高壓低滲砂巖油藏儲層驅替特征及影響因素

王瑞飛，呂新華，國殿斌

(1.西安石油大學 石油工程學院，陜西 西安，710065；2.中石化 中原油田分公司，河南 濮陽，457001)

深層高壓低滲透砂巖油藏屬于低滲透油藏范疇，但又有別于常規低滲透油藏。該類油藏儲層埋藏深、高溫、高壓，開發中注水壓力高，地層壓力下降幅度大，見水后采液指數、采油指數下降快[1?3]。以往低滲油藏驅替研究都是以常壓油藏為研究對象[4?9]，對于深層高壓低滲油藏的驅替問題研究較少。為改善該類油藏的開發效果、提高水驅采收率，根據深層高壓低滲油藏注水較為困難的現狀，以東濮凹陷文南深層高壓低滲砂巖油藏為研究對象，在室內進行水驅油、氮氣驅油實驗以探討該類油藏的驅替特征及影響因素。

1 實驗

1.1 實驗簡介

實驗用油為現場脫水原油，黏度為 4.19 mPa·s。為避免產生水敏，飽和巖心以及水驅油過程均用礦化度為30×104mg/L的NaCl水溶液。實驗溫度為70 ℃。實驗巖心取自東濮凹陷文南深層高壓低滲砂巖油藏。實驗方法及實驗裝置采用巖石中兩相相對滲透率測定方法(SY/T 5345—2007)中的非穩態法測定油水相對滲透率及開展水(氣)驅油驅替實驗，主要實驗設備由巖心夾持器、循環泵、壓力傳感器、油水分離器及定值器等組成[10]。

按模擬條件，在油藏巖樣上進行恒速(水驅)或恒壓(氣驅)驅油實驗。水驅油實驗中，驅替速度分別為0.5，0.8，1.0和1.2 mL/min，凈覆壓力分別為2，10和20 MPa。巖樣出口端記錄每種流體的產量和巖樣兩端壓力差隨著時間的變化，整理實驗數據、繪制相對滲透率曲線、計算驅油效率和采收率。

基于國內缺少CO2及烴類氣源的現狀，氣驅實驗中采用氮氣驅(氣源充足、成本低)。實際地下油藏開發時考慮用氮氣驅及水/氮氣交替驅的方法。

1.2 實驗步驟

室內驅替實驗過程：(1)將巖心抽真空飽和NaCl水溶液，計算飽和水量及孔隙體積。(2)用原油驅替含水巖心，不再出水時計量驅出的水量，計算束縛水飽和度和油相滲透率。(3)水(氮氣)驅油，用NaCl水溶液(氮氣)驅替含油巖心，驅替時以恒速(水驅)或恒壓(氣驅)的方式進行。驅替開始前，在巖樣入口建立一定的壓力(壓力差小于測油相滲透率時的壓力差)。記錄見水(氣)前的油、水量(油、氣量)以及注入壓力差和驅替時間，記錄見水(氣)時的累積產油量、累積產液量、巖樣兩端的壓力差及驅替時間。(4)當不再出油時，測定水相(氣相)滲透率，結束實驗。

1.3 實驗結果

選擇低滲、特低滲巖心樣品共5塊，按上述方法進行水(氣)驅油實驗。實驗數據整理如表1和2所示。

表1 水驅油實驗數據Table 1 Testing datasheet of water flooding experiment

表2 氮氣驅油實驗數據Table 2 Testing datasheet of N2 flooding experiment

2 驅替特征

實驗中，水驅油采用束縛水狀態下的油相滲透率作為基準滲透率，氣驅油采用氣驅結束后的氣體滲透率作為基準滲透率。由實驗數據繪制相應的相對滲透率曲線及采收率曲線如圖1所示。水(氣)驅油驅替特征如下：

(1)由圖1(a)和圖1(b)可見：隨巖心物性變好，兩相共滲區變寬，曲線變緩且兩相交叉點右移。水驅中交叉點分布相對集中，5塊樣品中有4塊樣品交叉點含水飽和度(Sw)在 50%～53%(質量分數)，滲透率最低的樣品交叉點Sw略小于50%。相對于水驅的水相相對滲透率(Krw)，氣驅的氣相相對滲透率(Krg)更為發散。這表明氣驅容易發生氣竄，其驅替效果較水驅差。

(2)由圖1(c)可見：同一巖樣無水采收率高于無氣采收率。不同物性巖心的氣體平衡飽和度(氣驅時，氣體開始流動的最小飽和度)均很低(3%～5%)，無氣采收率也很低(4%～9%)。無水采收率隨滲透率(K)的增大而增大，無氣采收率隨K的增大而減小至某一恒定值不變。

(3)由圖1(d)可見：不論氣驅還是水驅，采收率(ER)均隨著K的增大而增大，氣驅采收率(ERg)變化范圍小(40.6%～53.2%)，水驅采收率(ERw)變化范圍大(35.9%～61.5%)。不同巖樣ERg和ERw有差異。特低滲巖心ERw低于ERg，而低滲以上物性巖心ERw高于ERg。這與相對滲透率曲線相吻合(隨驅替相飽和度的增加，氣相流動能力強，氣相相對滲透率曲線發散)。

分析水、氣驅油實驗中驅替特征的差異。低滲及低滲以上儲層，水、油流度比遠小于氣、油流度比且水比氣更能潤濕巖石，水能滲入細小喉道，故ERw高于ERg[11?13]。特低滲儲層，由微觀孔隙結構研究可知：其喉道細小且小喉道數量多，毛管力作用較強，束縛水飽和度高，水驅油時注入水易沿孔隙內表面水膜突進形成卡斷，驅油效率較低[14?16]；氣驅時，因特低滲巖心大孔道比例小，突進現象不明顯，細小孔道氣驅較為充分，因此，ERg高于ERw。氣體(N2)和液體(NaCl水溶液)雖同屬于流體，但二者的低速滲流規律差異大。液體需要克服液?固吸附阻力才能流動，儲層視滲透率(Ka)減小。氣體因滑脫效應而附加了一種滑脫動力，儲層Ka增大，更易流動。

圖1 水驅及氮氣驅實驗結果Fig.1 Experiment results of water flooding and N2 flooding

基于以上分析，對于水驅開發適應性差的特低滲透砂巖油藏可以考慮進行氮氣驅(或氮氣/水交替驅)以改善開發效果、提高原油采收率。

3 驅替特征影響因素

3.1 驅替速度

油水相對滲透率曲線是水驅油微觀驅替機理的綜合體現。油、水滲流具有啟動壓力的現象，水驅油的微觀驅替機理及表現形式受驅替壓力(驅替速度)的影響。因此，驅替速度影響油水兩相在孔隙中的運動規律，影響含水上升規律及驅油效率。低滲、特低滲巖心不同驅替速度下的油水相對滲透率曲線如圖2所示。

圖3 驅替速度與驅油效率及無水采收率的關系Fig.3 Relative curves between displacement efficiency,coarse oil recovery and displacement rate

(1)低滲樣品(圖2(a))：不同驅替速度油相相對滲透率(Kro)中間區域呈規律性發散，兩端區域收斂；Krw在低含水飽和度區域呈規律性發散，在高含水飽和度區域基本平行向上。說明K越高，一定程度提高驅替速度有利于提高驅替效果。

(2)特低滲樣品(圖2(b))：不同驅替速度下Krw發散程度高于Kro，在高含水飽和度區域更為明顯。說明Sw越高，不同孔道中水滲流的差異越大。不同驅替速度下Kro隨著Sw的增加有逐漸收斂的趨勢，說明油相滲流能力減弱。在最高驅替速度下，油水相對滲透率曲線具有親油的特征(油相滲流能力弱)。

圖2 不同驅替速度的油水相對滲透率曲線Fig.2 Relative permeability curves with various displacement rates

分析驅油效率與驅替速度的關系(圖3)，隨著K的增大，驅油效率增大，不同驅替速度均有這一特征。這也說明水驅油以驅替機理為主，即沿孔道中心驅替原油。不同物性巖心驅替速度對驅油效率(或無水采收率)的影響不同：(1)對于特低滲樣品，存在一最佳驅替速度。實驗驅替速度為0.8 mL/min時，水驅油效率(或無水采收率)最高。表明特低滲巖心在這一驅替速度下剝蝕機理與驅替機理能夠形成有機結合，剝蝕掉的原油能及時被驅走。(2)實驗速度范圍內，低滲巖心驅油效率(或無水采收率)隨驅替速度的增大而增大，這與巖心孔道分布有關。隨驅替速度的增大，注入水沿大孔道中心部位突進，油流在喉道處卡斷形成液阻效應。油珠與喉道配合較好，大孔道油水滲流阻力增加，迫使注入水的一部分沿較小孔道驅油，形成連續驅替。不論何種巖心，建立適宜的驅替速度可改善水驅驅替效果[17?20]。

3.2 凈覆壓

研究表明：微觀孔隙結構是影響驅替效果的主要因素[21]，深層高壓低滲砂巖油藏儲層因存在較大的凈覆壓力致使驅替過程中孔隙結構發生變化。水驅油實驗時，巖心夾持器加圍壓以模擬實際地層凈覆壓。圖4所示為凈覆壓條件下的相對滲透率曲線及驅替效果。由圖4可知：隨著凈覆壓的增加，相對滲透率曲線兩相滲流區略有減小，說明凈覆壓增大不利于水驅替原油。隨著凈覆壓的增大，驅油效率、無水采收率均相應減小；驅油效率及無水采收率減小幅度隨著K的減小而增大。低滲儲層孔喉系統中細小喉道數量多，凈覆壓增加時，喉道變小，無效喉道比例增加，孔喉系統中不可動油比例也隨之增加，驅油效率、無水采收率相應減小。這也從另一個角度說明低滲油藏原油可動用程度低，地層壓力虧空越大(凈覆壓越大)，原油可動用程度越差[22?25]。

3.3 兩相啟動壓力梯度

氣(水)驅油時，兩相流體相互干擾使各相的相滲透率及啟動壓力梯度均有變化，這必然影響驅替效果。氣(水)驅中，未見氣(水)階段，兩相啟動壓力梯度是單相原油的啟動壓力梯度。見氣(水)后，油、氣(水)按各自的滲流規律流動。將油、氣(水)相對滲透率轉換成各自的相滲透率，再根據油和氣(水)的啟動壓力梯度規律分別計算出兩相流動時各相的啟動壓力梯度(圖5)。

圖4 凈覆壓條件下的相對滲透率曲線及驅替效果Fig.4 Relative permeability curves and displacement effect with effective overburden pressure

圖5 兩相啟動壓力梯度Fig.5 Start-up pressure gradient of two phases

3.3.1 油氣兩相啟動壓力梯度

圖5所示為兩相啟動壓力梯度。由圖5(a)可見：見氣后，氣相啟動壓力梯度(λg)急劇減小，油相啟動壓力梯度(λo)增大，λg變化幅度遠大于λo變化幅度。隨著Sg的增加，λg呈指數規律減小，λo呈指數規律增大。隨著Sg的進一步增加，λo偏離規律而急劇增大。相同壓差下，氣相滲流相對更容易。因此，高氣油比時氣驅階段較長是氣驅油的顯著特征。氣驅后期，λo急劇增大，因孔喉的非均質性影響，部分細小孔道中的原油在同一驅動壓力梯度下不能流動。因此，ERg較低。

3.3.2 油水兩相啟動壓力梯度

由圖5(b)可見：見水后，水相啟動壓力梯度(λw)、λo開始發散，λw逐漸減小，λo逐漸增大。水驅后期λo和λw均偏離指數規律。見水后，兩相啟動壓力梯度的規律性變化導致同一驅動壓力梯度下水油比呈規律性上升。水驅后期因λo急劇增大、λw急劇減小致使水油比規律遭到破壞。儲層中更細小孔道的原油不能流動，而水的流動加劇。提高驅替壓力，雖可部分提高細小孔道的原油動用程度，但因水更容易流動，水油比急劇上升，故水驅后期強水洗階段驅油效率急劇降低。

在儲層非均質性較強的砂巖油藏中因兩相啟動壓力梯度的存在必將使部分細小孔道的原油得不到有效動用而殘留下來，這是氣驅或水驅驅油效率不會大幅提高的根本原因。

3.4 巖石物性

由以上分析可知：驅替速度、凈覆壓及兩相啟動壓力梯度均對驅油效率產生影響。對于油田現場生產，儲層物性是最容易獲得的參數。建立物性與驅油效率的相關規律也相對較為實用。圖6所示為滲透率與采收率的關系曲線。由圖6可知：可得出正常圍壓下驅油效率、無水采收率與空氣滲透率的關系。

物性與采收率(或驅油效率)、無水采收率呈正相關關系。即巖石滲透率越大，水驅采收率、無水采收率越高，二者間為對數關系。驅油效率與滲透率的相關關系好于無水采收率與滲透率的相關關系。

特低滲樣品采收率、無水采收率與滲透率呈較好的線性關系，相關程度高。低、中滲儲層采收率、無水采收率與滲透率間相關程度差(相關系數低)。這是儲層非均質性造成的，同一類型儲層隨物性變好，儲層非均質性增強。

圖6 滲透率與采收率的關系曲線Fig.6 Relative curves between permeability and oil recovery

4 結論

(1)隨著物性變好，兩相共滲區變寬、相滲曲線交點右移。水驅中，兩相交叉點分布相對集中。氣驅中氣相相對滲透率曲線發散。特低滲巖心氣驅效果好，低滲及低滲以上巖心水驅效果好。氣驅與水驅驅替特征的差異在于流度比、潤濕性、儲層微觀孔隙結構及氣、液滲流規律的差異。特低滲砂巖油藏開發可考慮進行氮氣驅(或氮氣/水交替驅)以改善開發效果、提高采收率。

(2)影響驅替特征及驅油效率的因素主要有：①驅替速度。特低滲儲層驅替時存在一最佳驅替速度，低滲儲層一定范圍內提高驅替速度有利于提高驅替效果；② 凈覆壓力。驅替時要求凈覆壓力盡可能小；③兩相啟動壓力梯度。兩相啟動壓力梯度的存在致使水驅或氣驅驅油效率不會大幅度提高；④ 儲層物性。特低滲儲層驅油效率與物性的相關程度好于低、中滲儲層，其原因在于儲層非均質性。同類儲層，隨物性變好，儲層非均質性增強。

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