致密油藏儲層驅替特征及開發效果
——以鄂爾多斯盆地上里塬地區延長組長7油層組為例

韓永林，劉軍鋒，余永進，王勝華，沈 強

(中國石油 長慶油田分公司 第二采油廠，甘肅 慶陽 745100)

位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡西南段的上里塬地區上三疊統延長組長7油層組致密油資源量巨大(圖1)，是中國石油長慶油田分公司開發的重點地區和層位之一。但隨著探索開發的不斷深入，油田開發方面的一些瓶頸問題逐漸顯露出來。主要表現為常規直井產能低，注水壓力高，低含水期較短，油井含水上升快等特征[1-5]。為此，筆者在眾多研究成果的基礎上，從儲層敏感性研究、滲流特征研究及開發效果出發，探討了驅替特征對常規直井水驅油情況下開發效果的影響。

1 長7油層組儲層特征

研究區長7油層組可進一步劃分為長73、長72和長71三個油層，本次研究以長72、長71為主。區內長7油層組儲集砂巖類型為長石砂巖和巖屑長石砂巖，為深湖濁積扇沉積。儲集砂巖多發育中-小孔微細喉型孔隙結構，屬于典型的致密油藏。粘土礦物的類型以伊利石為主，相對含量為62%～65%；綠泥石次之，介于20%～30%；伊/蒙混層的含量變化較大。

圖1 研究區區域位置Fig.1 Location of the study area

2 儲層的敏感性

為定量分析長7油層組中儲層敏感性，參照行業標準SY/T 5385—2002[6-15]，利用研究區儲層巖心樣品，分別完成了速敏、水敏、酸敏、堿敏及鹽敏等五敏室內評價實驗。

2.1 速敏性實驗

研究區A3井和A20井長7油層組中儲層粘土礦物組分含量大體一致，但兩口井的速敏實驗的結果差異較大(圖2)。A3井隨著驅替速率的增加，巖樣滲透率未見明顯下降，無速敏傷害；A20井注入速度的增加，巖樣滲透率下降明顯，弱速敏傷害。分析認為，兩口井速敏曲線的差別源于儲層物性不同，由于該區孔隙結構為中-小孔微細喉，巖樣中參與流動的毛細管數隨著流速的增加而增加。具體表現為：若微粒半徑小于孔喉半徑，微粒將被流體沖刷出來；若微粒半徑大于孔喉半徑，微粒會在喉道處堆積堵塞，形成“橋堵”[8]，致使儲集物性變差。由此可見該區儲層為弱速敏。因此在開發注水工程中，保持儲層中流體略低于臨界流速即可。

圖2 上里塬長7油層組儲層速敏曲線Fig.2 Velocity sensitivity curve for Chang 7 oil layer in Shangliyuan area

2.2 水敏、鹽敏性實驗

從研究區A3井和A20井巖樣水敏、鹽敏性實驗結果(表1)可以看出，當注入水分別為地層水、50%地層水、25%地層水及無離子水時，巖樣滲透率變化不明顯，同時水敏指數分別為-0.01和-0.02，總體說明儲層無水敏、鹽敏性。

2.3 酸敏性實驗

研究區儲層粘土礦物綠泥石含量高達24%，遇酸后膨脹運移，生成的氫氧化鐵膠體沉淀會堵塞孔喉，降低儲層滲透率。向研究區儲層巖樣注入15%的HCl，注酸前和注酸后滲透率有所下降，樣品酸敏指數分別為0.08和0.21，基本呈現弱酸敏性(表2)。

2.4 堿敏性實驗

本次實驗分別用地層水和pH值為11的KOH溶液測試了不同巖樣滲透率的響應，結果表明，兩塊樣品的堿敏指數分別為0.15和0.04，認為研究區儲層基本為弱-無堿敏性。

表1 上里塬長7油層組儲層水敏、鹽敏性實驗結果Table 1 Water and salt sensitivity experiment results for Chang 7 oil layer in Shangliyuan area

表2 上里塬長7油層組儲層酸敏性實驗結果Table 2 Acid sensitivity experiment results for Chang 7 oil layer in Shangliyuan area

圖3 上里塬長7油層組儲層單相滲流特征曲線Fig.3 Single-phase flow curve of Chang 7 oil layer in Shangliyuan area

綜上，研究區儲層基本為弱速敏、無水敏、無鹽敏、弱酸敏、弱堿敏。

3 儲層滲流特征

3.1 單相滲流特征

單相滲流實驗結果表明，壓力梯度不僅影響儲層的流速，而且影響儲層的滲透率；隨著壓力梯度的增大，單相液體流速隨之增大，二者呈正相關(圖3)；超臨界流速對滲透率具有一定的影響。

3.2 油水兩相滲流特征

實驗巖心取自上里塬A20區塊長7油層組儲層。分析4塊巖心的油水兩相相對滲透率曲線，具有以下特征(圖4) ：①儲層油水兩相共滲區狹窄，變化為23.5%～28.6%，平均只有26.3%；②隨著含水飽和度增大，油相滲透率急速下降，水相滲透率快速上升，最大可上升至0.589；③束縛水飽和度相對較低，變化為14.9%～20.2%，平均為17.1%；殘余油飽和度較高，變化為54.73%～59.56%，平均為56.63%。等滲點低，其含水飽和度變化為20.3%～26.4%，平均為24.2%。等滲點低預示著油井見水后產液量和產油量均有較大幅度降低。

3.3 潤濕性

根據等滲點處含水飽和度大小，可以定性分析巖石潤濕性情況。測試結果表明，研究區4塊樣品相滲曲線的共滲點含水飽和度皆小于50%，說明長7油層組儲層潤濕性主要表現為親油。同時也呈現出隨含水飽和度的增大親油巖石水相滲透率迅速增大/親水巖石水相滲透率增長緩慢的特征。說明親油儲層與親水儲層相比，注水開發效果差，采油率低。

3.4 水驅油特征

根據上里塬長7油層組儲層的4塊巖樣的水驅油實驗結果(圖5)，結合不同驅油階段含水率和驅油效率的變化，將長7油層組儲層水驅油開發劃分為3個不同的開采階段：

① 無水期。在水驅油的初期，持續短暫；當注水倍數在0.09～0.19倍時，巖心中的水通常處于束縛水狀態下，油相是流動相，水相是不流動相，巖心出口產出液是純油，不含水，采收率平均為18.1%。

② 含水快速上升期。當驅油見水后含水率迅速上升，從0急劇上升至90%以上，到達95%左右才開始變緩，由此驅油進入高含水期。該階段注水量不大，但含水率急劇上升；采收率提高了約3.3%，增幅較小。

③ 高含水期。當含水率達到95%以后，驅油效率曲線上升速度急劇變緩，進入高含水采油期。此驅油階段注水量需求很大，但原油產量低，驅油效率增長緩慢；含水率達到98%時，驅油效率平均為24.73%，增加了約3.3%。直到驅油結束油田廢棄，最終驅油效率平均可達到31.72%，遠低于西峰油田的45%[3]。

4 開發效果初探

上里塬A20區共完鉆井18口，平均單井鉆遇油層25.6 m，電測孔隙度為10.8%，滲透率為0.29×10-3μm2；完試17口，試油日產油平均為3.8 t，日產水1.5 m3。投產13口，初期日產油1.5 t，綜合含水18.6%，目前日產油0.5 t，綜合含水82.2%，投注4口，日注水140 m3。從目前情況分析，該區水井配注過高，結合該區相滲特點及儲層親油特性，注水開發對提高單井產量效果不明顯。

圖4 上里塬長7油氣組儲層油、水兩相滲流曲線Fig.4 Oil-water two-phase flow curve of Chang 7 oil layer in Shangliyuan area

圖5 上里塬長7油層組儲層水驅油曲線Fig.5 Water displacing oil curve of Chang 7 oil layer in Shangliyuan area

5 結論

1) 對研究區儲層開展五敏實驗，顯示儲層敏感性不強，對生產影響較小。

2) 相滲實驗結果表明，儲層單相液體流速與壓力梯度呈正相關；油水兩相滲流表明束縛水含水飽和度為17.1%，殘余油含水飽和度為43.4%；共滲區狹窄，平均只有26.3%；長7油層組儲層潤濕性屬于親油。

3) 根據不同驅油階段含水率和驅油效率的變化，可將長7油層組儲層水驅油開發劃分為無水期、含水快速上升期及高含水期等3個開采階段；無水期驅油效率為18.1%，最終驅油效率為31.7%。根據儲層微觀特征，結合研究區開發效果，認為該區注水開發還需謹慎。

參 考 文 獻

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