春光油田攜砂液對防砂過程中近井地帶滲流特征影響實驗研究

蔣爾梁，劉洪濤，解勇珍，孫彬峰，劉正奎

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春光油田攜砂液對防砂過程中近井地帶滲流特征影響實驗研究

蔣爾梁，劉洪濤，解勇珍，孫彬峰，劉正奎

（中國石化河南油田分公司石油工程技術(shù)研究院，河南南陽 473132）

春光油田稀油儲層為泥質(zhì)膠結(jié)且膠結(jié)疏松、出砂嚴(yán)重，泥質(zhì)和粉細(xì)砂含量較高，防砂難度大。針對春光油田防砂施工后含水迅速上升的情況，使用現(xiàn)場取樣的攜砂液、地層水、原油進(jìn)行實驗，研究防砂工藝對近井地帶滲流的影響特征。實驗表明，攜砂液對儲層巖心有一定傷害，油相相對滲透率下降，水相相對滲透率上升；對應(yīng)的含水率上升，幅度小于10%。防砂作業(yè)攜砂液會導(dǎo)致含水上升，但不是主要原因。實驗相滲曲線分析顯示，春光高滲儲層隨著含水率升高，油相滲透率顯著降低，將會對產(chǎn)量產(chǎn)生比較大的影響。

春光油田；攜砂液；相對滲透率；含水率

1 實驗?zāi)康呐c方法

1.1 實驗?zāi)康?/h3>

本實驗?zāi)康脑谟谘芯繑y砂液對近井地層和礫石層滲流特征的影響，并通過實驗結(jié)果解釋防砂作業(yè)是否為含水上升的主要原因。通過模擬礫石充填施工過程中攜砂液濾失進(jìn)入近井地層，測量巖心內(nèi)不同飽和度下油水相對滲透率變化，即通過對飽和、老化攜砂液的礫石層前后驅(qū)替壓力測量，計算其水/油相滲透率，得到油水驅(qū)替相滲特征的影響。

1.2 實驗裝置與實驗方法

使用中國石油大學(xué)（華東）油藏驅(qū)替模擬實驗室的高溫高壓多功能驅(qū)替實驗裝置。

實驗方法及實驗步驟如下：

（1）將巖心洗凈并烘干，用抽真空法飽和鹽水，測孔隙度與氣測滲透率。

（2）調(diào)節(jié)恒溫箱溫度，使恒溫箱溫度達(dá)到地層溫度60 ℃，恒溫2 h。

（3）將飽和水的巖心裝入巖心夾持器，測量巖心在圍壓下（5 MPa以上）的液相滲透率。

（4）建立飽和度束縛水：低流速（0.1 mL/min）進(jìn)行油驅(qū)水，逐漸增加驅(qū)替速度直至不出水為止。利用下式計算束縛水飽和度。

（5）模擬油恒流量（2.0 mL/min）驅(qū)替10倍孔隙體積，測油相有效滲透率。

（6）在恒速下注入水（2.0 mL/min），注入10倍孔隙體積以上，記錄含水率、累計注水量、累計產(chǎn)液量及巖心兩端的壓差、累計注入時間。

（7）在殘余油飽和度下測水相對滲透率，即水相端點滲透率。

（8）計算相對滲透率，繪制相對滲透率曲線。

（9）同一巖心，反向注入攜砂液，地層溫度下恒溫老化2 h。

（10）用驅(qū)替泵以恒定的流量向巖心注入水，當(dāng)巖心出口產(chǎn)出液中沒有油，而且?guī)r心兩端的壓差恒定時，記錄巖心兩端的壓差，計算水相端點滲透率。

（11）用驅(qū)替泵以恒定的流量向巖心注入油，當(dāng)巖心出口產(chǎn)出液中沒有水，且?guī)r心兩端的壓差恒定時，記錄巖心兩端的壓差，計算油相端點滲透率。

（12）恒速下注入水，直至驅(qū)到殘余油飽和度為止（通常注入10倍孔隙體積以上），記錄含水率、累計注水量、累計產(chǎn)液量及巖心兩端的壓差、累計注入時間。

（13）計算老化攜砂液后相對滲透率，繪制相對滲透率曲線。

2 實驗材料

實驗中使用的巖心為現(xiàn)場取得的巖屑膠結(jié)而成，由于巖屑為親水性，因此膠結(jié)劑使用親水膠結(jié)劑，并對膠結(jié)后的巖心進(jìn)行氣測滲透率及孔隙度測試。巖心均制成直徑為25 mm，長度為40~50 mm的標(biāo)準(zhǔn)巖心?，F(xiàn)場取得的巖屑如表1所示。

實驗用攜砂液為春光油田礫石充填施工過程中采用的攜砂液，配制比例為0.35%羥丙基胍膠+1.5%防膨劑+清水。實驗用地層水樣品是根據(jù)油田現(xiàn)場地層水分析表進(jìn)行計算后，使用蒸餾水、碳酸氫鈉、氯化鈉、氯化鈣等化學(xué)藥品進(jìn)行配制；實驗用原油為春光區(qū)塊現(xiàn)場取得的原油（表1）。

3 實驗結(jié)果與特征分析

3.1 地層巖心攜砂液驅(qū)替實驗結(jié)果分析

根據(jù)多相流體在巖石中的滲流機制研究[4-5]，巖石的油濕程度越大，相對滲透率曲線越靠近低含水飽和度區(qū)；反之巖石的水濕程度越大，相滲曲線越靠近高含水飽和度區(qū)。潤濕性從親水變?yōu)橛H油過程中，相滲曲線具有明顯的變化征性，每組油水兩相曲線逐漸左移，殘余油飽和度逐步增加；曲線交叉點對應(yīng)的含水飽和度逐步減小，交叉點依次左移。根據(jù)此特征，分析地層巖心攜砂液驅(qū)替實驗結(jié)果。

3.1.1 排2單元（排2–檢1）實驗

使用排2–檢1井巖屑進(jìn)行巖心膠結(jié)，并使用排2–4井原油、排2–4井地層水以及攜砂液作為驅(qū)替流體，攜砂液驅(qū)替、老化溫度為50 ℃，老化時間2 h，實驗巖心相滲曲線如圖1所示。

圖1 排2–檢1井巖心相滲曲線

由圖1可知，排2–檢1井巖心初始相滲曲線中，等滲點對應(yīng)飽和度約為55%，為明顯的水濕性巖心。初始束縛水飽和度及殘余油飽和度分別為29.93%、17.18%，進(jìn)行攜砂液驅(qū)替老化階段后巖心初始束縛水飽和度及殘余油飽和度分別為42.46%、22.33%。

攜砂液驅(qū)替老化階段后，兩相滲流區(qū)域減小，說明巖心內(nèi)連通性能較好的大孔隙被封堵或者孔隙減小。攜砂液驅(qū)替后巖心相滲曲線的等滲點對應(yīng)飽和度依然大于50%，巖心為親水巖心，潤濕性變化不大，但等滲點略微左移，說明巖心表面親油性增加。流動過程中巖心對油相阻力相較于對水相阻力加大得更多，致使油相流動更加困難，由此導(dǎo)致在油水兩相共同流動區(qū)域，油相相對滲透率明顯下降[6–9]。

表1 部分地層水配制

利用公式（2）將實驗測得的含水飽和度、油水兩相相對滲透率曲線換算成含水率、油水兩相相對滲透率曲線，分析攜砂液驅(qū)替對含水率的影響（圖2）。

由圖2可知，含水率、油水兩相相對滲透率曲線能更好地反映滲透率的變化，相同相對滲透率下注攜砂液后儲層含水率有一定上升，但幅度不大。因此，可以認(rèn)為攜砂液不是影響含水率的主要因素。

3.1.2 地層巖屑相滲實驗

將巖心原始相滲曲線與巖屑相滲曲線進(jìn)行對比分析顯示，巖屑膠結(jié)形成的巖心與原始巖心相滲曲線大體接近。表2為使用上述實驗數(shù)據(jù)對攜砂液和地層相滲影響特征的總結(jié)。

對比攜砂液驅(qū)替前后巖心兩相相對滲透率值顯示，在同一含水飽和度下，巖心被攜砂液驅(qū)替/老化后，巖心油相相對滲透率明顯下降，水相相對滲透率增加，巖心親油性增強，油的流動更加困難。相同相對滲透率下注攜砂液后儲層含水率有一定上升，但幅度不大。

以春67井為例對地層巖屑相滲實驗結(jié)果進(jìn)行對比分析，結(jié)果見圖3、圖4、圖5，可以看出，春67井巖心在注攜砂液后存在油相相對滲透率下降、水相相對滲透率上升、含水率上升的特征，但上升幅度小于10%。

圖3 春67井巖心實驗前后油相相對滲透率對比

3.2 攜砂液對礫石層油相滲流阻力影響

測量飽和、老化攜砂液的礫石層（充填礫石使用0.43~0.85 mm石英砂）前后驅(qū)替壓力，計算水/油滲透率，得到攜砂液對礫石層油相滲流阻力影響特征。實驗表明，春133E井井液驅(qū)替礫石層初始水相滲透率、初始油相滲透率以及飽和、老化攜砂液后油相滲透率分別為16.67，15.32，15.19 μm2，油相滲透率下降率為0.84%；排206–23井井液驅(qū)替礫石層初始水相滲透率、初始油相滲透率以及飽和、老化攜砂液后油相滲透率分別為17.77，16.56，15.38μm2，油相滲透率下降率僅為7.1%，說明在實驗前后礫石層滲透率變化較小。由此可知，由于礫石層滲流能力較高，攜砂液短時間的驅(qū)替、老化過程并不會對礫石層油相滲流阻力造成明顯影響。

表2 地層巖屑相滲實驗結(jié)果匯總

圖4 春67井巖心實驗前后水相相對滲透率對比

圖5 春67井巖心實驗前后含水率變化

4 結(jié)論與認(rèn)識

（1）實驗結(jié)果表明，春光稀油儲層防砂作業(yè)攜 砂液飽和地層后，油相相對滲透率下降、水相相對滲透率上升，對應(yīng)的含水率上升，但幅度小于10%。防砂作業(yè)攜砂液會導(dǎo)致含水上升，但不是主要原因。

（2）春133E井井液驅(qū)替礫石層實驗表明，實驗前后礫石層滲透率未發(fā)生明顯的變化。由于礫石層滲流能力較高，攜砂液短時間的驅(qū)替、老化過程并不會對礫石層油相滲流阻力造成明顯影響。

（3）實驗相滲曲線分析顯示，春光高滲儲層隨著含水率升高，油相滲透率顯著降低，將會對產(chǎn)量產(chǎn)生比較大的影響。

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Experimental study on the influence of sand-carrying fluid on seepage in near-wellbore area during sand control in Chunguang oilfield

JIANG Erliang, LIU Hongtao, XIE Yongzhen, SUN Binfeng, LIU Zhengkui

（Petroleum Engineering Research Institute of Henan Oilfield Company, SINOPEC, Nanyang, Henan 473132, China）

Light oil reservoirs in Chunguang oilfield are characterized by fine lithology, argillaceous cementation, loose cementation, serious sand production, high content of argillaceous and fine sand, and there is great difficulty in sand control. In view of the rapid increase of water cut after sand control construction in Chunguang oilfield, sand-carrying fluid, formation water and crude oil sampled in the field were used to carry out experiments to study the influence of sand control technology on seepage in near-wellbore area during sand control in Chunguang oilfield. The results show that the sand-carrying fluid has certain damage to the reservoir core, the relative permeability of the oil phase decreases, and the relative permeability of the water phase increases. The corresponding water-cut increases, but the range is less than 10%. Sand-carrying fluid in sand control operation may cause water cut to rise, but it is not the main reason. The experimental phase permeability curve analysis shows that with the increase of water content, the oil-phase permeability of the high-permeability reservoir in Chunguang decreases significantly, which will have a great impact on the production.

Chunguang oilfield; sand-carrying fluid; relative permeability; water cut

1673–8217（2019）02–0108–05

TE312

A

2018–08–02

蔣爾梁，工程師，1982年生，2009年畢業(yè)于西南石油大學(xué)油氣田材料與應(yīng)用專業(yè)，現(xiàn)從事壓裂酸化技術(shù)研究工作。

中國石油化工股份有限公司重點科技攻關(guān)項目（P16081）。

編輯：趙川喜