致密砂巖儲層微觀水驅油效率及其主控因素

宋明明，韓淑喬，董云鵬，陳 江，萬 濤

（1.中國石油長慶油田分公司第五采油廠，西安 710000；2.中國石油長慶油田分公司第三采油廠，銀川 750006；3.中國石油長慶油田分公司勘探開發研究院，西安 710000）

0 引言

吳起油田YG 油區為典型的低孔、特低滲油藏，是吳起采油廠最早開發的區塊。其中，延長組的長7 儲層分布面積大，含油性好，為該區的主力油層組，但該類儲層天然能量低、孔隙結構復雜、非均質性嚴重，導致注水開發過程中單井產量低、含水上升快、穩產周期短等問題。注水過程中的油水滲流機理一直是國內外學者研究的重點，這也是制約水驅采收率進一步提高的問題之一［1-2］。

目前，微觀水驅油滲流特征的研究方法主要包括CT 在線掃描技術、核磁共振成像技術（NMR）和巖心薄片微觀模型（真實巖心和仿真切片）［3-5］。這3 種技術的不斷發展為準確分析巖心內的油水滲流特征及微觀剩余油分布提供了保障，但由于CT 儀和核磁共振儀無法承受高溫、高壓的實驗環境，無法模擬實際地層中真實的流體狀態，其發展空間具有很大的局限性，而巖心薄片微觀模型由于受到實驗方法和實驗設備的限制，目前也多以常溫常壓為主，導致模擬出來的結果缺乏準確性。本次研究通過對真實巖心微觀模型進行改進，使其能夠承受高溫、高壓的作用，并結合自主設計研發的高溫、高壓微觀模型加持器對目標儲層14 口典型油井的取樣巖心開展微觀滲流實驗，輔以鑄體薄片、掃描電鏡、X-射線衍射、高壓壓汞和核磁共振實驗等，對該區長7 儲層的微觀滲流特征和驅油效率影響因素進行研究，以期為分析剩余油形成機理、表征剩余油分布規律提供依據［6-8］。

1 研究區儲層基本特征

吳起油田YG 油區位于陜西省吳起縣白豹鄉境內，構造上位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡中南部，其特征表現為坡度平緩的西傾單斜，地層傾角小于1°（千米坡降為10 m 左右）。研究區目標儲層在湖盆的發展和全盛時期沉積了一套長7 油層組（厚度為50～100 m）的灰黑色油頁巖夾褐色含油細砂巖，是該區的主力油層組。長7 油層組砂巖的碎屑成分主要為長石（體積分數為55.33%）、巖屑（體積分數為4.84%）、石英（體積分數為20.83%）（圖1）。孔隙類型以殘余粒間原始孔隙［圖2（a）］、粒間溶孔和粒內溶孔［圖2（b）］為主，平均面孔率為3.4%，平均孔徑為10～70 μm，局部可見巖屑溶孔及少量微裂縫。膠結物平均含量為8.87%，主要為方解石、水云母、蒙脫石和碳酸巖［圖2（c）］。長7 儲層平均孔隙度為9.53%，平均滲透率為0.28 mD，喉道平均半徑為0.25 μm，分選系數為0.9～3.2，最大進汞飽和度平均為83.5%。該區從2003 年開始滾動開發，已探明地質儲量1 634 萬t，含油面積22 km2，已布置采油井290 口，注水井53 口。由于研究區地質條件復雜，油藏規模大，含油層位多，縱橫向非均質嚴重。雖然注水開發后地層壓力恢復較好，但多數油井產能下降嚴重，含水上升較快，水淹油井增多，造成水驅采收率低下，亟需開展水驅油微觀滲流特征研究，盡快明確該區油、水兩相滲流特征，為后續開發方案調整提供有效依據。

圖1 吳起油田長7 儲層碎屑組分三角圖Ⅰ.石英砂巖；Ⅱ.長石質石英砂巖；Ⅲ.巖屑質石英砂巖；Ⅳ.長石砂巖；Ⅴ.巖屑質長石砂巖；Ⅵ.長石巖屑砂巖；Ⅶ.巖屑砂巖Fig.1 Triangular diagram showing detrital composition of Chang 7 reservoir in Wuqi Oilfield

圖2 吳起油田長7 儲層孔隙類型（a）局部發育殘余粒間孔，鑄體薄片，W261 井，7 號樣品，2 411.4 m；（b）長石溶蝕形成粒間孔、長石顆粒溶蝕形成粒內次生微，以及充填孔隙的高嶺石，鑄體薄片，W55 井，10 號樣品，2 342.5 m；（c）粒間溶孔與散片狀伊利石與粒表葉片狀綠泥石，掃描電鏡，WY118 井，24 號樣品，2 133.8 mFig.2 Pore types of Chang 7 reservoir in Wuqi Oilfield

2 真實砂巖微觀水驅油實驗

2.1 高溫、高壓微觀模型制備及實驗條件

選取吳起油田長7 油藏14 口典型井組的取樣巖心（表1），將其樣品進行洗油、烘干、切片、磨片等工序后黏結在兩塊鋼化玻璃板之間，并壓實制作成微觀模型，模型尺寸為長25.0 mm×寬25.0 mm×厚1.2 mm。與模型相配套的具有一套自主設計研發的高溫、高壓微觀模型加持器，微觀模型放置其中后，最大承壓為35 MPa，最高溫度為120 ℃。實驗中所用原油為按照溶解氣油比復配后的地層原油，密度為0.714 5 萬kg/m3，黏度為3.55 mPa·s。所用注入水為根據實際地層水分析資料配制的等礦化度的模擬地層水，礦化度為3 640 mg/L，黏度為0.98 mPa·s。為了便于觀測，在模擬油中加入少量油溶紅，在模擬地層水中加入少量甲基藍。實驗溫度為研究區目標儲層的地層溫度（45 ℃），實驗壓力為研究區目標儲層原始地層壓力18 MPa。

實驗設備主要由氣源（氮氣）、恒速恒壓驅替泵（精度0.001 mL/min，最大壓力150 MPa）、計量管、砂巖模型、高溫高壓薄片加持器、恒溫箱（最大溫度200 ℃）、電子顯微鏡（最大放大倍率×15 000）、顯示器、圖像采集系統等構成。

表1 砂巖孔隙結構參數及微觀水驅油實驗結果Table 1 Sandstone pore structure parameters and the results of microcosmic water flooding experiment

2.2 實驗步驟

（1）模型抽真空后飽和模擬地層水，計算每塊模型的孔隙體積。

（2）測量飽和水狀態下每塊模型的滲透率，每塊模型測量3 次取平均值。

（3）全視域和局部視域掃描飽和水后的模型，確定模型的原始含水飽和度。

（4）繼續注水，采用回壓閥控制模型壓力，升壓至實驗壓力；同時升溫至實驗溫度，穩定后開始油驅水（飽和油過程），直至每塊模型采出端不出水為止。飽和油完成后對每塊模型進行全視域和局部視域掃描、拍照，計算原始含油飽和度。

（5）水驅油實驗，先逐漸加壓確定模型水驅油時的啟動驅替壓力，然后開始注水驅替，計量模型在不同注入倍數和不同壓力下的殘余油飽和度，驅替過程中對每塊模型進行全視域和局部視域掃描、拍照。

（6）實驗結束，清洗模型并烘干，繼續后續驅替實驗。

2.3 微觀水驅油滲流特征

通過對研究區長7 儲層14 口典型井組的取樣巖心開展微觀水驅實驗，可以獲得不同物性儲層下的水驅滲流特征、殘余油賦存特征，以及殘余油飽和度、最終驅油效率等參數。由表1 可知，14 塊微觀模型最終平均驅油效率為40.09%，由于不同井組巖石物性和非均質性差異的影響，導致水驅油滲流路徑各不相同，最終驅油效率也存在較大差異。通過觀察注水過程中水驅油的驅替狀況，可將其劃分為均勻驅替［圖3（a）］、網狀驅替［圖3（b）］、樹枝狀驅替［圖3（c）］和蛇狀驅替［圖3（d）］［9-11］，這4 種驅替類型對應的驅油效果依次變差。

圖3 吳起油田長7 儲層水驅油驅替類型和殘余油分布（紅色為油、藍色為水）（a）均勻驅替，油膜狀殘余油，WX27 井，2 286.2 m，6 號樣品；（b）網狀驅替，孤島狀殘余油，W68 井，2 237.3 m，9 號樣品；（c）樹枝狀驅替，油滴狀殘余油，W231 井，2 113.7 m，2 號樣品；（d）蛇狀驅替，連片狀殘余油，WY118 井，2 133.8 m，24 號樣品Fig.3 Displacement type and residual oil distribution of Chang 7 reservoir in Wuqi Oilfield

2.3.1 均勻驅替特征

在14 塊砂巖模具中有此類驅替特征的模型包含3 塊，約占總模型數的21.4%。在水注入過程中，水相會在較小壓力下均勻進入各個孔隙和喉道中驅替原油，驅替前緣幾乎平行推進，無明顯高滲通道，注水波及面積逐漸增大，驅替效率高。由于此類儲層物性較好，孔喉半徑大，水相會從孔隙中部進入，并向四周擠壓，排走原油，殘余油主要以油膜的形式附著在孔喉表面［圖3（a）］。此類模型平均孔隙度為11.22%，平均滲透率為1.665 3 mD，平均分選系數為1.78，平均喉道半徑為0.61 μm，平均可動流體飽和度為72.77%。在無水期的平均驅油效率為32.25%，最終波及面積較大，驅替體積平均為0.016 4 cm3，最終驅油效率平均值為48.84%。

2.3.2 網狀驅替特征

具有此類驅替特征的模型包含5 塊，占總模型數的35.7%。此類驅替特征與均勻驅替具有相似性，但由于此類模型孔喉結構相對復雜，大小孔喉交錯分布，注入水進入模型后會出現多條注入水線交錯驅替的現象［12］。不同孔隙和喉道中滲流阻力存在差異，導致水驅路徑呈網狀形式向出口端推進，并逐漸形成了網狀滲流通道，而孔喉連通性較好的區域甚至能夠形成均勻驅替。此類模型物性較好，平均孔隙度為10.53%，平均滲透率為0.640 mD，平均分選系數為2.34，平均孔喉半徑為0.502 μm，平均可動流體飽和度為45.08%。在無水期的平均驅油效率為26.09%，驅替體積平均為0.011 8 cm3，最終驅油效率平均值為39.87%。此類模型易于形成簇狀和孤島狀殘余油［13-16］［圖3（b）］。

2.3.3 樹枝狀驅替特征

具有此類驅替特征的模型包含4 塊，占總模型數的28.6%。此類模型巖石顆粒分選較差，以小孔隙和細喉道為主，孔喉結構更加復雜。水注入模型后會優先選擇進入大、中孔隙和阻力相對較小的喉道中，從而出現指進現象。當水相逐漸進入模型中部后，隨著滲流阻力的不斷增大，注水壓力也不斷升高，水相能夠進入原來一些阻力較大的小孔喉，并逐漸形成了樹枝狀滲流通道，驅替路徑如圖3（c）所示。此類模型出口端見水后，即使繼續注水，驅替效率增加幅度變小，最終驅油效率為37.97%。此類模型平均孔隙度為8.05%，平均滲透率為0.610 9 mD，平均分選系數為2.85，平均孔喉半徑為0.47 μm，平均可動流體飽和度為45.52%。此外，由于此類模型孔喉結構及分布特征復雜，導致大、小孔喉中的驅替速度存在差異，倘若大孔喉中的驅替速度快于小孔喉，則會出現小孔喉中驅出的油被大孔喉中的水捕捉，形成水鎖現象［17］；反之，則會出現大孔喉中的油被小孔喉中的水分割包圍，形成油滴。此類模型的殘余油類型為水鎖型和油滴型［圖3（c）］。

2.3.4 蛇狀驅替特征

具有此類驅替特征的模型包含2 塊，平均孔隙度為7.72%，平均滲透率為0.401 7 mD，平均分選系數為3.19，平均孔喉半徑為0.32 μm，平均可動流體百分數僅為21.15%。此類模型由于儲層物性和連通性差，水在高壓下只能進入少數孔喉，呈現出單向指進現象［驅替路徑如圖3（d）所示］，注水波及面積分散，驅油體積僅為0.009 1 cm3，最終期平均驅油效率僅為31.73%，遠低于其他3 種驅替方式。此類儲層孔喉半徑小，且孔喉堵塞率較高，導致注水波及面積窄，易于形成連片狀殘余油［圖3（d）］。

2.4 殘余油賦存特征

通過對研究區長7 油藏的14 塊微觀砂巖模型的殘余油賦存特征進行分析可以看出，該區油藏水驅后的殘余油滯留形態主要包括油膜狀、簇狀、孤島狀、油滴狀，以及連片狀。通過采用像素數值化分析技術可以得到，簇狀殘余油占殘余油總量的47%，為主要賦存狀態；其次為油膜狀殘余油，占殘余油總量的28%。油滴狀殘余油、孤島狀殘余油和連片狀殘余油分別占殘余油總量的12%，8% 和5%。綜上所述，雖然該區長7 儲層非均質性嚴重，孔喉結構相對復雜，但水驅開發效果較好，殘余油多以簇狀和油膜狀賦存，而殘余油的賦存狀態是由儲層物性、孔隙結構、潤濕性，以及驅替條件等多種因素共同作用的結果。

3 驅油效率影響因素分析

影響水驅效率的因素是多方面的，主要可以歸納為3 類：儲層特征（包括儲層物性、孔隙結構、潤濕性、可動流體參數等）、流體特征（包括油水流度比、注水水質等）、開發特征（注水壓力、注水速度、注水體積、轉注時機等）［18-20］。針對研究區長7 儲層地層特征及生產制度，分別選取了儲層物性、微觀孔隙結構、可動流體飽和度、黏土礦物、驅替壓力和注水體積倍數6 個因素進行研究。

3.1 儲層物性對驅油效率的影響

通過統計14 塊模型物性參數與驅替效率的關系可知，最終驅替效率與孔隙度的正相關性較差［圖4（a）］，而與滲透率的正相關性相對較好［圖4（b）］。為了進一步說明儲層物性與驅油效率的關系，引入儲層品質指數（該參數為滲透率和孔隙度的函數）進行分析。由圖4（c）可以看出，儲層品質指數與驅油效率也存在一定的正相關性，但相關系數（R2=0.539 1）介于孔隙度（R2=0.409 1）與氣測滲透率（R2=0.739 3）之間。這說明單一儲層物性參數不能完全真實地反映油水滲流屬性［21］，即單一儲層物性參數并非是驅油效率的決定性因素。

圖4 吳起油田儲層物性參數與驅油效率的關系Fig.4 Relationship between reservoir property parameters and displacement efficiency in Wuqi Oilfield

3.2 微觀孔隙結構對驅油效率的影響

喉道半徑與最終驅油效率具有一定的正相關性，相關系數R2=0.664［圖5（a）］。說明當喉道半徑不斷增大時，喉道內的毛細管壓力不斷減小，滲流阻力也逐漸降低，孔喉間的連通性不斷變好。在水注入過程中，水相會進入更多的孔喉之中驅替原油，驅替類型也逐漸向網狀驅替和均勻驅替變化，從而提高了驅油效率。而分選系數與最終驅油效率則表現出較好的負相關性［圖5（b）］，即當分選系數不斷減小時，驅油效率逐漸增大。這是由于分選系數反映了喉道分布區間的寬窄，當分選系數越大時，說明巖石顆粒大小混雜，喉道粗細不均，具有較強的非均質性［22］。在水相注入過程中，極易出現單向指進現象，形成蛇狀驅替，造成無水采油期變短，注水波及面積大大降低，進而導致驅油效率低下。因此，在開發過程中應不斷提高對微觀孔隙結構的認識程度，針對不同孔隙結構的儲層設計不同的開發方案和改造措施，以提高含油儲層的動用程度。

圖5 吳起油田孔隙結構參數與驅油效率的關系Fig.5 Relationship between pore structure parameters and displacement efficiency in Wuqi Oilfield

3.3 可動流體飽和度對驅油效率的影響

可動流體參數能反映整個孔隙空間中可動流體量及孔喉的相對大小，尤其是固體表面對流體的束縛作用，也是孔隙結構對流體滲流阻力大小的一種體現方式［23-24］。可動流體飽和度是評價致密儲層中可動流體比例的重要指標，不但可以表征儲層原始含油飽和度，還能夠反映儲層滲流能力的好壞。可動流體孔隙度則能直接反映儲層孔喉配置的優劣及儲集空間的大小。

由圖6 可知，可動流體飽和度和可動流體有效孔隙度與驅油效率的相關性較好，相關系數（R2）可達0.8 以上。說明可動流體參數越高，孔喉的連通性越好，有效儲集空間越大，可動用原油比例越高。因此，相比于儲層物性和微觀孔隙結構參數，可動流體參數更能反映出致密儲層的物性好壞及其驅油效率的高低。

圖6 吳起油田可動流體參數與驅油效率的關系Fig.6 Relationship between movable fluid parameters and displacement efficiency in Wuqi Oilfield

3.4 黏土礦物對驅油效率的影響

黏土礦物的存在容易增大巖石顆粒的比表面積，使孔喉表面變得粗糙，增大孔壁與原油間的作用力，造成注水壓力升高，原油不易從孔壁剝離。此外，由于孔隙、喉道被黏土礦物填充，容易減小孔隙空間或堵塞喉道，進一步造成水驅油效率降低。結合X-射線衍射黏土礦物分析和掃描電鏡圖像可知，研究區長7 儲層黏土礦物主要以綠泥石為主，平均相對體積分數為45.5%，還含有伊利石、伊/蒙混層和高嶺石，平均相對體積分數分別為23.8%，9.8%，31.3%。研究區油藏中綠泥石的賦存狀態主要以孔隙襯邊的黏土膜［圖7（a）］和充填于孔隙中間的填隙物［圖7（b）］2 種［25］。而這2種賦存狀態下的黏土礦物往往會分割孔隙，減小孔隙儲集空間和喉道半徑，降低孔隙間的連通性，導致其驅油效率低下。通過統計微觀模型驅油效率與黏土礦物絕對含量的關系（圖8）可知，微觀驅油效率與黏土礦物絕對含量呈負相關關系，相關系數為0.814 1。在WY118 井24 號樣品中黏土礦物絕對體積分數為12.39%，伊利石相對體積分數為34.37%，綠泥石相對體積分數為38.22%，掃描電鏡圖像顯示其粒間充填有自生石英和綠泥石［圖7（b）］，以及長石表面附著有彎曲的片狀伊利石［圖7（c）］。由于含鐵礦物鐵白云石的溶蝕生成的鐵離子和鎂離子為高嶺石轉化為綠泥石提供了必要的物質條件，生成的針葉狀綠泥石極易堵塞較細的孔隙喉道造成巖石滲透率的下降，導致其最終驅油效率僅為27.9%。因此，在注水開發過程中，應該充分考慮黏土礦物類型及含量對水驅采收率的影響，針對不同類型黏土礦物設計注水開發方案。

圖7 吳起油田長7 儲層典型巖樣掃描電鏡（a）粒表葉片狀綠泥石，WX55井，10號樣品，2 342.5 m；（b）粒間充填的自生石英與綠泥石，WY118井24號樣，2 133.8 m；（c）長石粒內溶孔與粒表彎曲片狀伊利石，WY118井，24號樣品，2 133.8 mFig.7 Scanning electron microscopy images of typical samples of Change 7 reservoir in Wuqi Oilfield

圖8 吳起油田黏土礦物絕對含量與驅油效率關系Fig.8 Relationship between absolute content of clay minerals and displacement efficiency in Wuqi Oilfield

3.5 驅替壓力對驅油效率的影響

在油藏注水開發過程中，合理控制注采壓差是提高水驅采收率和控制水淹程度的關鍵。本次研究以啟動驅替壓力為基點，通過對比4 種典型驅替特征的模型在注水開發過程中壓力增加率與驅油效率的關系（圖9）可知，當壓力達到啟動驅替壓力時，均勻驅替的驅油效率最高，為16.68%，網狀驅替次之，為13.27%，蛇狀驅替最差，為10.37%。隨著驅替壓力的不斷增加，4 種驅替特征下的驅油效率增加幅度逐漸降低。當驅替壓力由基點值增加10%時，均勻驅替的驅油效率增幅最大，為7.59%，蛇狀驅替的驅油效率增幅最小，為4.2%。當驅替壓力繼續增加20% 時，網狀驅替的驅油效率增幅最大，為3.62%，蛇狀驅替的驅油效率增幅仍為最小，僅有1.72%。說明隨著驅替壓力的繼續升高，4 種驅替類型的驅油效率增幅均不明顯，說明一旦水流通道形成以后，即使驅替壓力再升高，水相也很難波及到未波及的區域。因此，在生產井發生水竄之前應該合理控制生產壓差，盡量實施分層注水，確保水線均勻推進，并擴大注水波及體積。

圖9 吳起油田驅替壓力與驅油效率的關系Fig.9 Relationship between displacement pressure and displacement efficiency in Wuqi Oilfield

3.6 注水體積倍數對驅油效率的影響

圖10 吳起油田不同驅替類型下注水體積倍數與驅油效率的關系Fig.10 Relationship between injection volume and displacement efficiency under different displacement types in Wuqi Oilfield

通過統計14 塊模型在不同注水體積倍數下的驅油效率（表1）可知，隨著注水體積倍數的不斷增加，所有模型的驅油效率在不斷增大。從不同驅替類型的注水體積倍數與驅油效率的關系（圖10）可知，當注水體積達到1 PV 時，均勻驅替的平均驅油效率上升幅度最大，為32.26%，網狀驅替次之，為26.09%，蛇狀驅替最差，僅為11.18%。當注水體積倍數由1 PV 達到2 PV 時，樹枝狀驅替和蛇狀驅替的平均驅油效率上升幅度不斷增加，分別為18.4%和18.91%，而均勻驅替和網狀驅替的平均驅油效率上升幅度變緩，僅為15.66%和12.89%。當注水體積由2 PV 增至3 PV 時，樹枝狀驅替的平均驅油效率上升幅度最大為3.64%，蛇狀驅替的平均驅油效率上升幅度最小，為1.64%。由此可知，均勻驅替和網狀驅替在無水驅油期的效率最高，樹枝狀驅替和蛇狀驅替卻能在模型見水后仍具有一定的驅油效率。這是由于在樹枝狀驅替和蛇狀驅替模型中孔喉結構復雜，毛管壓力分布不均，雖然模型出口端見水，但隨著注水壓力變化，仍然會有部分水進入含油孔道，或將附著在孔壁表面的原油剝離。此外，從驅油效率上升幅度隨注水體積倍數的變化還可以看出，驅油效率上升幅度較快的時期為無水采油期和見水初期，而越到驅替后期，驅油效率增長速度越慢。因此，在注水開發過程中應盡量延長無水采油期，提高無水采收率，而當水流通道形成后，除應在剩余油富集區加密新井外，還需進行產層調剖封堵等措施，控制水流方向，擴大波及面積。

4 結論

（1）高溫、高壓條件下的真實砂巖微觀模型更能反映實際儲層中流體的真實狀態。吳起油田長7儲層的微觀水驅油滲流路徑主要為網狀驅替和樹枝狀驅替，均勻驅替次之，少見蛇狀驅替。驅替效率從高到底依次為均勻驅替、網狀驅替、樹枝狀驅替和蛇狀驅替。殘余油以簇狀和油膜狀為主要分布特征，其次為油滴狀、孤島狀和連片狀殘余油。

（2）吳起油田長7 儲層的驅油效率與孔隙度、滲透率、喉道半徑和可動流體參數具有不同程度的正相關性，與喉道分選系數具有負相關性，而可動流體參數更能反映出致密儲層孔隙結構的好壞，以及水驅油效率的高低。黏土礦物易于充填孔隙、堵塞喉道，造成孔喉連通性變差；驅替壓力及注水體積倍數對驅油效率的影響隨著含水率的上升而不斷減弱。（3）長7 儲層孔隙結構較好的區域，水驅后可以采用氣水交替的注入方式，在提高驅油效率的同時擴大水驅波及體積；對于孔隙結構較差的儲層或剩余油富集區，建議加密井網，并調剖堵水實現分層注水，注水過程中應合理控制注水壓力，避免出現大幅指進和水竄現象。