淺層致密砂巖儲層巖心水驅(qū)油及相滲特征
——以鄂爾多斯盆地A油田長3油層組為例

王國壯 (中石化華北油氣分公司勘探開發(fā)研究院，河南 鄭州 450006)

王永鋼 (陜西延長石油(集團)有限責(zé)任公司研究院，陜西 西安 710075)

杜一帆 (中國石油大學(xué)(北京)地球科學(xué)學(xué)院，北京 102249)

李金池 (長江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，湖北 武漢 430100)

李航航，王昊 (西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院，陜西 西安 710065)

油藏流體在儲層中的滲流特征取決于儲層多孔介質(zhì)性質(zhì)、流體性質(zhì)和運動狀況以及流體與固體間的相互作用等。前人對致密砂巖油藏儲層滲流特征、滲流規(guī)律研究較多，但淺層儲層幾乎沒有涉及[1～4]。該類儲層特征表現(xiàn)為埋藏淺、致密、低孔、低滲、低溫、低壓，注水開發(fā)面臨諸多問題[5～7]：①注水井注水壓力呈上升趨勢，注水難度逐漸增大；②隨著注水開發(fā)的深入，見水油井逐漸增多，含水上升快，水淹、水竄逐漸增強，注水利用率低，注水效果逐漸變差；③注水井注水量逐漸下降，地層能量補充不足，產(chǎn)液量、產(chǎn)油量呈下降趨勢。為探索淺層致密砂巖油藏有效注水開發(fā)方法，以鄂爾多斯盆地南部A油田長3油層組油藏為研究對象(埋藏深度350～570m)，通過室內(nèi)巖心水驅(qū)油、相對滲透率試驗，探討淺層致密砂巖油藏儲層水驅(qū)油、相對滲透率曲線特征，旨在完善該類油藏注水開發(fā)理論。

1 水驅(qū)油特征

為探討淺層致密砂巖油藏儲層水驅(qū)油特征及影響驅(qū)油效率的因素，開展了室內(nèi)巖心水驅(qū)油試驗。

1.1 水驅(qū)油試驗

試驗中，選取研究區(qū)目的層直徑為2.5cm規(guī)格的標(biāo)準(zhǔn)巖心。試驗步聚如下：

1)試驗準(zhǔn)備。鉆取巖心，并將其兩端取齊、取平，采用溶劑(酒精+苯)抽提法進行巖心洗油至潔凈度熒光三級以下，再將巖心置于真空干燥箱中干燥至恒重，稱巖心干重，測量長度、直徑。

2)滲透率測定。用氮氣測5組不同壓差、流量下的氣體滲透率，回歸出克氏滲透率。

3)飽和水及孔隙度測定。巖心抽真空后加壓飽和模擬地層水(總礦化度為32000mg/L)，稱濕重，由濕重與干重差、樣品體積，計算樣品孔隙度。

4)油驅(qū)飽和水巖心至束縛水狀態(tài)。用原油、煤油配制模擬油，黏度為4.56mPa·s(20℃)。模擬油驅(qū)替和模擬地層水的巖心至飽和油束縛水狀態(tài)，計算樣品原始含油飽和度及束縛水飽和度。

5)水驅(qū)油至殘余油狀態(tài)。用模擬地層水驅(qū)替飽和油束縛水狀態(tài)的巖心，記錄不同注入倍數(shù)下的出油量、出水量，計算相應(yīng)的殘余油飽和度、驅(qū)油效率、含水率。

6)每塊樣品水驅(qū)至累計注入量10PV(出口端含水率接近100%)時，試驗結(jié)束。

筆者共挑選了9塊樣品進行水驅(qū)油試驗，試驗結(jié)果如表1所示。

表1 水驅(qū)油試驗結(jié)果數(shù)據(jù)

1.2 試驗結(jié)果分析

分析典型樣品試驗結(jié)果(見圖1、表2)表明，隨著注入倍數(shù)增加，含水率升高，驅(qū)油效率升高。當(dāng)注入倍數(shù)在0.1～1PV時，隨著注入倍數(shù)的增加，驅(qū)油效率和含水率增加較快，增加幅度也較大。當(dāng)注入倍數(shù)大于1PV時，再增加注入倍數(shù)，驅(qū)油效率和含水率基本不變。

圖1 A油田長3油層組注入倍數(shù)與驅(qū)油效率、含水率的關(guān)系

表2 典型樣品注入倍數(shù)與驅(qū)油效率、含水率

孔隙介質(zhì)中的兩相驅(qū)替效果除受孔隙度、滲透率、含油飽和度因素影響外，諸如孔隙結(jié)構(gòu)特征、孔隙結(jié)構(gòu)非均質(zhì)性等也起著重要作用。致密砂巖油藏滲透率低，儲層孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，喉道半徑小，孔喉系統(tǒng)中邊界層的存在進一步降低了可動流體含量。巖心束縛水飽和度越高，原油充注程度越差(含油飽和度越低)，邊界層的存在致使可動油飽和度越低，水驅(qū)油效率也越差。

2 相對滲透率曲線特征

大量試驗研究表明，相對滲透率不是飽和度的唯一函數(shù)，與巖石潤濕性、流體飽和順序、巖石孔隙結(jié)構(gòu)、試驗流體、試驗溫度以及試驗壓差有關(guān)[8～12]。相對滲透率曲線是各影響因素綜合作用的結(jié)果，宏觀地反映水驅(qū)油過程中發(fā)生的一切復(fù)雜物理-化學(xué)過程，是研究注水開發(fā)過程的重要基礎(chǔ)資料和評價油田開發(fā)效果的關(guān)鍵性參數(shù)[13～15]。與中、高滲儲層相比，低滲透儲層的油水相對滲透率曲線具有束縛水飽和度高、殘余油飽和度高、油水兩相共滲區(qū)窄、水驅(qū)油效率低、含水率高等特點。

2.1 相對滲透率試驗

試驗方法為非穩(wěn)態(tài)法，執(zhí)行行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5345-2007《巖石中兩相相對滲透率測定方法》。試驗步驟為：

1)樣品準(zhǔn)備。鉆取巖心、制樣，巖心洗油、烘干至恒重，稱巖心干重，測量巖心長度、直徑。

2)測量樣品孔隙度、滲透率。用氮氣氣測滲透率；飽和水稱重法計算樣品孔隙度。

3)油驅(qū)飽和水巖心至束縛水狀態(tài)。原油驅(qū)替飽和水巖心，直至不出水，計量巖心出水量，計算原始含油飽和度和束縛水飽和度。

4)水驅(qū)油過程。水驅(qū)飽和油、束縛水巖心，記錄不同時刻的注入壓力、出油量和出水量，計算相應(yīng)的含水飽和度與兩相相對滲透率。水驅(qū)至不再出油，試驗結(jié)束。

選取9塊巖心樣品進行油水兩相滲透率測定，典型樣品相對滲透率曲線如圖2所示。水相相對滲透率曲線呈現(xiàn)“上撓-直線型”，初期水相滲透率上升較慢，后期上升較快。水驅(qū)油過程中，由于喉道較小，毛細(xì)管力作用顯著，水容易沿壁面推進或者從較小孔喉滲吸，將原油卡斷，形成分散相。特別是在水驅(qū)后期，含水飽和度較高，油相斷成分散油滴。在賈敏效應(yīng)作用下，這些油滴卡在喉道處無法移動，形成殘余油，造成殘余油飽和度較高。最終水相相對滲透率上升較慢，水相相對滲透率曲線表現(xiàn)為上撓型。巖心滲透率越低，喉道越小，水相相對滲透率越低。

注：Krw為水相相對滲透率；Kro為油相相對滲透率。圖2 A油田長3油層組儲層相對滲透率曲線

圖2樣品相對滲透率曲線可以分為2段：第1段為油水兩相共滲區(qū)，當(dāng)水相飽和度大于束縛水飽和度后，水相呈連續(xù)流狀態(tài)開始流動，油相相對滲透率急劇下降，水相相對滲透率增加緩慢。即水相滲透率的增加不足以彌補油相滲透率的下降，兩相干擾造成巖樣滲流能力整體下降。等滲點后，水相滲流能力大于油相滲流能力。第2段為接近殘余油狀態(tài)，水相飽和度增大至油相停止流動，此時油相失去流動能力，成為殘余油，油相相對滲透率為0，水相相對滲透率增加。整個過程，隨著含水飽和度的增加油相滲流能力急劇下降，水相滲流能力上升緩慢，巖樣整體滲流能力降低。

相對滲透率曲線特征與核磁共振τ2譜匹配較好(見圖3)。由圖3可知，2塊樣品τ2譜右峰均不明顯，表現(xiàn)為可動流體量低，可動流體百分?jǐn)?shù)、可動流體孔隙度低的特點。其中，A48-86樣品的可動流體百分?jǐn)?shù)、可動流體孔隙度為48.25%和8.71%；A48-102樣品的可動流體百分?jǐn)?shù)、可動流體孔隙度為43.64%、7.84%。

圖3 不同離心力離心后的τ2譜圖

2.2 端點相滲特征

先飽和水后油驅(qū)是為制造束縛水飽和狀態(tài)的巖心，以供后續(xù)水驅(qū)油及相滲試驗使用。水驅(qū)油試驗及相對滲透率試驗均是在飽和油巖心的基礎(chǔ)上開展的。

相對滲透率曲線的2個端點飽和度分別為束縛水飽和度(Swi)和殘余油飽和度(Sor)。試驗中樣品束縛水飽和度平均為47.11%，殘余油飽和度平均為31.82%。樣品物性與束縛水飽和度、殘余油飽和度相關(guān)性不強。總體上，表現(xiàn)為滲透性越好，殘余油飽和度越低。

與相滲曲線的2個端點飽和度相對應(yīng)，存在束縛水飽和度下的油相相對滲透率和殘余油飽和度下的水相相對滲透率2個端點相滲值。束縛水飽和度的Kro=Kro(Swi)；殘余油飽和度的Krw=Krw(Sor)。上述2個數(shù)值越高，說明兩相滲流能力越強。

試驗表明，Krw(Sor)值越高，水的滲流能力越強，巖石的親油性越弱，巖石的親水特性越強，水驅(qū)油越容易，但驅(qū)油效率未必高。試驗表明，研究區(qū)儲層Krw(Sor)偏低，殘余油飽和度較高，故油藏水驅(qū)采油效率偏低。

2.3 等滲點相滲、飽和度特征

研究區(qū)儲層9塊樣品等滲點含水飽和度較高，平均值57.49%。分析等滲點含水飽和度(Sw)的影響因素，殘余油飽和度對等滲點含水飽和度影響較大。殘余油飽和度越高，等滲點含水飽和度越高。束縛水飽和度對等滲點含水飽和度影響不大(見圖4)。

因油水兩相流動干擾，其相對滲透率之和幾乎總小于1。等滲點處相對滲透率值越高，表明毛細(xì)管壓力作用減弱和兩相間干擾減小，兩相滲流能力越強。分析可知，孔隙結(jié)構(gòu)特征是影響兩相流體滲流特征的主要因素。研究區(qū)儲層致密、孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜、孔道小且不規(guī)則、水驅(qū)油滲流復(fù)雜，這些因素綜合導(dǎo)致相滲特征差異明顯。

研究區(qū)儲層束縛水飽和度、殘余油飽和度均較高，等滲點處相對滲透率總體低，儲層Krw(Sor)偏低，毛細(xì)管壓力作用較大和兩相間干擾較強，油水兩相滲流能力較差，表現(xiàn)為水驅(qū)采油效率較低。

3 結(jié)論

1)A油田長3油層組儲層隨物性變好，水驅(qū)油效率增高。隨注入倍數(shù)增加，驅(qū)油效率有增加的趨勢，當(dāng)注入倍數(shù)大于1PV，再增加注入倍數(shù)，驅(qū)油效率、含水率增幅不大；隨束縛水飽和度增加，最終驅(qū)油效率降低。

圖4 殘余油飽和度、束縛水飽和度與等滲點含水飽和度關(guān)系

2)長3油層組儲層等滲點處相對滲透值低，兩相間干擾大，油、水兩相滲流能力較差。束縛水飽和度、殘余油飽和度均較高，儲層Krw(Sor)偏低，水驅(qū)采油效率較低。