低滲透油藏油水滲流特性研究

劉 玲，孫 明

(1.延長油田股份有限公司勘探開發技術研究中心，陜西 延安 716000；2.延長油田股份有限公司志丹采油廠，陜西 延安 717500)

低滲透油藏油水滲流特性的研究是油氣田開發的一個重要方面，這是一個復雜和系統的工程。能否妥善的進行工程處理，不僅會影響油氣田的長期穩定性，還會影響油氣公司能夠獲得的經濟利潤。我國投資的低滲透儲層儲量在儲量總利用中所占比例越來越大，探明儲量越來越低，在低滲透油田開發過程中，由于低滲透儲層孔隙率和滲透性隨覆蓋層壓力的變化顯著，低滲儲層滲流曲線偏離線性達西定律，因此研究低滲透儲層應力場與滲流場的耦合規律具有重要意義，真實模擬和掌握低滲透儲層的開發過程，指導低滲透儲層的生產[1]。本文基于常規油田開發過程中的問題，通過核磁共振測試和油水相滲試驗，研究油藏流體微觀賦存狀況、油水滲流規律以及驅替機理等，為下一步制定改善開發效果方案提供理論依據與建議，對同類型低滲——特低滲透油藏的高效開發也具有指導意義。

1 油田工程技術背景

1.1 研究對象油田的開發情況

研究對象的油田位于陜西腹部。開采的油水儲層位于受區域內東部斷裂控制的斷層背斜構造帶上，儲層砂體類型為辮狀河三角洲前緣砂體。儲層巖性主要為中細砂巖，其次為粗砂巖和砂礫巖。開采層中的細砂巖比例較高，占50%。開采層周圍的巖性較粗，以中等砂巖為主，其次是砂礫巖和粗砂巖。整體儲層的平均孔隙度為13.6%，滲透率主要分布在中部之間儲層，平均為8.05×10-3μm2，屬于低孔、超低滲儲層[2]。

開采儲層2(K2)平均孔隙度為13.3%，滲透率在1×10-3～512×10-3μm2。通常認為平均滲透率為10×10-3～100×10-3μm2的為低孔低滲儲層。儲層類型屬于邊底水作用下的低滲透氣頂儲層，在垂直方向上分為K1和K2兩個分別開發的儲層。

K1油藏開采于2001年，2007—2011年每年都有開發[3]。目前，正處于開發的最后階段。截至2020年12月，該區塊共有22口井，日產液量208 t，日產油量60 t，含水率71.1%，采收率15.4%，開發效果不佳。K2油藏開采于2000年，截至2020年12月，該區塊有1口井，日產液量3.0 t，產油量0.1 t，開發效果差，采收率10.9%，開發效果極差。因此，有必要對2個油藏的低滲透油藏油水滲流特性進行研究，提升開采的效率。

1.2 儲層地質孔隙結構分析

常規壓汞實驗表明，開采油藏的儲層孔道多呈雙峰狀(圖1)，不同于普通砂巖儲層孔道的正態分布。該儲層孔道的微觀非均質性很強。通過對對象油田儲層和低滲透砂巖儲層恒速注汞實驗結果的分析，發現對象油田儲層大通道裂隙分布具有明顯的非均質性，特別是大滲透率的巖樣，大通道裂隙極為發育。滲透率主要由大通道裂隙控制，較小的通道裂隙對滲透能力的貢獻很小[4]。

根據汞壓分析資料，對儲集層—儲集層巖石樣品進行了有效孔隙度、滲透率、中位數分析，以半徑、平均毛管半徑、最大孔喉半徑、非飽和孔隙體積等10個參數為優選參數[5]，采用K-means聚類分析方法將儲層劃分為5類。其中，K1、K2空隙掃描特征如圖2所示。

圖1 壓汞實驗下開采油藏的儲層孔道特征Fig.1 Pore characteristics of reservoir under mercury injection test

圖2 K1、K2空隙掃描特征示意Fig.2 Schematic diagram of K1 and K2gap scanning features

常規壓汞實驗中K1油藏的滲透率大于100×10-3μm2。主要為含礫的粗砂巖和粗砂巖；間隙物質含量低，低于4%。水泥主要由硅質和次生石英組成，雜質基質主要是高嶺石和泥質組分。主要孔隙類型為原生粒間和殘余粒間孔隙，具有粗糙、偏斜和一些大孔隙[5]。

K2型儲層滲透率為60×10-3～100×10-3μm2。主要為粗中砂巖，間隙物質含量低(2%～6%)，水泥主要由硅質物質和方解石組成，雜質基質主要為高嶺石和泥灰質組分[6]。主要孔隙類型為原生粒間和殘余粒間孔隙，具有粗糙、偏斜和少量大孔隙的特點。

2 核磁共振實驗技術的設定

2.1 實驗裝置及條件

利用核磁共振掃描技術獲得巖心核磁共振值和孔隙度的三維分布信息，識別地塊巖心尺度的非均勻性特征。在此基礎上，進行基于核磁共振掃描的核心位移實驗。通過核磁共振掃描技術實時監測巖心水驅過程中的含油飽和度分布。評價水驅特征，分析巖心尺度上的含油飽和度與非均質性特征之間的關系[7]。

實驗裝置核心在核磁共振掃描系統上進行掃描。系統采用通用電氣公司生產的8層螺旋核磁共振掃描儀，掃描電壓120 kV，電流130 mA，最小掃描厚度1.25 mm，分辨率200 μm[8]。一組使用QUIZIX5200雙泵作為噴射系統，另一組使用ISCO100DX雙泵作為圍壓控制系統。非金屬核心支架用于確保射線順利通過，減少射線硬化。巖心在線位移核磁共振掃描系統可對巖心位移過程進行實時在線核磁共振掃描，自動數據采集系統采集巖心位移過程中進出口的流量和壓力數據[9]。 實驗原理示意圖如圖3所示。

圖3 巖心核磁共振實驗測量示意Fig.3 Schematic diagram of core NMR experimental measurement

2.2 實驗樣品和條件

根據表1，所選取的巖心包括細砂巖、中砂巖和含礫中砂巖，巖心滲透率為3個數量級(1×10-3～100×10-3μm2)，能夠準確反映區塊內各類儲層的特征。在40 ℃，水和石油的黏度分別為0.984、0.662 mPa·s。

表1 測量采集參數推薦使用值統計Tab.1 Statistical of recommended values for measurement acquisition parameters

2.3 實驗步驟

(1)對所選取的巖石樣品進行鉆磨后，測定其基本物理參數，制備實驗水和油，測定其黏度和溫度，建立實驗流程，完成實驗前的準備工作[10]。

(2)將巖石樣品以20 MPa的恒定圍壓加載到夾持器中。同時，通過外部加熱裝置，整個過程的實驗溫度保持在40 ℃ 。然后在設定的核磁共振掃描條件下對巖石樣品進行干掃描以獲得干模型。

(3)在保持圍壓不變的情況下，對巖石樣品兩端的模擬地層水進行真空抽吸和飽和處理，并在達到完全飽和后進行單相流動實驗，測試水相滲透率。隨后，此時在與上述相同的核磁共振掃描條件下掃描巖石樣品以獲得濕模型。

(4)采用梯度加壓法注入高黏度白油產生結合水，排出直至出口無水為止，然后轉入煤油注入排出先前的油。

(5)在設定流量下進行注水實驗，在掃描條件相同的情況下對注水進行實時在線掃描。監測注水過程中的注入壓力變化，并記錄出口處的液體產量[11]。

(6)重復步驟(2)—步驟(5)以完成其他巖石樣品的水驅實驗，并對實驗數據進行處理和分析。

3 低滲透油藏水驅規律研究

水驅過程中典型時期的1—7號巖心的相對滲透率曲線如圖4所示。

圖4 1—7號巖心相對滲透率曲線示意Fig.4 Schematic diagram of relative permeability curve of No.1-7 core

由圖4可知，在驅替前緣突破之前，驅替過程中水相的侵入是非常均勻的。這與原始測量方法得出的含油飽和油水前進是一致的，這也間接表明整個巖石樣本是相對均勻的。由于驅替過程中油水黏度相似，從驅替前沿突破到注水結束，油相在巖石樣品的許多區域長期留存，剩余油形成空腔。但其分布相對均勻，這也反映了整個巖樣相對均勻，其形成主要是由于油水黏度相似所致。利用核磁共振掃描技術對含油飽和度進行實時在線監測，獲得了注水開發過程各個時刻的含油飽和度沿開采層的分布情況。在Sw=0.48之前，含油飽和度分布曲線基本上保持了均勻推進到出口的趨勢；在Sw=0.80前后，含油飽和度前沿向出口方向推進，與出口處Kr=0.67左右的含水突破相一致；在Sw=0.45后，含油飽和度分布曲線呈均勻而緩和的下降趨勢，出口含水率迅速上升，直接進入超高含水階段。上述對整個驅油過程的分析與圖5中驅油效率曲線的變化規律不同，說明數據通過無因次化處理后，每個巖心的實驗相滲數據都將得到標準化。從整體分析來看，整個位移過程類似于活塞的位移。

圖5 1—7號巖心無因次滲透率曲線示意Fig.5 Schematic of dimensionless permeability curve of No.1-7 core

基于上述實驗結果，巖樣總體上是比較均勻的。這也是在水驅過程中前緣均勻推進和剩余油均勻形成的主要原因。水驅突破后，含水率迅速上升，主要是由于油和水的黏度相似[11]。

由于在驅替過程中油和水的黏度相似，從前部突破到水驅結束，油相在許多地區長期保留在巖石樣品的上半部分的一小部分和下半部分的一大部分。隨后，剩余的石油形成，這主要是由于油和水的相似黏度。

通過基于核磁共振掃描的實時在線飽和度監測技術，獲得了巖層注水過程中的含油飽和度分布(圖6)。可以看出，油飽和度分布曲線保持向出口均勻推進的趨勢，并且形成了數據在指數與對數條件的擬合方程式。

在Ka=2×10-3～60×10-3μm2的驅替過程中，含油飽和度分布曲線向出口方向明顯加速，這可能是由于驅替前沿通過“高電導率裂縫”的影響后，當驅替鋒向該區推進時，大部分樣品后半段的含油飽和度分布曲線出現了緩和而明顯的下降。這對應于雙重孔隙介質的滲透矩陣。在驅替前沿完全突破后的很長一段時間內，殘余油飽和度的分布曲線顯示出小范圍的均勻和緩慢的下降。同時，出口的輸出顯示含水率迅速上升并直接進入超高含水階段。以上對整個驅油過程的分析與驅油效率曲線的變化規律是一致的。

圖6 巖心殘余油飽和度與滲透率關系示意Fig.6 Schematic of relationship between core residual oil saturation and permeability

水驅的整個過程總結如下:在驅替前沿到達低密度黏土礦物帶之前，驅替過程類似于活塞的位移。一旦位移前沿到達低密度黏土礦帶，位移過程顯示出明顯的指向性。當位移前沿到達高密度重晶石區域后，雙重孔隙介質的補充滲流機制是明顯的。因此，根據上述實驗結果，實驗巖樣的非均質性相當強，這也是水驅過程中出現許多現象的主要原因。

4 低滲透率油水滲流規律研究

4.1 實驗設備及流程設計

通過非穩態法對油藏的滲透率進行測定，可以采取夾持器、恒壓泵、中間容器、出口計量系統組成的實驗系統開展實驗。滲透率實驗的主要設備主要設備和流程如圖7所示。

實驗設備的相關技術參數如下： ①巖心夾持器；②驅替泵流量精度為0.001 mL/min；③壓力傳感器精度為0.1%；④油水分離器0～20 mL，分度值為0.05 mL；⑤天平感量為0.001 g；⑥秒表分度值為0.01 s；⑦游標卡尺分度值為0.02 mm。實驗用油選取對象巖層中的精制油，并進行一定比例的調和，將實驗溫度設置為25℃，實驗用油的黏性不得超過13 mPa·s，實驗前應該將油進行過濾處理。實驗用水的礦度保持在4 700 mg/L，并且要放置1 d以上才能使用，同樣也要進行過濾處理。

圖7 滲透實驗滲流測定實驗示意Fig.7 Schematic of permeation experiment seepage measurement experiment

4.2 實驗結果分析

(1)滲透率影響因素。不同滲透率級別下巖心驅油效率隨驅替壓差的變化曲線如圖8所示。由圖8可知，滲透率越高，驅油效率越高，二者冪函數關系較明顯。

圖8 驅油效率與壓力梯度關系曲線Fig.8 Schematic of relationship between oil displacement efficiency and pressure gradient

(2)壓力梯度因素。由圖8可知，滲透率小的巖心在初期增大壓差，對驅油效率影響很大，而滲透率越大，增加壓差，巖心驅油效率增幅越不明顯。

(3)注入倍數影響因素。選擇不同滲透率巖心在不同注入倍數下的數據繪制曲線如圖9所示。從圖中可看出，隨著注水倍數的增加，各不同滲透率巖心的驅油效率均呈上升趨勢，直到含水 100%得到最終驅油效率。滲透率較高的巖心，各注水階段的驅油效率也較高。隨注水倍數的增加，各含水階段驅油效率增加的幅度不同，消耗的水量也不同。在早期注入倍數約為 1 PV 時，較高滲透率(大于10×10-3μm2)巖心驅替出了最終驅替油的 80%左右，高含水后期注入倍數成倍增長，驅替出油量增幅很小。

圖9 驅油效率與注水倍數關系曲線示意Fig.9 Schematic of relationship between oil displacement efficiency and water injection multiple

在油田生產開發實踐中，需要以經濟最佳產能以及經濟極限產能間的合理值來確定注水開發的終止時間。與高滲透率巖心所不同的是，低滲透率巖心在注水倍數1 PV 以后，驅油效率仍有較大增幅，因此，需要針對不同滲透率級別儲層制定注水方案。

(4)含水率因素。由圖10可知，隨著含水率的增大，驅油效率也增大，但滲透率小巖心驅油效率基本都是在特高含水階段(大于95%)才開始迅速增加，表明低滲透(小于10×10-3μm2)巖心大部分油是在高含水階段驅替出的。

圖10 驅油效率與含水率關系曲線示意Fig.10 Schematic diagram of relation curve between oil displacement efficiency and the rate of water content

5 結語

本文通過對陜西某油田的低滲透油藏油水滲流特性研究后，得出以下結論。

(1)儲層微觀非均質性強，局部存在大孔隙。大孔隙的體積很小，但它對滲透率有相當大的貢獻，并在儲層滲流中起主導作用。

(2)中等砂巖相對滲透率曲線特征:隨著含水飽和度的增加，油水相的相對滲透率迅速降低，相對滲透率略有增加，含水率迅速增加。細砂巖相對滲透率曲線:隨著含水飽和度的增加，油相相對滲透率迅速降低，水相相對滲透率略有增加，含水率迅速增加。

(3)在水驅過程中，在水驅前沿突破之前，沿途的含油飽和度大大降低。在水驅前緣突破后，含水率迅速上升，直接進入超高含水階段。由于微孔結構的嚴重不均勻性，在置換過程中指進現象明顯。