長慶油田三疊系油藏相滲形態及儲滲特征

2011-04-15 09:37:22王思儀柳良仁低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室長慶油田勘探開發研究院陜西西安710018

長江大學學報(自科版) 2011年13期

王思儀，柳良仁（低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室，長慶油田勘探開發研究院，陜西西安710018）

王憲文（長慶油田蘇里格氣田研究中心，陜西西安710018）

任肇才，韓建潤（低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室，長慶油田勘探開發研究院，陜西西安710018）

長慶油田三疊系油藏屬于特低滲透油藏，油層物性差，孔隙度小，滲透率低，有效砂體連通性差。油井投產之后，地層壓力下降很快，產量遞減大，油田開發效果不理想[1-2]。為提高長慶油田三疊系油藏的整體開發水平，有必要對油藏的相滲進行分類研究，分析不同相滲形態油藏的儲層特征、滲流規律及動態表現，形成一套適合于該相滲形態油藏的開發技術，從而達到提高整體開發效果的目的。

1 長慶油田三疊系油藏相滲形態

根據相滲曲線中油水相對滲透率曲線的形態特征，將長慶油田三疊系油藏相滲形態分為Ⅰ型（水相上凹，油相上凹型）、Ⅱ型（水相直線型）和Ⅲ型（油相直線型）3類。

1.1 Ⅰ型

該相滲形態在研究區內最為常見，其典型曲線形態如圖1所示。從圖1可以看出，油相相對滲透率曲線在初期呈陡直下降，隨含水飽和度增加，后期逐漸減緩；在殘余油處所對應的水相最終端點相對滲透率較高。

圖1 Ⅰ型相滲形態典型曲線

1.2 Ⅱ型

該相滲形態在長慶油田部分地區較為常見，其典型曲線形態如圖2所示。該相滲形態的主要特征為隨含水飽和度的增加，水相相對滲透率曲線呈近似直線變化，在殘余油處所對應的水相最終端點達到最大值，但其絕對值相對較低。

1.3 Ⅲ型

該相滲形態在長慶油區內較為少見，其典型曲線形態如圖3所示。從圖3可以看出，隨含水飽和度增加，油相相對滲透率曲線呈近似直線變化，而水相相對滲透率快速上升，在殘余油處所對應的水相最終端點相對滲透率最高。

圖2 Ⅱ型相滲形態典型曲線

圖3 Ⅲ型相滲形態典型曲線

2 儲滲特征

2.1 儲層特征

1）巖屑成分不同相滲類型巖屑成分如表1所示。從表1可以看出，Ⅱ型和Ⅲ型油藏巖屑含量較高，Ⅰ型油藏巖屑含量較低。

2）粘土礦物對長慶油田三疊系儲層滲流性能影響較大的粘土礦物主要是水敏礦物，其具體表現是外來流體進入儲層后引起粘土膨脹、分散、運移，從而導致滲透率下降[3]。不同相滲類型粘土礦物含量如表2所示。從表2可以看出，Ⅰ型油藏水敏礦物含量明顯偏低，而Ⅲ型油藏伊蒙混層含量最高。

表1 不同相滲類型巖屑成分

表2 不同相滲類型粘土礦物含量

3）孔喉特征不同相滲類型孔吼參數如表3所示。從表3可以看出，Ⅰ型油藏面孔率高，平均孔徑大，排驅壓力、中值壓力最小，中值半徑和退汞效率最大，表明Ⅰ型油藏孔隙結構好，孔喉分布均勻，非均質性相對較弱，原油滲流基礎好；Ⅱ型油藏面孔率中等，非均質性程度中等；Ⅲ型油藏非均質性最強，孔吼結構最差，原油滲流能力最差。

表3 不同相滲類型孔吼參數

2.2 滲流規律

由于儲層非均質性、初期壓裂投產以及后期重復壓裂措施等因素的影響，特低滲透油藏油井滲流方式主要有裂縫型和復合型。水井在開發初期以均勻型滲流為主。在注水開發過程中，部分井由于受儲層微裂縫的影響，微裂縫開啟后，滲流方式由均勻型變為裂縫型，還有一部分井受儲層非均質性的影響變為復合型。當水井滲流方式為均勻型時，注入水均勻向周圍油井推近，此時，驅替較為均勻；當水井滲流方式變為裂縫型或復合型時，油水井雙向溝通，注入水極易沿裂縫或高滲帶突進，造成含水迅速上升直至油井水淹。因此，水井滲流方式的轉變對油水驅替以及整個油藏的高效開發起著至關重要的作用[6-7]。筆者以水井滲流方式的轉變為切入點，分析3種相滲形態典型油藏水井滲流方式由均勻型向裂縫型和復合型的轉變情況。不同相滲形態油藏水井滲流方式轉變參數表如表4所示。從表4可以看出，Ⅰ型油藏滲流方式由均勻型向非均勻型轉變速度遠小于Ⅱ型和Ⅲ型油藏。