：４４６－４５０． Ａｂｎｏｒｍａｌ Ｆｅａｔｕｒｅｓ Ａｎａｌｙｓｉｓ ｏｆ Ｒｅｌａｔｉｖｅ Ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ Ｃｕｒｖｅ ｉｎ Ｘ Ｏｉｌｉｆｅｌｄ ａｎｄ Ｉｔｓ Ｒａｔｉｏｎａｌ Ｅｘｐｌｏｉｔａｔｉｏｎ Ｓｕｇｇｅｓｔｉｏｎ ＹＵ Ｘｕｅ－ｌｉｎ ＰＥＮＧ Ｃａｉ－ｚｈｅｎ ＴＩＡＮ Ｈｏｎｇ－ｚｈａｏ ＳＵＮ Ｌｅｉ ＷＡＮＧ Ｌｉｎ （Ｓｔａｔｅ Ｋｅｙ Ｌａｂｏｒａｔｏｒｙ ｏｆ Ｏｉｌ ａｎｄ Ｇａｓ Ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ Ｇｅｏｌｏｇｙ ａｎｄ Ｅｘｐｌｏｉｔａｔｉｏｎ，Ｓｏｕｔｈｗｅｓｔ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ， Ｃｈｅｎｇｄｕ ６ １ ０５００） Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ａｉｍｅｄ ａｔ ｔｈｅ ａｂｎｏｒｍａｌ ｆｅａｔｕｒｅｓ ｏｆ ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｙｔ ｃｕｒｖｅ ｉｎ Ｘ ｏｉｌｉｆｅｌｄ，ｉｔ ｔａｋｅｓ ｌａｂｏｒａｔｏｒｙ ｔｅｓｔｉｎｇ ａｎｄ ｍｉｎｅｒａｌ ｃｏｍｐｏｓｉｔｉｏｎ ａｎａｌｙｓｉｓ．Ｔｈｅ ｒｅｓｕｌｔ ｓｈｏｗｓ ｔｈａｔ ｔｈｅ ｒｏｃｋ ｓａｍｐｌｅ ｈａｓ ｓｔｒｏｎｇ ｗａｔｅｒ ｓｅｎｓｉｔｉｖｉｙｔ．Ｂａｓｅｄ ｏｎ ｔｈｅ ａｎａｌｙｓｉｓ ｏｆ ｄｉｍｅｎｓｉｏｎｌｅｓｓ ｆｌｕｉｄ（ｏｉｌ）ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ｉｎｄｅｘ，ｉｔ ｓｈｏｗｓ ｔｈｅ ｏｉｌ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｃａｎ ｎｏｔ ｐｒｏｌｏｎｇ ｔｈｅ ｓｔａｂｌｅ ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ｐｅｒｉｏｄ ｂｙ ｅｘａｃｔ ｉｎ ｔｈｅ ｈｉｇｈ ｗａｔｅｒ－ｃｕｔ ｓｔａｇｅ ｂｅｃａｕｓｅ ｏｆ ｗａｔｅｒ ｓｅｎｓｉｔｉｖｉｙｔ．Ｉｔ ｓｕｇｇｅｓｔｓ ｈｔａｔ ｕｓｉｎｇ ｗａｔｅｒ／ｇａｓ ｉｎｊｅｃｔｉｏｎ ｔｏ ｉｍｐｒｏｖｅ ｏｉｌ ｒｅｃｏｖｅｒｙ ｗｉｈｔ ａｄｄｉｎｇ ２％ａｎｔｉ—ｓｗｅｌｌｉｎｇ ａｇｅｎｔ．Ａｎｄ ｎｕｍｅｒｉｃａｌ ｓｉｍｕｌａｔｉｏｎ ｒｅｓｕｌｔｓ ｃｏｎｆｉｒｍ ｔｈａｔ ｔｈｅ ｓｃｈｅｍｅ ｉｓ ｆｅａｓｉｂｌｅ． Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：ｓｔｒｏｎｇ ｗａｔｅｒ ｓｅｎｓｉｔｉｖｉｙｔ；ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ；ｐｒｏｄｕｃｔｉｖｉｙｔ ｉｎｄｅｘ；ｆｌｕｉｄ ｐｒｏｄｕｃｔｉｖｉｙｔ ｉｎｄｅｘ；ｗａｔｅｒ／ｇａｓ ｉｎｊｅｃｔｉｏｎ ・８８・
