低滲透儲層微觀滲流特征及影響因素分析—以鄂爾多斯盆地華慶油田長6儲層為例

陳強，孫衛，張相春，霍磊，曹雷

（1.大陸動力學國家重點實驗室，陜西西安710069；2.西北大學地質學系，陜西西安710069）

油氣地質

低滲透儲層微觀滲流特征及影響因素分析—以鄂爾多斯盆地華慶油田長6儲層為例

陳強1，2，孫衛1，2，張相春1，2，霍磊1，2，曹雷1，2

（1.大陸動力學國家重點實驗室，陜西西安710069；2.西北大學地質學系，陜西西安710069）

為研究鄂爾多斯盆地華慶油田長6儲層微觀滲流機理及驅油效率影響因素，此次研究采用真實砂巖模型水驅油實驗，并結合鑄體薄片、掃描電鏡、恒速壓汞及核磁共振等實驗數據資料分析，結果表明：長6儲層驅油效率整體較低，滲流特征有均勻驅替、網狀-均勻驅替、指-網狀驅替和指狀驅替4種類型，驅油效率依次降低，研究區以網狀-均勻驅替為主；儲層物性、可動流體飽和度是表征驅油效率的主要參數；物性接近時，儲層孔隙結構非均質性決定驅油效率高低；一定范圍內，提高注入水倍數可以有效提高驅油效率；驅油效率隨驅替速度增加而增加，驅替速度大于0.012 mL/min時，驅油效率基本穩定。

滲流特征；驅油效率；物性；孔隙結構；可動流體飽和度；驅替倍數；驅替速度；華慶油田

目前我國專家學者對低滲、特低滲儲層地質特征等理論研究水平和勘探開發技術都已達到國際先進水平，但對于該類儲層的微觀水驅油特征、驅油機理及影響因素的研究不多[1，3]。真實砂巖微觀模型實驗在表征油氣藏微觀滲流機理方面具有直觀性、實用性、科學性的優點。因此，本次研究通過室內水驅油實驗模擬分析研究區長6儲層滲流狀況、剩余油分布及驅油效率影響因素，為該區制定合理的開發方案及提高采收率提供基礎數據及理論指導。

1 研究區概況

華慶油田長6儲層是長慶低滲油氣勘探與開發的重點地區和代表層位。其位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡帶中西部偏南處。該區延長期處于湖盆中心，主要沉積相類型為湖泊三角洲前緣，沉積條件較為復雜，儲層非均質性強[3，5-9]，屬于典型的陸相特低滲透性砂巖儲層[2-5]，具體表現為孔隙喉道細小，滲透性差，流體滲流速度緩慢，注水開發產量低等特點[1，4]。長6儲層巖性主要以巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖為主，砂巖分選中等-好；膠結類型主要以薄膜-孔隙膠結和孔隙膠結為主，膠結物以綠泥石、伊利石、碳酸鹽為主，現今成巖期次為中成巖階段A期；孔隙類型以粒間孔、長石溶孔和巖屑溶孔為主[3，5]；物性研究表明：儲層孔隙度主要分布范圍為5.22%～13.43%，平均為8.76%，滲透率分布范圍為0.03×10-3μm2～0.63×10-3μm2，平均為0.22× 10-3μm2。壓汞分析表明：喉道半徑平均值為0.42 μm，喉道分選系數平均值為2.58，中值半徑為0.007 μm～0.289 μm，排驅壓力為0.45 MPa～7.39 MPa；潤濕性指數在-0.23～0.04，主要表現為弱親油-中性-弱親水。

2 真實砂巖模型水驅油實驗

2.1 實驗方法及流程

2.1.1 實驗巖心選取華慶油田長6儲層中的11塊特低滲弱親油巖心，其滲透率為0.03×10-3μm2～0.63× 10-3μm2，孔隙度為5.22%～13.43%。

2.1.2 真實砂巖微觀模型本次研究共制作11塊真實砂巖模型，模型所用巖心均為研究區天然巖心，在保持實驗巖心的各類性質和孔隙結構的條件下，經洗油、烘干、切片、磨平等工藝處理后，粘貼在兩塊玻璃之間制作而成。模型長、寬、厚一般為2.5 cm× 2.5 cm×0.05 cm，其承載壓力為0.35 MPa，最高實驗溫度為70℃左右。

2.1.3 實驗流體實驗用油為原油與煤油配制而成，黏度1.45 Pa·s，加入油溶紅染色呈紅色；實驗用水為原地層水，礦化度為16 000 mg/L，加入甲基藍染色呈藍色。

2.1.4 實驗流程實驗采用西北大學地質系滲流實驗室真實砂巖微觀模型流體驅替實驗裝置，實驗主要流程為：烘干模型-測物性、模型抽真空、飽和水-液測滲透率、飽和油、水驅油[6，10，11]。實驗在常溫常壓下進行。

利用顯微鏡等可視化技術，準確記錄上述各實驗步驟數據及圖像，并進行最終數據處理。

2.2 實驗結果

水驅油實驗結果表明，華慶油田長6儲層最終期驅油效率較低（平均為34.97%）。由于樣品物性及孔隙結構等因素影響，注入水在模型內部的滲流類型多以組合式為主[11，12]，單一滲流路徑主要為均勻驅替、網狀驅替和指狀驅替3種類型，且驅油效率依次降低（見表1、圖版Ⅰa～d）。

表1 真實砂巖模型微觀水驅油實驗結果表Tab.1 The testing results of waterflooding experiments with the real sandstone micromodel

均勻驅替時（見圖版Ⅰa），多條水路均勻進入巖樣內部，水驅前緣幾乎平行推進，注入水波及面積較大，也較為均勻。隨著驅替壓力、驅替倍數增加，模型部分區域會形成少量網狀或者指狀驅替。驅替結束時，滲流路徑主要以均勻、均勻-網狀為主。該類模型孔隙發育、孔喉連通性好，飽和油啟動壓力最低，最終期驅油效率為42%。

網狀-均勻驅替時（見圖版Ⅰb），多條水路呈水網狀交叉進入巖樣內部，隨著驅替壓力、驅替倍數增加，各條水道相互交織，網狀通道變寬、變密，部分區域形成均勻驅替或者少量指狀驅替。驅替結束時，滲流路徑主要以網狀、網狀-均勻狀為主，指狀繞流區域較少。該類模型孔隙相對發育、孔喉連通性較好，飽和油啟動壓力較低，最終期驅油效率平均值為36.38%。

指狀驅替時（見圖版Ⅰd），注入水以相對單一的水路進入巖樣內部，水驅前緣推進不均勻，容易形成明顯的突進通道，注入水波及面積較小，形成較大面積的繞流滲流區。隨著驅替壓力、驅替倍數增加，指狀路徑增多、變寬，部分路徑相交匯形成小范圍網狀驅替。驅替結束時，滲流路徑主要以指狀、指-網狀為主。該類模型孔隙發育較差、孔喉連通性差，飽和油啟動壓力相對最高，最終期驅油效率平均值為31.60%。

3 驅油效率影響因素及分析

水驅油實驗驅油效率影響因素較多，包括物性、孔隙結構、油水黏度比、潤濕性等[10-20]。本文著重從華慶油田長6儲層特征（物性、孔隙結構非均質性、可動流體飽和度）及實驗條件（驅替倍數、驅替速度）分析水驅油效率影響因素。

3.1 儲層物性

實驗結果表明，該區長6儲層物性較差，驅油效率整體較低。模型最終驅油效率與孔隙度、滲透率均呈正相關性（見圖1），但滲透率與驅油效率的相關性（R2= 0.898 6）高于孔隙度（R2=0.411 3），這也表明儲層物性，特別是受喉道大小和連通性制約的滲透率直接影響樣品的最終驅油效率。因此，在油藏開發過程中應對物性較好的地區進行著重開采，并采取壓裂等措施提高儲層滲透性，從而提高油藏采出程度。

3.2 孔隙結構非均質性

研究區長6儲層孔隙結構非均質性較強[14，16，20]，為研究孔隙結構非均質性對水驅油滲流特征的影響，本次實驗選取2塊物性接近的模型H26-3和H13-3分別代表兩種不同的孔隙結構特征（見表2）。從表2孔隙結構數據可以看出，模型H26-3平均喉道半徑較模型H13-3小；孔喉比、分選系數大于模型H13-3。說明H26-3模型的孔隙結構非均質性要強于模型H13-3。

在顯微鏡下可以觀察到，H13-3模型巖石顆粒相對細小，顆粒大小較為均勻，孔隙較小，但發育較大的喉道且連通性好。在水驅油過程中，注入水以多條路線沿較大的孔喉網狀交叉進入模型內部，在相同的實驗條件下，注入水水網不斷擴大、交匯。無水期結束后加壓繼續驅替，注入水還可以進入更細小的孔隙空間，模型最終注入水波及面積大，驅油效率較高（37.1%），殘余油主要以膜狀殘余油為主（見圖版ⅠA）。

H26-3模型巖石顆粒大小不均，發育較大孔隙，但喉道粗細不一，孔喉連通性差。在水驅油過程中，注入水沿著連通性較好的孔道指進和繞流，在較短時間內形成水流優勢通道。無水期結束后繼續驅替，水流通道基本保持不變，注入水只是繼續沖刷大孔道壁上附著的較厚油膜，孔隙連通性不好的孔隙中的大面積油被滯留下來形成繞流殘余油（見圖版ⅠB），模型最終期驅油效率較低（32.5%）。

實驗結果表明，儲層物性不是驅油效率的決定因素。在物性接近的情況下，儲層孔隙結構特征決定驅油效率高低，孔隙結構非均質性越強，孔喉連通性越差，最終期驅油效率越低。

圖1 物性與驅油效率關系圖Fig.1 Correlation of physical property and displacement efficiency

表2 華慶油田長6儲層模型孔隙結構及驅油效率對比Tab.2 Comparison of the pore structure and displacement efficiency of Chang 6 reservoir in Huaqing oilfield

3.3 可動流體飽和度

可動流體飽和度參數能較好的反映儲層可動流體狀況（見圖2），因此在儲層滲流機理和產能評價研究中有廣泛的應用[12，17]。從圖2可以看出，本次實驗選取的長6儲層11塊樣品最終期驅油效率與可動流體飽和度呈較好的正相關性（R2=0.874 3）；驅油效率較高的樣品可動流體飽和度主要集中在30%～50%。表明可動流體飽和度能更直接的表征流體特征與驅油效率的關系，可動流體飽和度越高，能被驅替出來的油量越高。

圖2 可動流體飽和度與驅油效率的關系Fig.2 The relationship between displacement efficiency and Movable fluid saturation

圖3 驅替倍數與驅油效率的關系Fig.3 The relationship between displacement efficiency and injecting water volume

3.4 驅替倍數

實驗中，在保持壓力不變的前提下提高注入水體積倍數，分別在水驅1 PV～5 PV時統計殘余油，并計算其驅油效率。結果表明（見圖3），提高注入水體積倍數能提高驅油效率，并且在1 PV～2 PV時提高顯著（13%～18.4%），2 PV～3 PV驅油效率提高速度變慢（2.1%～4.2%），3 PV之后，驅油效率基本保持不變。這主要是因為，1 PV～2 PV時，注入水主要驅替孔喉較發育、連通性較好的儲集空間內的原油，驅油效率增幅較大；2 PV～3 PV注入水主要沖刷水流優勢通道周圍孔壁上吸附的油膜及少量繞流形成的殘余油，驅油效率提高幅度較低；3 PV之后，水流通道相對穩定，注入水無效循環，驅油效率基本不變。

3.5 驅替速度

驅替速度也是影響水驅油微觀驅替機理及驅油效率的因素之一。實驗分別選取均勻驅替（H22-2）、網狀-均勻驅替（H13-3）和指狀驅替（H29-1）三塊樣品，在壓力一定下，增加驅替速度，結果表明（見圖4）。

圖4 驅替速度與驅油效率關系圖Fig.4 Correlation of displacement velocity and displacement efficiency

（1）驅替速度在0.002 mL/min～0.01 mL/min時，均勻驅替、網狀-均勻驅替和指狀驅替均表現為隨著驅替速度增加，驅油效率增加，增幅均勻驅替最大，網狀-均勻驅替次之，指狀驅替最小。

（2）驅替速度大于0.012 mL/min時，驅油效率曲線平緩，驅替速度對驅油效率的影響減弱。均勻驅替驅油效率基本穩定，網狀-均勻驅替和指狀驅替驅油效率略有增加，主要是因為驅替速度大于0.012 mL/min時，網狀-均勻驅替和指狀驅替滲流路徑基本穩定，但繼續增加驅替速度，滲流通道周圍孔道壁上吸附的較厚油膜及少量水未波及的繞流殘余油可以被繼續剝離、驅替。

4 結論

（1）研究區長6儲層最終驅油效率低，水驅油過程中滲流路徑包括均勻驅替、網狀-均勻驅替、指-網狀驅替、指狀驅替，其驅油效率依次降低，研究區以網狀-均勻驅替為主。

（2）儲層滲透率直接影響驅油效率；在物性接近時，儲層孔隙結構非均質性特征決定驅油效率高低；可動流體飽和度是表征驅油效率的重要流體參數，可動流體飽和度、儲層物性均與驅油效率呈正相關性。

（3）在一定范圍內，提高注入水倍數可以有效提高驅油效率；驅油效率隨驅替速度增加而增加，驅替速度大于0.012 mL/min時，驅油效率基本穩定。

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Micro-flow characteristics and influence factors of oil displacement efficiency in low permeability reservoirs

CHEN Qiang1，2，SUN Wei1，2，ZHANG Xiangchun1，2，HUO Lei1，2，CAO Lei1，2
（1.State Key Laboratory for Continental Dynamics，Xi'an Shanxi 710069，China；2.Department of Geology，Northwest University，Xi'an Shanxi 710069，China）

In order to obtain the microscopic percolation mechanism and the influence factors of oil displacement efficiency of the Chang 6 reservoir in the Huaqing oilfield of Ordos basin,the study was based on the real sandstone micro-model water flooding experiment,and combined with the experimental date of thin slice,SEM,constant-speed mercury injection and nuclear magnetic resonance.The results show that the microscopic seepage paths of Chang 6 reservoir include uniform displacement,mesh-uniform displacement,finger-mesh displace－ment and finger displacement,and their oil displacement efficiency reduced in turn.The mesh-uniform displacement is the main seepage paths and the final oil displacement efficiency is low of Chang 6 reservoir.Reservoir property and movable fluid saturation are the main parameters to characterize the oil displacement efficiency,and the heterogeneity of reservoir pore structure determines the efficiency of oil displacement when the reservoir property closed.It can effectively improve the oil displacement efficiency by increasing the injecting water volume in a certain range.Oil displacement efficiency increases with the increase of displacement velocity and will be stable when displacement velocity is greater than 0.012 mL/min.

Micro-flow characteristics；displacement efficiency；reservoir property；pore structure；saturation of movable fluid；displacement multiple；displacement velocity；Huaqing oilfield

TE122.23

A

1673-5285（2016）01-0051-06

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.01.015

2015－11-23

國家科技重大專項“大型油氣田及煤層氣開發”基金資助項目，項目編號：2011ZX05044；陜西省科技統籌創新工程基金資助項目，項目編號：2011KTZB01-04-01。

陳強，男（1990-），西北大學在讀碩士研究生，從事油氣地質與開發方面的研究工作，郵箱：gslscq_1102@qq.com。