涇河油田長8儲層滲流特征研究

摘 要：運用毛細管平衡法和巖心流動試驗方法，詳細表征了巖心啟動壓力梯度、油水單相滲流和水驅油效率等滲流規律。啟動壓力梯度試驗結果表明涇河長8超低滲儲層的可動用巖心滲透率下限為0.525 mD，可動用原油粘度上限為10.5 mPa·s。油、水單相滲流曲線都表現出非線性特征，且隨著滲透率的降低，滲流非線性特征越明顯。在相同注入壓力梯度下，模擬油的滲流能力隨著流度的減小而逐漸降低。水驅油效率試驗結果表明水驅油效率隨著流度的降低而降低，水驅油效率與模擬油流度成冪指數關系，流度范圍0.024～0.062 9 mD/mPa·s為拐點區域。

關鍵詞：低滲透 滲流 驅油效率 啟動壓力梯度

Abstract： Using capillary equilibrium method and core flow test， the core percolation law，such as starting pressure gradient， oil-water single-phase flow and oil displacement efficiency is characterized. Test results of the starting pressure gradient showed that movable core permeability limit of Chang 8 reservoir of Jinghe oil field is 0.525 mD， the movable crude oil viscosity limit is 10.5 mPa·s. Water and oil single-phase percolation curves show nonlinear characteristics， and with the decrease of permeability， nonlinear seepage characteristics more obvious. At the same injection pressure gradient， the seepage ability of simulated oil decreased gradually with the decrease of mobility. Oil displacement efficiency test results showed that the relationship between water oil displacement efficiency and simulation oil mobility is a power exponential relationship， and the oil displacement efficiency decreased gradually with the decrease of mobility， inflection region of mobility is between 0.024 mD/mPa·s and 0.0629 mD/mPa·s.

Key Words： Low permeability； Seepage； Oil displacement efficiency； Starting pressure gradient

涇河油田位于鄂爾多斯盆地的西南部，伊陜斜坡、渭北隆起和天環向斜交接部位，三維區整體為斷裂切割的南東高、北西低的單斜構造，局部發育鼻隆、斷鼻、背斜、向斜等構造[1]，其主力產油層長8層是典型的低孔、低滲儲層，平均孔隙度約為8.4%，平均滲透率約為0.3 mD。低滲透油藏開發普遍存在注水開發難度大，采收率低的特點，因此必須研究油藏滲流的規律性，并以此為基礎進行儲層預測和地質建模掌握油氣富集規律，建立科學開發模式，使得油氣資源盡快建產，高效開發開采[2]。該文擬通過啟動壓力梯度、巖心滲流和水驅油效率等試驗研究，對涇河長8儲層的滲流規律做詳細表征，這對指導提高單井產量、提升采收率，優化開發方案具有重要作用。

1 滲流規律實驗研究

1.1 實驗材料和條件

涇河油田長8儲層天然巖心，礦化度為26 000 mg/L的模擬地層水，粘度分別為6.7、26.3、36.8 mPa·s的模擬油，試驗溫度為45 ℃。

1.2 實驗方法

首先將巖心抽提、烘干，測定巖心的空氣滲透率和孔隙度，然后將巖心抽空，飽和試驗流體，最后根據試驗流程需要，分別進行腹芷膠夥╗3]測定啟動壓力梯度，油、水單相滲流和水驅油效率驅替實驗，實時記錄驅替前壓、回壓和流量。

2 實驗結果和討論

2.1 啟動壓力梯度結果分析

應用毛細管平衡法測定巖心地層水啟動壓力數據繪制啟動壓力梯度和巖心滲透率關系曲線，如圖1所示。從圖1中可以看出，隨著巖心滲透率的增加，注水啟動壓力梯度值減小，從曲線形態上看，曲線存在明顯拐點，當流度小于0.525 mD時，隨著滲透率增加，啟動壓力梯度值迅速下降；當滲透率大于0.525 mD時，隨著滲透率增加，啟動壓力梯度值緩慢下降，表明：滲透率為0.525 mD是涇河低滲砂巖巖心注水可以動用的最小滲透率值。

應用毛細管平衡法測定巖心模擬油啟動壓力梯度數據繪制模擬油啟動壓力梯度和流度（k/μ，k為巖心滲透率，μ為流體粘度）關系曲線，如圖2所示。從圖2中可以看出，隨著流度的增加，油相啟動壓力梯度值減小，從曲線形態上看，曲線亦存在明顯拐點，當流度小于0.05 mD/mpa·s時，隨著流度增加，啟動壓力梯度值迅速下降；當流度大于0.05 mD/mpa·s時，隨著流度率增加，啟動壓力梯度值緩慢下降。對于涇河油田，如果按照其注水可以動用的滲透率下限為0.525 mD計算，其能動用的原油粘度為10.5 mpa·s。

2.2 油、水單相滲流規律分析

圖3和圖4分別是地層水和模擬油的單相滲流曲線。圖3是不同滲透率巖心的地層水注入速度和注入壓力梯度的關系曲線。從圖3中可以看出，在滲透率為4.37 md巖心中，地層水注入速度與驅替壓力呈良好的線性關系，而隨著巖心滲透率的降低，地層水在巖心中的滲流速度與驅替壓力不成線性關系，表現出非線性特征，而且隨著滲透率的降低，地層水滲流非線性特征越明顯。這是因為流體在特低滲巖心中流動時，由于流體與固體表面之間的相互作用，存在邊界層，邊界層的厚度除與流體性質有關以外，還與驅替壓力、孔隙大小等有關，邊界層的存在會使流體在多孔介質中的滲流規律偏離達西定律。

圖4為不同滲透率巖心的模擬油的單相滲流曲線。從圖4中可以看出，滲流速度與注入壓力梯度也呈非線性關系。另外，還可以看出，模擬油的滲流曲線隨著巖心滲透率和模擬油性質不同而發生變化。對比不同流度模擬油滲流曲線：在相同注入壓力梯度下，隨著流度的減小，模擬油的滲流速度逐漸減小，表明模擬油的滲流能力隨著流度的減小而逐漸降低。在0.1 mD左右巖心中，流度分別為0.019 7、0.004 4、0.003 1 mD/mpa·s，模擬油的注入壓力梯度都很大，模擬油基本不能流動，只有當流度大于0.062 9 mD/mpa·s，模擬油在巖心中的流動才較為順利。

2.3 水驅油效率結果分析

對不同滲透率巖心不同模擬油水驅實驗結果進行統計，做水驅油效率與流度的關系曲線，如圖5所示。水驅油效率隨著流度的降低而降低，水驅油效率與模擬油流度成冪指數關系。這是因為特低滲砂巖滲透率越低，孔隙與喉道的連通性越差，微觀非均質性越強，導致水驅微觀波及效率降低，從而降低驅油效率。而模擬油粘度越高，水油流度比越大，注入水在驅替過程中越容易產生指進現象，導致微觀波及效率降低，從而降低驅油效率。圖中存在明顯的拐點區域，即當油相流度低于0.024 mD/mPa·s時，隨著油相流度增加，驅油效率迅速增加；當油相流度高于0.062 9 mD/mPa·s時，隨著油相流度增加，驅油效率增加緩慢。表明流度范圍0.024～0.062 9 mD/mPa·s為拐點區域。油相啟動壓力梯度的拐點流度為0.05 mD/mPa·s也位于這個區域。

3 結語

涇河油田長8儲層巖心的油、水單相滲流曲線都明顯表現出低速非線性特征，而且隨著巖心滲透率的降低，非線性特征越明顯。在相同注入壓力梯度下，模擬油的滲流能力隨著流度的減小而逐漸降低。啟動壓力梯度試驗結果表明涇河長8超低滲儲層的可動用巖心滲透率下限為0.525 mD，可動用原油粘度上限為10.5 mPa·s。水驅油效率隨著流度的降低而降低，水驅油效率與模擬油流度成冪指數關系，流度范圍0.024～ 0.062 9 mD/mPa·s為拐點區域。

參考文獻

[1]劉偉華.涇河油田17井區原油粘度分布及成因分析[J].江漢石油職工大學學報，2014（4）：44-46.

[2]楊悅，周芳德.低滲透復雜油藏滲流理論基礎[M].西安交通大學出版社，2010.

[3]呂成遠，王建，孫志剛.低滲透砂巖油藏滲流啟動壓力梯度實驗研究[J].石油勘探與開發，2002（2）：86-89.