礁灰岩油藏亲油特性定量表征方法研究-辽宁化工2022年01期

摘      要：岩心润湿性实验结果表明，M礁灰岩油田各储层段润湿性以亲油-强亲油为主，且自上而下各段亲油性增强。为了在油藏数值模拟研究中更合理地表征这一特性，本文通过Wilhelmy实验定量测定了礁灰岩储层岩心表面的油水界面张力和润湿接触角，并结合岩心压汞实验所取得的毛管压力资料计算得到了标准化亲油毛管压力曲线，将其应用于礁灰岩油田油藏数值模型中。应用结果表明，：采用了亲油毛管压力曲线的油藏模型对生产井指标的预测结果与实际动态吻合程度更高，60口生产井中    45口井预测精度明显提高。亲油毛管压力曲线的应用有助于精细刻画M礁灰岩油田的油水微观分布。

关  键  词：生物礁灰岩; 亲油; 定量表征; 毛管压力曲线; 油藏数值模拟

中图分类号：TE311     文献标识码： A     文章编号： 1004-0935（20202022）0×1-00000001-0×

储层岩石润湿性影响着孔道内油水微观分   布[1-3]，以及水驱油过程中毛管力作用方向及和水驱油效率，最终可影响油藏水驱开发采收率[4-5]。目前油藏数值模拟研究中，通常认为储层润湿性以亲水为主，采用亲水毛管压力曲线来表征这一储层特性。而越来越多的研究发现，大多数碳酸盐岩油藏的储层润湿性为混合润湿或亲油。国内外已公开发表的文献资料中，关于亲油毛管压力曲线的定量计算与标准化方法的研究成果极少，且在油藏数值模拟研究中应用亲油毛管压力曲线的案例更为少见[6-9]。

本文充分利用M礁灰岩油田储层流体及岩心实验资料，采用定性和定量两种方法深入分析并确定了储层润湿性为亲油，通过Wilhelmy实验定量测定了岩石表面张力和润湿接触角等重要参数，并研究得出了一套亲油毛管压力曲线定量计算及归一化方法，将研究成果成功应用于M礁灰岩油藏数值模拟研究中。这一研究成果的应用有助于精细刻画M礁灰岩储层油水微观分布，准确模拟油田生产动态，提高了油田及生产井开发指标预测精度[10]，也可为今后各类油田亲油储层的油藏数值模拟研究提供参考依据。

1  礁灰岩储层润湿性评价实验

1.1  实验岩心及流体

M油田为典型生物礁灰岩稠油油藏，选取探井W井的9块岩心及3块岩心薄片进行实验，岩心参数见表1;。实验用油是井口取样后复配地层油，原油高压物性参数见表2;。实验用水是根据地层水分析化验结果配置得到，地层水分析化验结SRrRukeT1jb2NHxc6h3w2w==果见表3。

1.2  实验设备

实验仪器主要有：恒温箱（最高温度不低于100 ℃，精度±1 ℃），岩样抽空装置，岩心驱替装置，渗吸仪，界面张力和润湿接触角测定仪等。

1.3  实验原理及步骤

1.3.1  自吸驱替法测定相对润湿性

（1）实验原理：

润湿相流体在毛管压力作用下自动吸入岩石孔隙中并驱替出非润湿相流体，同时利用离心机所产生的较大离心力将岩心毛管中可流动的液体排出，以得到可流动的总毛管体积，再按一定的比值判断润湿性。

（2）实验步骤：

完成岩心清洗、吹干和抽真空操作后，先通过饱和地层水和油驱水过程建立束缚水，然后分4个步骤进行测定。①吸水排油，将岩心浸泡在地层水中1周后读取总排油量;②水驱油，恒压0.1 MPa驱替至不出油为止;③吸油排水，将岩心浸泡在原油中1周后取出岩心，将管壁上的水珠完全收集到计量管底部并读取总排水量;④油驱水，恒压0.1 MPa驱替至不出水为止。最后根据行业标准SY/T5153—2007《油藏岩石润湿性测定方法》（SY/T5153—2007）定量计算各岩心润湿指数并判断润湿性。

1.3.2  Wilhelmy实验测定界面张力和润湿接触角

Wilhelmy实验法测定仪的基本原理和步骤是通过调节岩心薄片位置使岩板与油水两相同时接触，固液、液液各界面张力均表现出来。当油水界面发生变化时，岩心薄片将被拉动并失去平衡，此时需施加平衡力使岩心薄片重新达到平衡。最后根据力平衡原理计算得到实验油水界面张力和润湿接触角。

1.4  实验结果分析

1.4.1  自吸驱替法测定相对润湿性

在油藏温度52.22 ℃下，通过自吸驱替法测定了自吸排油量、驱替排油量、自吸排水量和吸油排水量。按照行业标准计算得到水湿指数、油湿指数和相对润湿指数。实验，结果见表4。实验岩心中仅W-5相对润湿指数为-0.134，润湿性为弱亲油，分析认为是岩心渗透率低影响自吸驱替实验结果;其余8块岩心相对润湿指数均为-0.5--～-0.9，润湿性为亲 油-至强亲油，强亲油岩心合计5块，占总岩心数的62.5%。实验表明，M礁灰岩储层岩石润湿性为亲油～至强亲油，且以强亲油为主。

1.4.2  Wilhelmy实验法实验结果

利用W井3块岩心薄片分别进行Wilhelmy实验，定量测定了油水界面张力及润湿接触角。考虑油水界面张力大小主要与实验油水性质有关，实验中仅进行了1次油水界面张力测定，实验结果见表5。不同岩心薄片润湿接触角存在一定差异，测定润湿接触角范围为110°-～120°，平均值114.7°。润湿接触角测定结果进一步表明LM礁灰岩储层岩石润湿性为亲油为主，与基于相对润湿指数的润湿性评价结果一致。

2  礁灰岩储层亲油特性定量表征

实际油田开发研究中，毛管力可表征储层岩石润湿性。对于亲油储层，水驱油过程中毛管力与驱动方向相反，为水驱油阻力。油藏数值模拟研究中如能合理表征储层亲油特性，研究得到的宏观剩余油分布结果将更为可靠。

本文借鉴前人经验建立了亲油毛管力曲线计算及标准化流程，可通过该方法将实验室岩样的毛管力曲线处理得到油藏数值模拟研究所需的地层条件下平均毛管力曲线。J函数曲线把油层流体界面张力、润湿性和岩石的渗透率与孔隙度等的影响综合在一起来表征油层的毛管力曲线特征。以压汞法测定的毛管力曲线为例，根据公式（1）和公式（2），可将实验室测得的pcHg（SHg）函数关系转换为J（Swd）函数关系，得到幂函数关系式（3）。

J（S_wd ）=p_c/（σ cos⁡θ ） （K/∅）^0.5               ;            （1）

S_wd=（S_w-S_wc）/（1-S_wc ）                       ;   ;                （2）

J（S_wd）=A〖S_wd〗^B                    。                 （3）

式中，：A为—岩心的J函数无因次排驱压力，;

B为—岩心J函数指数。

通过拟合每块岩心实验数据可得到特征参数A、B。

根据毛管力曲线形态和孔喉分布特征划分岩石流动单元，计算各流动单元特征参数A、B平均值。最后根据式（4）和式（5）反算得到油藏条件下毛管力曲线。

p_cR （S_w ）=（J（S_wd）σ cos⁡θ）/（K/∅）^0.5                  ;           （4）

S_w=S_wc+（1-S_wc ） S_wd 。             （5）

亲油储层润湿接触角θ>大于90°，计算得到的油藏条件下毛管力pcR（Sw）<小于0，表示其作用方向与驱动方向相反。亲油毛管力曲线标准化流程如见图3所示。

3  油田应用实例

按照上述标准化方法和流程，对M礁灰岩油田岩心压汞毛管力曲线进行标准化处理，得到油藏条件下的标准化亲油毛管力曲线。图4所示为5类岩石流动单元的标准化亲油毛管力曲线。

为了评估亲油毛管压力曲线在M油田油藏数值模型中的应用效果，在未进行生产历史拟合时，分别应用亲油、亲水毛管压力曲线进行生产动态预测，对比开发指标预测精度，结果如图5、图6所示。采用亲油毛管压力曲线时，油藏数值模型预测单井含水上升规律与实际生产动态趋势更接近，模型预测精度更高。经详细统计，采用亲油毛管压力曲线后，M油田60口生产井中45口井预测精度明显提高，另有15口井预测精度相当，预测精度提高率达到78%。

3  油田应用实例

按照上述标准化方法和流程，对图4中M礁灰岩油田岩心压汞毛管力曲线进行标准化处理，得到油藏条件下的标准化亲油毛管力曲线。图4所示为五5类岩石流动单元的标准化亲油毛管力曲线。

为了评估亲油毛管压力曲线在M油田油藏数值模型中的应用效果，在未进行生产历史拟合时，分别应用亲油、亲水毛管压力曲线进行生产动态预测，对比开发指标预测精度，结果如图5及、图6所示。采用亲油毛管压力曲线时，油藏数值模型预测单井含水上升规律与实际生产动态趋势更接近，模型预测精度更高。经详细统计，采用亲油毛管压力曲线后，M油田60口生产井中45口井预测精度明显提高，另有15口井预测精度相当，预测精度提高率达到78%。

亲油毛管压力曲线的应用有助于更加精细地刻画M礁灰岩油田的油水微观分布，进一步提高油田开发指标的预测精度。本文提出的胡储层亲油特性定量表征方法也可为各类油田亲油储层的油藏数值模拟研究提供参考经验。

4  结 论

（1）岩心润湿性实验测定了M礁灰岩储层岩石润湿性为亲油～至强亲油，且以强亲油为主。

（2）Wilhelmy实验法进一步定量测定了M礁灰岩储层岩石油水界面张力为25 mN·/m-1，润湿接触角为110°-～120°。

（3）建立了一套亲油毛管压力曲线定量计算方法，并成功应用于M礁灰岩油藏数值模型中，采用亲油毛管压力曲线后开发指标预测精度提高率达到78%。

参考文献：

[1]李帅，丁云宏，才博，等.致密储层体积改造润湿反转实验及模拟研究[J].特种油气藏，，2016，，23（6）：（6）：107-110.

[2]李帅，丁云宏，刘广峰，等.致密储层体积改造润湿反转提高采收率的研究[J].深圳大学学报理工版，，2017，，34（1）：（1）：98-103.

[3]张志坚，黄熠泽，闫坤，等.低渗透油藏渗吸采油技术进展与展望[J].当代化工，，2021，，50（2）：（2）：374-377.

[4]宋宏志，杨二龙，李田靓，等.海上油田水驱后气水交替驱室内实验和数值模拟研究[J].当代化工，，2021，，50（5）：（5）：1171-1174.

[5]李竞，朱国金，刘晨，等.碳酸盐岩油藏智能水驱规律与机制[J].非常规油气，，2021，，8（2）：（2）：43-48.

[6]赵军，左清泉，张润芳，等.底水稠油油藏稳态法油水相渗实验方法探索[J].石油化工应用，，2020，，39（10）：（10）：62-66.

[7]李雄炎，秦瑞宝，平海涛，等.高精度渗透率模型建立及应用[J].中国石油大学学报（自然科学版），，2020，，44（6）：（6）：14-19.

[8]夏瑜，陈浩，姚锋盛，等.致密砂岩气藏渗透率定量评价新方法及应用[J].天然气勘探与开发，，2020，，43（3）：（3）：78-84.

[9]陈楠.基于高含水期油田水驱特征的相渗曲线计算方法[J].石油化工应用，，2021，，40（5）：（5）：23-27.

[10]赵辉，李坪东，杨帆，等.K144油藏剩余油分布特征及挖潜对策研究[J].石油化工应用，，2021，，40（5）：（5）：58-60.

Research on Quantitative Characterization of

Oil Wetting Feature in Reef Limestone Reservoir

ZHANG Xiao-lin， WANG Ya-hui， TANG Xiao-long， XV Wei

（CNOOC Shenzhen Branch， Shenzhen Guangdong 518054， China）

Abstract：  The core wettability experiment shows that all layers in M reef limestone reservoir are mainly oil wetting， even strong oil wetting in lower layers. To accurately characterize this feature in reservoir numerical simulation research， a series of Wilhelmy experiments were firstly conducted to get the oil-water interfacial tension and the wetting contact angle in M reservoir. Then， technique processes were proposed to calculate the oil wetting capillary pressure curves of five rock types from mercury injection experiment data prepared. Finally， applications of the oil wetting capillary pressure curves in M reservoir simulation model were carried on successfully. Simulation results showed that production performance predicted by model with the oil wetting capillary pressure curves was greatly improved. 45 wells of all 60 wells got better predicted data， resulting in accurately prediction of micro oil-water distribution in M reef limestone reservoir.

Key words：  Reef limestone; Oil wetting; Quantitative characterization; Capillary pressure curve; Numerical simulation