低渗透砂岩油藏水锁损害影响因素分析.docx

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低渗透砂岩油藏水锁损害影响因素分析

低渗透砂岩油藏水锁损害影响因素分析

摘要：

在低渗透砂岩油藏开发中，水锁效应广泛存在，严重影响了油藏的开发。

本文基于水锁效应机理，建立了定量预测水锁效应的数学模型，利用建立的模型分析了流体侵入压差和毛细管力对水锁损害半径的影响以及毛细管力和生产压差对水锁损害程度的影响。

研究认为：

随着流体侵入压差的增加，水锁损害半径增加；随着毛细管力的增加，水锁损害半径增加，水锁产生的表皮系数增大，水锁损害程度增加；随着生产压差的增加，水锁产生的表皮系数减小，水锁损害程度降低。

关键词：

低渗油藏水锁预测模型表皮系数损害程度

AnalysisofInfluenceFactorsofWaterBlockingintheLow-PermeableSandstoneReservoirs

Abstract:

Duringthedevelopmentofthelow-permeablesandstonereservoirs，waterblockingwhichexistsextensivelyrestrictsontheoil-fielddevelopment.Basedonthemechanismofwaterblocking,apredictingmodelofwaterblockinghasbeenevaluated.Theinfluenceofpressuredifferenceoffluids,capillarypressureanddrawdownpressureonwater-blockinghasbeenestimated.Itshowsfromthispaperthat,theradiusofdamagecausedbywaterblockingincreaseswiththeincreaseinpressuredifferenceoffluidsandincreaseincapillarypressure.Skinfactorandtheextentofdamagecausedbywaterblockingincreaseswiththeincreaseincapillarypressureanddecreaseindrawdownpressure.

Keyword：

lowpermeabilityreservoirs;waterblock;predictionmodel;skinfactor;damageratio

在低渗透油气藏开发过程中，水锁现象广泛存在，严重降低了油气井产能[1-5]，因此研究水锁损害影响因素及各影响因素对水锁损害程度的影响有着重要意义。

张振华等[6]（2000）通过岩心分析实验对水锁损害的影响因素进行了研究，其认为水锁损害程度的主要影响因素为油水界面张力、气测渗透率和储层含水饱和度，并利用实验数据建立了对水锁效应进行定量预测的灰色静态预测模型；廖锐全等[2]（2002）和林光荣等[7]（2003）分别针对具体气藏分析了油气藏水锁损害的影响因素并提出了解除水锁损害的相关技术；Parekh等[8]（2004）利用数值模拟软件UTCHEM对直井、压裂直井及水平井的水锁损害进行了研究，分析了生产压差、毛管力、相对渗透率曲线形态、储层非均质性、裂缝长度及水平井水平段长度对水锁效应的影响；Shao等[9]（2007）建立了研究水锁损害的孔隙网络模型，利用该模型通过计算相对渗透率数对水锁效应进行了定量描述。

虽然众多学者对储层水锁损害进行了广泛研究，但大多数研究都是基于岩心实验结果进行分析，不能反映水锁损害的损害半径与水锁损害程度。

本文建立了低渗透砂岩油藏水锁损害的数学模型，利用数值分析方法进行求解，研究了流体侵入压差、束缚水饱和度下的毛管力及生产压差对侵入液损害半径和水锁产生的表皮系数的影响，并利用损害程度与表皮系数的关系计算了井的水锁损害程度。

研究结果对分析钻完井、修井等作业对油井产能的影响有一定指导意义。

1水锁损害机理

在钻完井、修井和油井增产等作业过程中外来流体侵入储层，使井眼周围含水饱和度上升，若开井后外来流体不能有效排出，将使井眼周围油相相对渗透率下降，油井产能降低，这种现象称为水锁[10]。

在水湿储层中，当水相流体进入储层后，油水界面之间会形成一个凹液面，由于油相与水相表面张力不同，在油水界面之间形成一个附加压力，这个压力就是毛细管力。

毛细管力的方向为凹液面的法线方向，因此在水相流入地层的过程中，毛管力表现为驱油动力；在返排时，毛管力表现为阻力。

如果油相驱替水相时的驱替压差小于毛管力和流体流动阻力之和，流体就不能流动，近井地带的水相就不能排除，使近井地带含水饱和度升高，从而降低了油相的相对渗透率，于是产生了水锁现象。

水锁损害半径是指近井地带水相侵入的半径，是评价水锁损害的一个重要指标。

2数学模型的建立

模型假设：

（1）流体的流动服从达西定律；

（2）不考虑温度对渗流的影响，流体之间不发生物理化学反应；（3）忽略地层压力变化对储层渗透率的影响；（4）不考虑岩石和流体的压缩性。

在油水两相流条件下，按照油相、水相的物质平衡建立油相和水相的物质平衡方程，有

（1）

式中，r为半径，m；K为地层渗透率，μm2；Kr为相对渗透率；μ为流体粘度，mPa·s；P为压力，MPa；q为源汇项，m3/h；Ø为孔隙度；S为流体饱和度；t为时间，h；下标i为油相（o）或水相（w）。

在岩石孔隙介质中只存在油相和水相，故油相饱和度和水相饱和度之和为1，即

（2）

由于毛管力是油相与水相液面之间的附加压力降，可表示为：

（3）

根据Brooks-Corey方程，毛管力与含水饱和度之间的关系可表示为：

（4）

为束缚水饱和度下的毛管力，对于同一储层该值仅与接触流体的性质有关，MPa；λ为常数，仅与储层性质有关。

为归一化后的含水饱和度，可表示为：

（5）

式中，Sor为残余油饱和度；Swc为束缚水饱和度。

结合方程

（2）—方程（5），对方程

（1）进行差分求解，可以得到不同条件下储层中含水饱和度的分布。

通过相对渗透率曲线，利用表皮系数公式可以求出生产井的表皮系数：

（6）

式中，S为表皮系数；Ko为储层水锁前的渗透率，μm2；Kod为储层水锁后的渗透率，μm2；N为产生水锁的储层网格数；r为半径，m。

根据储层损害与表皮系数之间的关系式[11]，可得到水锁损害程度：

（7）

式中，DC为水锁损害程度；rd为损害半径，m；rw为井筒半径，m；

3实例分析

选取胜利油田X井进行试算分析，该井原始地层压力为35.9MPa，原油粘度为2.55mPa·s；原始含水饱和度为0.35；残余油饱和度为0.29；原始渗透率为15×10-3μm2；孔隙度为0.12；工作液粘度为0.95mPa·s。

根据岩心实验结果，油相相对渗透率与含水饱和度的关系为：

（8）

水相相对渗透率与含水饱和度的关系为：

（9）

3.1侵入压差对损害半径的影响

图1为不同流体侵入压差下液相损害半径随时间的变化关系曲线（束缚水饱和度下的毛管力为2MPa）。

显示流体侵入压差越大，损害半径越大；同时随着时间的增加，损害半径增加。

图中流体侵入压差分别为-1MPa、0MPa、2MPa，可以代表生产井作业时的三种状态，即欠平衡状态、平衡状态和过平衡状态。

由图可知，在生产井钻完井、修井和增产等作业过程中，应尽量采用欠平衡作业，同时减少作业时间。

图1侵入压差对损害半径的影响图

3.2毛管力对损害半径的影响

图2为束缚水饱和度下不同毛管力时液相损害半径随时间的变化关系曲线（流体侵入压差为2MPa）。

显示随着束缚水饱和度下毛管力的增加，损害半径增加，毛管力对液相损害半径的影响越大。

图2毛管力对损害半径的影响图

3.3生产压差对水锁效应的影响

图3和图4分别为不同生产压差下水锁效应产生的表皮系数随时间的变化关系曲线和不同生产压差下储层损害程度随时间的变化关系曲线（流体侵入压差为2MPa，束缚水饱和度下的毛管力为2MPa）。

显示随着生产压差的增加，表皮系数减小，损害程度降低，水锁效应减弱。

生产压差从5MPa到10MPa的过程中，水锁损害程度下降较为明显；从10MPa到15MPa的过程中，水锁损害程度变化较小。

在10MPa的压差下生产200h后井的水锁损害程度约为18.7%。

图3生产压差对表皮系数的影响图

图4生产压差对水锁损害程度的影响图

3.4毛管力对水锁效应的影响

图5和图6分别为束缚水饱和度下不同毛管力时水锁效应产生的表皮系数随时间的变化关系曲线和束缚水饱和度下不同毛管力时水锁损害程度随时间的变化关系曲线（流体侵入压差为2MPa，生产压差为10MPa）。

显示随束缚水饱和度下毛管力的增加，表皮系数增加，水锁损害程度增加，水锁效应增强。

因此，在钻完井、修井和油井增产等作业过程中，可以通过选择合适的工作液以降低工作液与地层原油在地层中产生的毛管力来降低或避免水锁效应的产生。

图5毛管压力对表皮系数的影响图

图6毛管压力对水锁损害程度的影响图

4结论及建议

（1）在流体侵入储层的过程中，随着流体侵入压差的增加，液相损害半径增加；随着毛管力的增加，液相损害半径增加。

（2）在工作液返排过程中，随着生产压差的增加，水锁产生的表皮系数减小，水锁效应减弱；随毛管力的增加，水锁产生的表皮系数增加，水锁效应增强。

（3）所研究井在10MPa的生产压差下，水锁损害程度大约为18%。

（4）在油井钻完井、修井和油井增产等作业时，可以通过选择合适的工作液、减小作业时井筒与地层之间的压差、增大作业后的生产压差和减小作业时间等方法来降低或避免水锁效应。

参考文献

[1]JairamKamath,CatherineLaroche.Laboratory-basedevaluationofgaswelldeliverabilitylosscausedbywaterblocking.SPE83659,2003.

[2]廖锐全,徐永高,胡雪滨.水锁效应对低渗透储层的损害及抑制和解除方法[J].天然气工业,2002,22（6）:

87-89.

[3]何文祥，杨亿超，马超亚，等.特低渗透砂岩储层伤害的实验研究[J]。

特种油气藏，2011,18

（2）：

96-98.

[4]周小平，孙雷，陈朝刚。

低渗透气藏水锁效应研究[J].特种油气藏，2005，12（5）：

52-54.[5]张振华,鄢捷年.用灰关联分析法预测低渗透砂岩储层的水锁损害[J].石油钻探技术,2001,29（6）:

51-53.

[6]张振华,鄢捷年.低渗透砂岩储集层水锁损害影响因素及预测方法研究[J].石油勘探与开发，2000,27（3）:

75-78.

[7]林光荣,邵创国,徐振峰等.低渗气藏水锁损害及解除方法研究[J].石油勘探与开发，2003,30（6）:

117-118.

[8]BimalParekh，MukulM.Sharma.Cleanupofwaterblocksindepletedlow-permeabilityreservoirs.SPE89837,2004.

[9]ShaoChangjin，YangZhenqing，ZhouGuanggang，LuGuiwu.Porenetworkmodelingofwaterblockinlowpermeabilityreservoirs.Pet.Sci.（2010）7:

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[10]贺承租,华明琪.水锁损害定量研究[J].钻井液与完井液,2000,17（3）:

1-4.

[11]汪伟英,胡荣,高振龙.确定钻井液侵入油层损害的数值模拟研究[J].钻井液与完井液,2002,19（5）:

10-12.

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