特低滲透砂巖油藏注水開發可行性評價方法

齊亞東，賈愛林，楊正明，王軍磊，戰劍飛

(1. 中國石油勘探開發研究院 鄂爾多斯分院，北京，100083；2. 中國石油勘探開發研究院廊坊分院，河北 廊坊，065007；3. 中國科學院滲流流體力學研究所，河北 廊坊，065007；4. 大慶油田有限責任公司勘探開發研究院，黑龍江 大慶，163712)

從當前形勢看，低、特低滲透油氣藏已經成為中國能源保障的重要組成部分。截至2009 年底，中石油累計探明的低、特低滲透儲量約占總儲量的40.60%，此類未動用儲量占總未動用儲量的66.29%；此外，該類原油產量份額也逐年上升，由2000 年的18.60%增至2009 年的36.91%，預計2015 年將達47.36%。由此可見，動用好低、特低滲透油氣儲量對中國未來油氣發展有著重要的現實意義。自1924 年“五點注水井網”方案在美國Bradford 油田實施以來，注水開發已逐漸發展成為一種主要的油田開發方式[1]，即使是低、特低滲透油田，注水采油也是一項重要的主體開發技術[2]。但隨著滲透率的降低，特低滲透儲層的孔喉越來越細小[3]，流固耦合作用越來越強[4]，束縛水飽和度越來越高[5]，啟動壓力梯度越來越大[6]，因而多孔介質允許液相流體通過的能力越來越差，以此推斷，當滲透率降低到一定程度時，水驅開發特低滲透油田將很難見效，換言之，對于該滲透率級別的特低滲透儲層而言，注水驅油的方式是不可行的。對于一個特定的油田，若能確定上述臨界滲透率，則可以為油田開發方式的選擇提供更為科學的指導，特別是對于滲透率小于該臨界值的儲層，可以避免因采用常規水驅開發方式注水采油所增加的不必要的經濟成本和時間成本。目前，有關注水開發可行性評價方法方面的研究報道較少，為此，本文作者以大慶外圍的長垣、龍西、齊家南、古龍南、葡西、古龍北這6 個典型特低滲透區塊(3 個典型油層)為研究對象，在恒速壓汞、核磁共振、低滲透物理模擬等多種實驗手段的基礎上，通過分析儲層微觀孔隙結構、核磁共振圖譜等豐富的數據資料，提出特低滲透砂巖油藏注水開發可行性評價方法，并應用該方法為各區塊確定水驅可動用滲透率下限，以便為大慶外圍油田開發方式的選擇提供參考。

1 從儲層微觀孔隙結構特征角度探討注水開發可行性

儲層巖石中相互連通的孔隙和喉道是油、氣、水賴以賦存和流動的重要空間，而大量研究表明[7]，喉道分布是制約儲層流體滲流能力的關鍵因素，它也直接影響油氣藏的動用難度及開發效果。而喉道特征研究的一項重要手段就是恒速壓汞技術，它以恒定低速的進汞方式，在準靜態過程中，根據進汞端彎月面在經過不同形狀的微觀孔隙時發生的自然壓力漲落來確定孔隙的微觀結構，進而將巖樣的喉道和孔隙區分開[8]。

對大慶的長垣、龍西、齊家南、古龍南、葡西、古龍北這6 個典型特低滲透區塊的巖樣進行恒速壓汞測試，獲得了喉道半徑分布曲線、主流喉道半徑、孔喉比等多種喉道信息；用恒速壓汞巖樣的平行樣進行低滲透物理模擬實驗，獲得了氣測滲透率、水測滲透率、束縛水狀態下的采油指數等多種數據。通過分析這2 種實驗所獲得的數據之間的關系，從儲層微觀孔隙結構角度探討儲層注水開發的可行性。

固液之間的相互作用較強，而固氣之間的相互作用微弱，由此導致水測滲透率與氣測滲透率之間會有很大差異，水測滲透率比氣測滲透率更能反映儲層在飽和流體的情況下允許流體滲流的能力。儲層喉道半徑越細小，固液作用越強，因而流體被束縛的比例越高，水測滲透率越低，氣、水滲透率之間的差異也就越大。圖1 所示為氣-水滲透率的比與主流喉道半徑之間的關系曲線。由圖1 可知，隨著主流喉道半徑的減小，氣-水滲透率比呈冪律性增長，當主流喉道半徑大于1 μm 時，隨著主流喉道半徑的增大，氣-水滲透率比略呈降低趨勢，但總體上看，該比值很低，保持在2 左右；而當主流喉道半徑小于1 μm 時，隨主流喉道半徑的減小，氣-水滲透率比從2 急劇增大至50 甚至更高，這表明儲層允許液相滲流的能力急劇降低。由此可以推斷，主流喉道半徑小于1 μm 的儲層，水驅時的實際滲透率會成倍降低，因而，水驅開發難度也會成倍增大。

圖1 氣水滲透率比與主流喉道半徑的關系Fig.1 Relationship between gas-water permeability ratio and main throat radius

注水采油時，注入水要不斷克服阻力，從孔隙中驅出原油，與此同時，油水的分布形式也不斷變化，油水在孔隙中的分布直接影響到水驅油的效果。在水濕性儲層中，束縛水以水膜形式吸附在孔道壁面，注水驅油時，除了水對油的驅替作用外，注入水會與束縛水融合并沿著孔道壁面向前推進，進而將原油剝離巖石表面。隨著原油連續不斷地被剝離和驅替，水驅前緣位置的油量不斷減少而形成油絲，連續的油絲在穿過多孔介質窄口時，很容易被潤濕相所卡斷而形成孤立的油滴。多孔介質孔喉比越大，水驅油時連續油相被卡斷的概率越大[9-11]。

圖2 所示為平均孔喉比與主流喉道半徑之間的關系。由圖2 可知：隨著主流喉道半徑的減小，平均孔喉比呈冪律性增長，特別是當主流喉道半徑小于1 μm時，平均孔喉比急劇增大。由此可以推斷：當儲層的主流喉道半徑小于1 μm 時，水驅采油時油相被卡斷成孤立油滴的概率會急劇增大。

圖2 平均孔喉比與主流喉道半徑之間的關系Fig.2 Relationship between average pore-throat radius ratio and main throat radius

由于賈敏效應的存在，孤立的油滴一旦形成，則會被卡在喉道處而難以流動，顯著增大了流體在多孔介質內的滲流阻力。賈敏效應如圖3 所示。假設油滴沿著水流方向軸對稱，則油滴通過喉道所需要的壓差為

圖3 賈敏效應示意圖Fig.3 Sketch of Jamin action

式中：p1和p2分別為油滴兩端的壓力，kPa；σ為油水界面張力，10-2N/m；R1和R2分別為油滴兩端的曲率半徑，μm；θ為三相接觸角。

應用式(1)計算算例。取孔道半徑150 μm，油水界面張力20 mN/m，接觸角65°，油滴長度1 mm，克服不同尺寸的喉道半徑處的賈敏效應以使油滴通過所需的壓力梯度如圖4 所示。從圖4 可以看出，隨著喉道半徑的減小，油滴通過喉道所需的壓力梯度不斷增大，特別是當喉道半徑小于1 μm 時，隨著喉道半徑的減小，克服賈敏效應的難度急劇增強。因而，隨著儲層中小于1 μm 的喉道比例的增大，水驅油開發的難度會急劇增加，甚至無法注水。

圖4 克服賈敏效應所需的壓力梯度Fig.4 Pressure gradient desired to overcome Jamin action

通過上述分析可以看出，1 μm 級別的喉道在油層物理特征方面具有顯著的特點，“1 μm”可以作為水驅易動用喉道與水驅難動用喉道的半徑界限值，儲層中該級別喉道比例直接關系到注水的難易。

對采自大慶外圍典型特低滲透區塊的11 塊樣品進行水驅油物理模擬實驗，得到了束縛水狀態下的采油指數。從物質平衡角度來說，實驗所得的束縛水狀態下采油指數可以間接地反映樣品所代表的儲層注水驅油的難易程度。此外，還統計了這11 塊樣品中半徑小于1 μm 的喉道所占的比例。圖5 所示為束縛水狀態下的采油指數與半徑小于1 μm 的喉道所占比例之間的關系。由圖5 可知：束縛水狀態下的采油指數隨半徑小于1 μm 的喉道所占比例的降低而增大；當半徑小于1 μm 的喉道所占比例小于20%時，束縛水狀態下的采油指數急劇增大，表明注水難度明顯降低；當半徑小于1 μm 的喉道所占比例大于60%時，束縛水狀態下的采油指數非常低，幾乎趨向于0，表明注水難度非常大，甚至無法注水。

圖5 特低滲透砂巖樣品束縛水狀態下的采油指數與喉道分布特征之間的關系Fig.5 Relationship between productivity index and throat radius distribution of ultra-low permeability sandstone samples

綜上所述，可以將“半徑小于1 μm 的喉道所占比例為60%”作為衡量注水開發可行性的一個指標。

經統計發現，半徑小于1 μm 的喉道所占比例與巖樣的滲透率之間存在良好的冪律關系，對大慶外圍6 個典型特低滲透區塊不同滲透率樣品的喉道半徑進行統計并擬合得到各區塊的關系式，如表1 所示。表1 中，f 為喉道比例，%；K 為氣測滲透率，10-3μm2。

利用表1 公式計算可得，當半徑小于1 μm 的喉道所占有的比例為60%時，各個區塊所對應的滲透率分別為：長垣1.27×10-3μm2，龍西0.65×10-3μm2，齊家南0.21×10-3μm2，古龍南0.75×10-3μm2，葡西0.50×10-3μm2，古龍北0.50×10-3μm2。

表1 半徑小于1 μm 的喉道所占比例與滲透率之間的關系Table 1 Relationship between less-than-1 μm-throat percentage and permeability

2 從儲層可動流體特征角度探討注水開發可行性

核磁共振技術是研究儲層可動流體特征的重要手段，而T2圖譜是核磁共振測試所得的最直觀的結果之一。核磁共振T2圖譜隨滲透率的變化而變化如圖6 所示。可見：特低滲透砂巖樣品的核磁共振T2圖譜多表現為雙峰結構，而且隨著滲透率的降低，圖譜左峰越來越高，右峰越來越低。

圖6 核磁共振T2 圖譜隨滲透率的變化Fig.6 NMR T2 spectrum variation as permeability changes

左右兩峰分別代表了束縛流體的量和可動流體的量，可動流體比例的精確界定需要應用T2截止值。對取自大慶、吉林、華北、江蘇等典型特低滲透油區近70 塊砂巖樣品T2截止值的標定結果進行統計后發現，當T2圖譜的雙峰分界非常明顯、有清晰的波谷存在時，T2截止值位于波谷最低點附近(如圖7 所示)，統計的樣品對于此規律的符合率達90%，與文獻[9]得到的研究結論一致。

由此可以推斷，當左右兩峰持平時，用波谷最低點對應的T2截止值標定的可動流體比例應為50%左右，顯然，該值為可動流體比例由主體地位轉為弱勢地位的轉折點，找到該轉折點對應的儲層滲透率對判斷油田開發難易程度具有實際意義。

對大慶外圍6 個典型特低滲透區塊的核磁共振測試結果統計后發現，各區塊T2圖譜兩峰持平時對應的滲透率分別為：長垣1.0×10-3μm2，龍西0.5～1.0×10-3μm2，齊家南0.6×10-3μm2，古龍南0.7×10-3μm2，葡西0.5×10-3μm2，古龍北0.5×10-3μm2。

圖7 左右峰分界明顯的T2 圖譜形態與T2 截止值的關系(括號內為截止值)Fig.7 Relationship between T2 cutoff values and patterns of NMR spectrums with two cognizable crests(T2 cutoff values in backets)

此外，還擬合得到了各區塊的“可動流體比例-滲透率”關系式，應用各區塊的關系式可以計算上述滲透率對應的可動流體比例，分別為：長垣45.08%，龍西39.89%～44.15%，齊家南32.75%，古龍南40.09%，葡西47.23%，古龍北47.23%，可見，計算結果均比前面推斷的50%界限還要低，而可動流體比例是儲層中可流動液相的上限，這說明該滲透率級別以下的儲層中一半以上的流體是無法流動的，因而注水開發難度很大。

綜上所述，核磁共振T2圖譜左右兩峰持平時可以作為注水開發可行與否的界線。

3 注水開發可行性評價方法的建立

將上述2 種角度分析得到的注水開發可行性評價結果進行對比，如表2 所示。由表2 可知：除了齊家南區塊以外，其余區塊半徑小于1 μm 的喉道比例達60%時所對應的滲透率與核磁共振T2圖譜兩峰持平時所對應的滲透率非常一致。從氣-水滲透率比看，各區塊水驅時實際滲透率比氣測值降低4～6 倍，因而推斷，注水開發該滲透率級別的儲層難度會很大，甚至可能注水不見效。

為論證上述判斷的正確性，統計了大慶油田扶楊油層部分已開發區塊的生產情況，如表3 所示。區塊氣測滲透率分布在0.4×10-3～1.4×10-3μm2，采用優化后的矩形井網注水開發，拉大井距縮小排距，有的區塊排距最小值已經縮到80 m，但單井產量卻均不到0.5 t/d，采油強度均低于0.05 t/(d·m)。可見，該滲透率范圍內的儲層注水采油無效，該滲透率范圍與前面推斷的注水開發不可行的滲透率范圍相吻合。

表2 大慶油田典型特低滲透區塊注水開發可行性評價參數對比Table 2 Waterflooding feasibility evaluation parameters comparison of typical ultra-low permeability reservoirs in Daqing Oilfield

通過以上的分析和論證，探討性地提出注水開發可行性評價方法：當半徑小于1 μm 的喉道所占比例達到60%、核磁共振T2譜左右兩峰持平時，認為儲層水驅開發難度很大，注水不可行，此時的滲透率可以認為是水驅可動用滲透率下限。

綜合考慮微觀孔喉分布特征和T2圖譜形態后，給出大慶外圍6 個典型特低滲透區塊(3 個典型油層)的水驅可動用滲透率下限，如表4 所示。需要指出的是，該界限值是針對于常規水驅開發而言的，當采取其他改善措施如注活性水等降低界面張力的技術時，產能物性下限會降低。

表3 大慶油田典型特低滲透區塊扶楊油層注水開發情況Table 3 Waterflooding effect of Fuyang Formation of typical ultra-low permeability reservoirs in Daqing Oilfield

表4 大慶油田典型特低滲透區塊水驅可動用滲透率下限Table 4 Lower permeability limits of exploitable reservoirs by waterflooding in Daqing Oilfield10-3 μm2

4 結論與建議

1) 從儲層的微觀孔隙結構特征以及可動流體特征出發，對特低滲透砂巖油藏注水開發的可行性進行了剖析，提出了注水開發可行性的評價方法：半徑小于1 μm 的喉道所占比例達到60%、核磁共振T2譜左右兩峰持平，可以作為特低滲透砂巖油藏注水開發可行性的評價標準，此時的滲透率可以認為是水驅可動用滲透率下限。

2) 應用新建立的評價方法對大慶外圍6 個典型特低滲透區塊(3 個典型油層)的水驅可動用滲透率下限進行了界定。典型區塊的水驅可動用滲透率下限界定結果如下：長垣為1.0×10-3μm2，龍西為0.5～1.0×10-3μm2，齊家南為0.6×10-3μm2，古龍南為0.7×10-3μm2，葡西、古龍北均為0.5×10-3μm2；典型油層的水驅可動用滲透率下限界定結果如下：扶楊油層為1.0×10-3μm2，高臺子油層為0.6×10-3μm2，葡萄花油層為0.5×10-3μm2。

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