薄层低品位油藏孔隙结构及渗流特征

谢晓庆，张贤松，张凤久，孙福街，陈民锋

（1.海洋石油高效开发国家重点实验室，北京100027；2.中国海洋石油研究总院，北京100027；3.中国海洋石油有限公司，北京100027；4.中国石油大学 石油工程教育部重点实验室，北京102249）

薄层低品位油藏是指油层有效厚度比较薄（＜5m）、埋藏比较深（＞3km）、渗透率比较低（＜10×10－3μm2）、储量丰度低（＜25×104t／km2）、开采难度大的窄条状复杂小断块油藏。随着油田勘探开发程度提高和技术进步，薄层低品位储量油藏勘探开发地位越来越突出，主要表现在以下方面：新增探明储量中薄层低渗、低丰度油藏占有较大比重；原油产量中薄层低渗、低丰度油藏比例越来越高；薄层低渗、低丰度油藏物质基础雄厚，开发潜力大；薄层低渗、低丰度油藏开发中暴露的矛盾越来越突出。

要开发好薄层低品位油藏，必须正确认识其储层特征和渗流规律，确定合理的开发方案。

选取典型区块岩心，通过油藏孔隙特殊性、渗流特征、启动压力梯度、岩石压缩性实验，分析油层的微观孔隙结构特殊性、相渗曲线的特征、启动压力和压力敏感性的规律，并运用油藏工程方法进行理论分析，提出改善开发效果、提高采收率的思路、对策和做法，为此类油田的开发提供可参考的理论依据。

1 储层孔隙结构特殊性

通过分析储层毛管压力曲线特征，计算油藏储层各类典型的特征参数（基本参数、渗流与采收率相关参数等），以描述油层的微观孔隙结构特殊性，分析其特殊性及对开发效果的影响。

研究区块具有含油层系多、砂层组多的特点，是受构造、岩性控制的层状小断块油藏。油层物性差，为典型的低孔、低渗—特低渗、细喉型储层。各含油断块油层平均孔隙度为12.1%～14.3%，平均渗透率为（1.9～44）×10－3μm2，碳酸盐的质量分数高，为12.8%～19.4%。中等孔径37.1～57.5μm，平均主要流动喉道半径为1.2～3.6 μm，流动孔喉体积普遍低于45%，流动孔隙度为4.6%～6.2%，排驱压力为0.08～0.28MPa，地层测试有效渗透率为（0～5.5）×10－3μm2。砂岩储层黏土矿物组合特殊，垂向和平面特征变化大。

1.1 实验内容

a.岩心基本物性参数测定：测定每类岩心的渗透率、孔隙度、泥质含量。

b.毛管压力曲线测定：用压汞法测定2类岩心的毛管压力曲线，包括进汞曲线、退汞曲线；每类岩心测取的每条曲线不少于10个数据点。

1.2 实验结果

测试了不同渗透率级别的9块岩心的毛管压力曲线，具体结果见表1。

典型毛管压力曲线可分为3段：初始段、中间平缓段和末端上翘段，曲线表现出两头陡、中间缓的特点。根据实验结果，绘制9块岩心的进汞压力曲线（图1）。

图1 进汞压力曲线Fig.1 Pressure curve of Hg into

可以看出：K＝158×10－3μm2和168×10－3μm2的2条中渗毛管压力曲线与其他7条低渗毛管压力曲线有明显的不同。初始段几乎与纵坐标轴方向平行，都存在一段不进汞段，即进汞量为0；毛管压力曲线的中间平滑段比较长，表明岩石孔隙喉道的分布越集中，分选性越好（都大于2）；渗透率比较低时，平缓段的位置比较靠上，表明岩石喉道半径比较小（如S4井、S5井、S7井样品的渗透率低，最大喉道半径在1.01～3.96μm之间；而T7井样品的渗透率高，最大喉道半径为9.94μm）；渗透率比较高时，平滑段的位置比较靠下，表明喉道半径比较大（如T7井的2个样品平滑段的位置最低）；最大进汞饱和度（82—93—96）按照低渗—中渗—高渗的次序不断变大，说明渗透率越大，最大进汞饱和度越大，储集层的性能越好［1，2］。

2 两相渗流规律

通过此类低渗透、低丰度油藏典型岩心的水驱油实验，分析油藏储层油水相对渗透率特征对含水变化及油藏采收率的影响。

2.1 实验内容

a.岩心基本物性参数的测定：测定每类岩心的渗透率、孔隙度。

b.不同岩心水驱油实验：取相对高渗、低渗两类岩心，测定其油水相对渗透率曲线。

2.2 实验结果

测试了6块岩心的相对渗透率曲线，实验结果见表2，测试得到的相对渗透率曲线见图2。

对于S4井的2块岩心，束缚水饱和度平均为28%，残余油饱和度一般在33%左右，两相共渗区范围为36%。对于H17井的4块岩心，束缚水饱和度为44%左右，残余油饱和度一般在28%左右，两相共渗区范围较窄，为27%左右。随含水饱和度增加，油相相对渗透率急剧下降，交叉点处含水饱和度65%左右；水相相对渗透率一般为0.1～0.2。

表1 压汞实验数据汇总表Table 1 Experimental data of mercury penetration

表2 相对渗曲线测试结果Table 2 Test result of the relative permeability curves

图2 测试相对渗透率曲线Fig.2 The tested relative permeability curves

3 启动压力梯度

通过地层水、地层油单相岩心渗流实验，建立描述此类低渗透、低丰度油藏单相流体（油、水）渗流规律方程，分析低渗储层渗流非线性规律、储层介质有效渗透率变化及启动压力梯度，重点分析启动压力梯度与储层渗透性的关系，以及油藏储层启动压力梯度对含水变化及采收率的影响［8］。

3.1 实验内容

a.岩心基本物性参数的测定：测定每类岩心的渗透率、孔隙度。

b.测定岩心启动压力梯度：对2类岩心，分别测定对油相、水相的启动压力梯度。

3.2 实验方法

采用静液柱方式给岩心施加一定压差，逐渐增加液柱高度，观测液柱变化情况，将进口液柱初次产生向下移动、出口液柱初次产生向上移动的液柱压差确定为启动压力（排除环境温度对液体膨胀或收缩的影响），再根据岩心长度折算启动压力梯度。

3.3 实验结果

不同岩心启动压力梯度的测试结果见表3。

3.4 启动压力梯度与流动系数的关系

启动压力梯度的大小随储层渗透率、原油黏度的变化而改变，即流动系数越低，启动压力梯度越大。这一方面可能是吸附滞留性质的不同，另一方面是由于黏滞阻力的影响［1－4］。在双对数坐标上，作启动压力梯度与流动系数关系图（图3、图4），得到较好直线关系。其关系式为

其中Δp0／Δl为启动压力梯度。

表3 启动压力梯度测试结果Table 3 Test result of the starting pressure gradients

图3 造束缚水后水驱启动压力梯度对数与流动系数对数的关系Fig.3 The relationship between the log of starting pressure gradient and the log of flow coefficient when water is flooded after building bound water

图4 饱和油（水）后油（水）驱，启动压力梯度对数与流动系数对数的关系Fig.4 The relationship between the log of starting pressure gradient and the log of flow coefficient when oil／water is flooded after saturating oil／water

造束缚水后水驱实验条件下，启动压力梯度与流动系数对数的关系如图3。

饱和油（水）后油（水）驱实验条件下，启动压力梯度与流动系数关系如图4。

造束缚水后水驱的方法测得的启动压力梯度是油水两相的启动压力梯度；饱和油（水）后油（水）驱测得的启动压力梯度是油（水）的单相启动压力梯度。两相启动压力梯度要比单相渗流大很多，这主要是毛管压力（贾敏效应）影响的结果［6］。

低渗油藏开发过程中，大部分情况流体是以油水两相形式存在的。因此，实际应用过程中，应以造束缚水后水驱的方法测得的油水两相启动压力梯度为依据进行油藏工程论证。驱替过程中，两相的存在造成互相干扰和影响，降低了各相的相渗透率，渗流规律有所改变。不同的相在不同的含水情况下具有不同的启动压力梯度。

4 储层压力敏感性

利用油藏典型储层岩心，进行变围压条件下低渗砂岩储层渗透率变化规律实验研究，包括单向加压实验及加压－松弛循环实验，分析岩石孔隙结构和骨架结构力学性质对渗透率、压缩系数的影响。

4.1 实验内容

a.岩心基本物性参数测定：测定每类岩心的初始渗透率、孔隙度、压缩系数、密度、泥质含量等。

b.不同类型岩心单向加压实验：对选取的2类岩心，分别测定在饱和流体时、围压达到地层压力时的渗透率、孔隙度、压缩系数。

c.岩心加压－松弛往复变化实验：选取相对低渗、高渗2类岩心，分别测定在饱和流体时，围压依次增加至地层压力时的渗透率、孔隙度、压缩系数；然后分别测定在饱和流体时，围压依次降低至初始压力时的渗透率、孔隙度、压缩系数。测取的每条曲线不少于4个数据点。

4.2 实验结果

压力敏感性室内实验结果及分析见表4。

4.3 岩石围压与渗透率的关系

测试了7块岩心加压和降压过程中渗透率与初始渗透率比值随围压的变化关系，以S7（低渗）和T7（高渗）为例（图5、图6）。

表4 压力敏感性室内实验结果Table 4 Test result of pressure sensitivity

图5 围压与渗透率比值的关系Fig.5 The relationship between confinement pressure and permeability K＝0.304×10－3μm2

图6 围压与渗透率比值的关系Fig.6 The relationship between confinement pressure and permeability K＝93.195×10－3μm2

渗透率较低时，通过岩心加压－松弛变化试验，渗透率不会恢复到初始值，要遭受很大损失；当渗透率较高时，通过岩心加压－松弛变化试验，渗透率差不多可以恢复到初始值。

产生以上现象的主要原因如下。

a.对于低渗岩心，小孔道占多数，大孔道相对较少；在有效应力的作用下闭合的主要是小孔道，一旦小孔道被压缩，则岩心的渗透率下降较大，所以有效应力对低渗岩心渗透率的影响比较明显。

b.对于中、高渗岩心，大孔道较多，对岩心渗透率起主要作用的是大孔道，被压缩的小孔隙基本可以忽略；因此，有效应力对中、高渗岩心的渗透率影响不明显［7，8］。

通过非线性回归，围压与渗透率存在较好的指数关系（表5）。

实验过程中，用围压模拟应力的变化，建立典型低渗透弹塑性油藏渗透率与应力变化的关系，用油藏压力变化值代替应力变化，得到弹塑性储层压力变化时渗透率的变化关系［5－8］

表5 围压与渗透率之间的指数关系Table 5 The exponent relationship between confinement pressure and permeability

式中：K为原始地层压力下降至p时的渗透率（10－3μm2）；K0为原 始地层 压力下 的渗透率（10－3μm2）；αK为渗透率形变因子（MPa－1）；pi为原始地层压力（MPa）。

5 结论

a.薄层低品位油藏的孔隙结构和渗流特征与中高渗油藏有明显的不同。通过室内储层孔隙结构、两相渗流规律、启动压力梯度、压力敏感性等基础实验和多孔介质基础渗流理论的研究，揭示了由于启动压力梯度和压敏效应的存在而使得低渗透储层产生的非达西渗流规律。

b.如果为提高油井产能而大幅度降低井底流压，一方面增大生产压差可提高产量；另一方面，过低的井底流压会造成井底附近地层的压力大幅度降低，造成严重的压力敏感性伤害，反而限制了油井产能的提高，甚至造成产能降低：因此要选择一个合理的平衡点，才能充分发挥储层的生产能力。

c.启动压力和压敏效应的存在，使得单井产油量减小，采油速度降低，含水率上升的速度快。对生产井，要想达到设计的产量，必须降低井底流压以抵消由于启动压力梯度而产生的附加流动阻力。对注水井，必须提高井底流压才能达到设计的注入量。通过改善油井附近地层的渗透性，缩小井距，增大生产压差，可以提高油井产量。

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