王场高含盐油藏水驱储层参数变化规律及机理研究.pdf

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1、江汉石油职工大学学报2012年O9月JournalofJianghanPetroleumUniversityofStaffandWorkers第25卷第5期王场高含盐油藏水驱储层参数变化规律及机理研究何玉忠，胡钰(1．中国石化江汉油田分公司勘探开发研究院，湖北武汉430223~2．长江大学地球科学学院，湖北武汉430100)[摘要]通过大量室内物理模拟试验，研究了王场高含盐油藏水驱储层参数变化规律及机理。研究认为渗透率大于80X10的储层水驱后渗透率增加，平均孔隙半径增大，反之则渗透率下降，孔隙半径减小；王场油田水驱储层参数变化的直接原因是岩石颗粒的脱落和运移，根本原因是可溶性盐类矿

2、物的溶解。[关键词]储层参数变化；真实岩芯；微观可视化；王场油田[中图分类号]TE34[文献标识码]A[文章编号]1O09—3O1X(2O12)05一oo12一O4空气渗透率小于80．OOX10m2，水驱使岩芯的渗透率降低，在岩样的空气渗透率大于OOX10时，水驱前言使岩芯的渗透率增大。王场油田属潜江凹陷下第三系潜江组油藏，为封闭／型、高盐度的内陆氯化钠型古盐湖沉积。砂岩水溶物含量高，平均达3．84。江汉油田于1970年9月投入开目T【n_0．静敝璐呈f群*发，到2011年6月，累计产油15．83×10t，采出程度为．毯越慕*39．459，6。采出可采储量的89。1O，综合含水为89

3、．∞m∞仰∞48％。经过三十多年的注水开发，储层参数在长期水驱过程中发生了复杂的变化，有必要对王场高含盐油田水驱储层参数变化规律及机理做进一步研究。图1王场油田岩样水驱前后孔隙度交汇图1水驱前后储层参数变化规律研究实验室模拟和表征，是研究地质问题的重要手段。一．实验方法是对所选岩样，先测定其原始条件下的各项参数，再模拟水驱开发过程，进行长期水驱实验500倍孔隙体积，最后对水驱后的岩样处理井测其水驱后的各项．／101001000l0000参数，通过对所测各项参数的对比分析，研究长期水驱储原始空气渗透率，l0。1m层参数的变化规律。图2王场油田岩样水驱前后空气渗透率交汇图长期水驱前后孔隙

4、度的对比测试实验见图1。水驱后的孔隙度都比原始孑L隙度大，平均孔隙度水驱前为根据压汞法毛细管压力测试资料分析见表1，中低22．18，水驱后为23．88，增幅为7．66。渗透的样品水驱后孔喉半径减小；中高渗透样品水驱后从水驱前后空气渗透率的交汇图2可以看出：在岩样其孔喉半径增大。表1毛管压力测试数据表[收稿日期]2012一()7一()3[第一作者简介]何玉忠(1965)．男．工程师．现在中国石化江汉油田分公司勘探开发研究院从事油气田提高采收率试验研究何玉忠等．王场高含盐油藏水驱储层参数变化规律及机理研究13(接上表)具体分组情况和实验条件见表3。2储层参数变化的影响因素评价表3模型分组

5、及实验条件针对影响高含盐油藏水驱储层参数变化因素复杂模型分组模型编号类别驱替顺序多样，应用真实岩心微观可视化实验和长岩芯驱替实验技术，结合常规的分析化验手段，开展王场油田水驱储层参数变化影响因素评价。真实岩芯微观可视化实验可以对驱替过程中岩芯内部微观变化进行跟踪观察。2．1实验设计实验在常温下采用单相驱替。按照储层的渗透性、2．2实验结果分析含盐量等条件制作了8块模型。模型基本参数见表2。从图3，4，5，6看出，通过水驱过程中，渗透率连续测表2模型基本参数试结果分析影响水驱储层参数变化的因素。2．2．1驱替速率的影响从图3，4，5，6看出，高速驱替时渗透率变化要大于低速驱替。驱替速率

6、是普通砂岩水驱储层参数变化的重要影响因素之一。在较大的驱替速率下，流体会对岩芯渗流通道壁上的微粒产生较强的冲刷力，微粒脱落的机率就会大大增加，对渗透率的影响也大。2．2．2含盐量的影响从图5，6看出，含盐量较高的岩芯水驱渗透率变化幅度大。在高含盐油藏中，可溶性盐是作为胶结物的形式存在，一方面盐的溶解会改善渗流条件；另一方面盐的溶解降低储层岩石的胶结强度，促使储层岩石释放微粒。按照含盐量和渗透性将模型分为四类：高盐中高渗、储层含盐量越高，水驱过程中盐的溶解对储层的影响就高盐低渗、低盐中高渗、低盐低渗。其中，渗透率的分级越大，储层物性变化就越明显。标准按通用的标准来划分；含盐量则根据王场

7、油田可溶2

8、2．3岩芯渗透率的影响盐类矿物含量的平均值3．84作为含盐量高低划分的物性好的储层，水驱渗透率增大，物性差的储层水标准值。根据影响储层参数变化的因素，对8组模型进驱渗透率减小。渗透率较高的岩芯，从岩芯孔道壁上脱行了实验设计。落下来的微粒大部分能够随着注入的流体一起流出岩