低滲透砂巖油藏水鎖損害影響因素分析

1、低滲透砂巖油藏水鎖損害影響因素分析摘要：在低滲透砂巖油藏開發(fā)中，水鎖效應(yīng)廣泛存在，嚴重影響了油藏的開發(fā)。本文基于水鎖效應(yīng)機理，建立了定量預測水鎖效應(yīng)的數(shù)學模型，利用建立的模型分析了流體侵入壓差和毛細管力對水鎖損害半徑的影響以及毛細管力和生產(chǎn)壓差對水鎖損害程度的影響。研究認為：隨著流體侵入壓差的增加，水鎖損害半徑增加；隨著毛細管力的增加，水鎖損害半徑增加，水鎖產(chǎn)生的表皮系數(shù)增大，水鎖損害程度增加；隨著生產(chǎn)壓差的增加，水鎖產(chǎn)生的表皮系數(shù)減小，水鎖損害程度降低。關(guān)鍵詞：低滲油藏 水鎖 預測模型 表皮系數(shù) 損害程度analysis of influence factors of water block

2、ing in the low-permeable sandstone reservoirsabstract: during the development of the low-permeable sandstone reservoirs，water blocking which exists extensively restricts on the oil-field development. based on the mechanism of water blocking, a predicting model of water blocking has been evaluated. t

3、he influence of pressure difference of fluids, capillary pressure and drawdown pressure on water-blocking has been estimated. it shows from this paper that, the radius of damage caused by water blocking increases with the increase in pressure difference of fluids and increase in capillary pressure.

4、skin factor and the extent of damage caused by water blocking increases with the increase in capillary pressure and decrease in drawdown pressure. keyword：low permeability reservoirs; water block; prediction model; skin factor; damage ratio在低滲透油氣藏開發(fā)過程中，水鎖現(xiàn)象廣泛存在，嚴重降低了油氣井產(chǎn)能1-5，因此研究水鎖損害影響因素及各影響因素對水鎖損害程

5、度的影響有著重要意義。張振華等6（2000）通過巖心分析實驗對水鎖損害的影響因素進行了研究，其認為水鎖損害程度的主要影響因素為油水界面張力、氣測滲透率和儲層含水飽和度，并利用實驗數(shù)據(jù)建立了對水鎖效應(yīng)進行定量預測的灰色靜態(tài)預測模型；廖銳全等2（2002）和林光榮等7（2003）分別針對具體氣藏分析了油氣藏水鎖損害的影響因素并提出了解除水鎖損害的相關(guān)技術(shù)；parekh等8（2004）利用數(shù)值模擬軟件utchem對直井、壓裂直井及水平井的水鎖損害進行了研究，分析了生產(chǎn)壓差、毛管力、相對滲透率曲線形態(tài)、儲層非均質(zhì)性、裂縫長度及水平井水平段長度對水鎖效應(yīng)的影響；shao等9（2007）建立了研究水鎖損害

6、的孔隙網(wǎng)絡(luò)模型，利用該模型通過計算相對滲透率數(shù)對水鎖效應(yīng)進行了定量描述。雖然眾多學者對儲層水鎖損害進行了廣泛研究，但大多數(shù)研究都是基于巖心實驗結(jié)果進行分析，不能反映水鎖損害的損害半徑與水鎖損害程度。本文建立了低滲透砂巖油藏水鎖損害的數(shù)學模型，利用數(shù)值分析方法進行求解，研究了流體侵入壓差、束縛水飽和度下的毛管力及生產(chǎn)壓差對侵入液損害半徑和水鎖產(chǎn)生的表皮系數(shù)的影響，并利用損害程度與表皮系數(shù)的關(guān)系計算了井的水鎖損害程度。研究結(jié)果對分析鉆完井、修井等作業(yè)對油井產(chǎn)能的影響有一定指導意義。1 水鎖損害機理在鉆完井、修井和油井增產(chǎn)等作業(yè)過程中外來流體侵入儲層，使井眼周圍含水飽和度上升，若開井后外來流體不能有

7、效排出，將使井眼周圍油相相對滲透率下降，油井產(chǎn)能降低，這種現(xiàn)象稱為水鎖10。在水濕儲層中，當水相流體進入儲層后，油水界面之間會形成一個凹液面，由于油相與水相表面張力不同，在油水界面之間形成一個附加壓力，這個壓力就是毛細管力。毛細管力的方向為凹液面的法線方向，因此在水相流入地層的過程中，毛管力表現(xiàn)為驅(qū)油動力；在返排時，毛管力表現(xiàn)為阻力。如果油相驅(qū)替水相時的驅(qū)替壓差小于毛管力和流體流動阻力之和，流體就不能流動，近井地帶的水相就不能排除，使近井地帶含水飽和度升高，從而降低了油相的相對滲透率，于是產(chǎn)生了水鎖現(xiàn)象。水鎖損害半徑是指近井地帶水相侵入的半徑，是評價水鎖損害的一個重要指標。2 數(shù)學模型的建立模

8、型假設(shè)：（1）流體的流動服從達西定律；（2）不考慮溫度對滲流的影響，流體之間不發(fā)生物理化學反應(yīng)；（3）忽略地層壓力變化對儲層滲透率的影響；（4）不考慮巖石和流體的壓縮性。在油水兩相流條件下，按照油相、水相的物質(zhì)平衡建立油相和水相的物質(zhì)平衡方程，有 （1）式中，r為半徑，m；k為地層滲透率，m2；kr為相對滲透率；為流體粘度，mpas；p為壓力，mpa；q為源匯項，m3/h；為孔隙度；s為流體飽和度；t為時間，h；下標i為油相（o）或水相（w）。在巖石孔隙介質(zhì)中只存在油相和水相，故油相飽和度和水相飽和度之和為1，即 （2）由于毛管力是油相與水相液面之間的附加壓力降，可表示為： （3）根據(jù)broo

9、ks-corey方程，毛管力與含水飽和度之間的關(guān)系可表示為： （4）為束縛水飽和度下的毛管力，對于同一儲層該值僅與接觸流體的性質(zhì)有關(guān)，mpa；為常數(shù)，僅與儲層性質(zhì)有關(guān)。為歸一化后的含水飽和度，可表示為： （5）式中，sor為殘余油飽和度；swc為束縛水飽和度。結(jié)合方程（2）方程（5），對方程（1）進行差分求解，可以得到不同條件下儲層中含水飽和度的分布。通過相對滲透率曲線，利用表皮系數(shù)公式可以求出生產(chǎn)井的表皮系數(shù)： （6）式中，s為表皮系數(shù)；ko為儲層水鎖前的滲透率，m2；kod為儲層水鎖后的滲透率，m2；n為產(chǎn)生水鎖的儲層網(wǎng)格數(shù)；r為半徑，m。根據(jù)儲層損害與表皮系數(shù)之間的關(guān)系式11，可得到水鎖

10、損害程度： (7)式中，dc為水鎖損害程度；rd為損害半徑，m；rw為井筒半徑，m；3 實例分析選取勝利油田x井進行試算分析，該井原始地層壓力為35.9mpa，原油粘度為2.55mpas；原始含水飽和度為0.35；殘余油飽和度為0.29；原始滲透率為1510-3m2；孔隙度為0.12；工作液粘度為0.95mpas。根據(jù)巖心實驗結(jié)果，油相相對滲透率與含水飽和度的關(guān)系為： （8）水相相對滲透率與含水飽和度的關(guān)系為： （9） 3.1 侵入壓差對損害半徑的影響圖1為不同流體侵入壓差下液相損害半徑隨時間的變化關(guān)系曲線（束縛水飽和度下的毛管力為2mpa）。顯示流體侵入壓差越大，損害半徑越大；同時隨著時間的

11、增加，損害半徑增加。圖中流體侵入壓差分別為-1mpa、0mpa、2mpa，可以代表生產(chǎn)井作業(yè)時的三種狀態(tài)，即欠平衡狀態(tài)、平衡狀態(tài)和過平衡狀態(tài)。由圖可知，在生產(chǎn)井鉆完井、修井和增產(chǎn)等作業(yè)過程中，應(yīng)盡量采用欠平衡作業(yè)，同時減少作業(yè)時間。圖1 侵入壓差對損害半徑的影響圖3.2 毛管力對損害半徑的影響圖2為束縛水飽和度下不同毛管力時液相損害半徑隨時間的變化關(guān)系曲線（流體侵入壓差為2mpa）。顯示隨著束縛水飽和度下毛管力的增加，損害半徑增加，毛管力對液相損害半徑的影響越大。圖2 毛管力對損害半徑的影響圖3.3 生產(chǎn)壓差對水鎖效應(yīng)的影響圖3和圖4分別為不同生產(chǎn)壓差下水鎖效應(yīng)產(chǎn)生的表皮系數(shù)隨時間的變化關(guān)系曲

12、線和不同生產(chǎn)壓差下儲層損害程度隨時間的變化關(guān)系曲線（流體侵入壓差為2mpa，束縛水飽和度下的毛管力為2mpa）。顯示隨著生產(chǎn)壓差的增加，表皮系數(shù)減小，損害程度降低，水鎖效應(yīng)減弱。生產(chǎn)壓差從5mpa到10mpa的過程中，水鎖損害程度下降較為明顯；從10mpa到15mpa的過程中，水鎖損害程度變化較小。在10mpa的壓差下生產(chǎn)200h后井的水鎖損害程度約為18.7%。圖3 生產(chǎn)壓差對表皮系數(shù)的影響圖圖4生產(chǎn)壓差對水鎖損害程度的影響圖3.4 毛管力對水鎖效應(yīng)的影響圖5和圖6分別為束縛水飽和度下不同毛管力時水鎖效應(yīng)產(chǎn)生的表皮系數(shù)隨時間的變化關(guān)系曲線和束縛水飽和度下不同毛管力時水鎖損害程度隨時間的變化關(guān)

13、系曲線（流體侵入壓差為2mpa，生產(chǎn)壓差為10mpa）。顯示隨束縛水飽和度下毛管力的增加，表皮系數(shù)增加，水鎖損害程度增加，水鎖效應(yīng)增強。因此，在鉆完井、修井和油井增產(chǎn)等作業(yè)過程中，可以通過選擇合適的工作液以降低工作液與地層原油在地層中產(chǎn)生的毛管力來降低或避免水鎖效應(yīng)的產(chǎn)生。圖5 毛管壓力對表皮系數(shù)的影響圖圖6 毛管壓力對水鎖損害程度的影響圖4 結(jié)論及建議（1） 在流體侵入儲層的過程中，隨著流體侵入壓差的增加，液相損害半徑增加；隨著毛管力的增加，液相損害半徑增加。（2） 在工作液返排過程中，隨著生產(chǎn)壓差的增加，水鎖產(chǎn)生的表皮系數(shù)減小，水鎖效應(yīng)減弱；隨毛管力的增加，水鎖產(chǎn)生的表皮系數(shù)增加，水鎖效應(yīng)

14、增強。（3） 所研究井在10mpa的生產(chǎn)壓差下，水鎖損害程度大約為18%。（4） 在油井鉆完井、修井和油井增產(chǎn)等作業(yè)時，可以通過選擇合適的工作液、減小作業(yè)時井筒與地層之間的壓差、增大作業(yè)后的生產(chǎn)壓差和減小作業(yè)時間等方法來降低或避免水鎖效應(yīng)。參考文獻1 jairam kamath, catherine laroche. laboratory-based evaluation of gas well deliverability loss caused by water blocking.spe 83659,2003. 2 廖銳全,徐永高,胡雪濱.水鎖效應(yīng)對低滲透儲層的損害及抑制和解除方法j.天然

15、氣工業(yè),2002,22(6): 87-89.3 何文祥，楊億超，馬超亞，等.特低滲透砂巖儲層傷害的實驗研究j。特種油氣藏，2011,18（2）：96-98.4 周小平，孫雷，陳朝剛。低滲透氣藏水鎖效應(yīng)研究j.特種油氣藏，2005，12（5）：52-54. 5 張振華,鄢捷年.用灰關(guān)聯(lián)分析法預測低滲透砂巖儲層的水鎖損害j.石油鉆探技術(shù),2001,29(6):51-53.6 張振華,鄢捷年.低滲透砂巖儲集層水鎖損害影響因素及預測方法研究j. 石油勘探與開發(fā)，2000,27(3):75-78.7 林光榮,邵創(chuàng)國,徐振峰等. 低滲氣藏水鎖損害及解除方法研究j. 石油勘探與開發(fā)，2003,30(6):117-118.8 bimal parekh，mukul m.sharma. cleanup of water blocks in depleted low-permeability reservoirs. spe 89837,2004.9 shao changjin， yang zhenqing，zhou guanggang，lu guiwu. pore network modeling of wa