低渗透砂砾岩油藏渗流特征研究——以海拉尔油田贝301区块为例

甘俊奇，王俊文，吴忠宝，曾 倩

(中国石油勘探开发研究院，北京 100083)

海拉尔油田贝301区块砂砾岩油藏具有构造破碎、岩性多样、非均质性强、黏土矿物含量高等地质特点，经过近十年注水开发，暴露出注采井网不完善、含水上升快、层间干扰严重、水驱动用程度低等问题[1-2]。为了提高贝301区块开发效果，解决油田开发中存在的问题，有必要对油藏的相渗曲线进行分类研究，分析不同相渗类型的影响因素、储层特征、渗流机理以及生产动态表现，以期对该区块油藏地质精细研究、开发调整对策以及挖潜措施提供一定的参考。

1 贝301区块地质概况

贝301区块位于呼伦贝尔盟新巴尔虎右旗，构造位置在贝尔凹陷西南呼和诺仁构造带中部呼和-2号构造上，为扇三角洲前缘亚相沉积。开发目的层为南二段油层，油层埋深1 110～1 238 m，属于断鼻状构造油藏，地层倾角15°～20°。岩石类型以不等粒砂砾岩和岩屑中粗砂岩为主，分选差，磨圆度为次圆状。岩石的成分成熟度低，岩屑含量平均50%，长石含量平均23.6%，石英含量平均18.0%。油层中黏土矿物绝对含量14.3%，蒙脱石、伊利石和高岭石的相对含量分别为18.0%、35.5%和27.7%，混层黏土矿物含量少。高岭石、伊利石贴附颗粒，充填粒间孔隙。其水敏指数变化范围在0.53～0.96之间，平均0.79，属强水敏储层。岩石颗粒之间多为点接触，胶结方式以孔隙式胶结为主。孔隙类型以粒内溶孔和微孔为主。平均孔隙度19.8%，平均渗透率44.8×10-3μm2，为中孔低渗储层[2-6]。地层原油密度0.7714 g/cm3，地层原油黏度2.36 mPa·s。

2 贝301区块相渗曲线类型及影响因素

当两相或多相流体同时在地层中流动时，岩石允许某一相流体通过的能力，定义为该相的相渗透率。相渗透率与绝对渗透率的比值定义为相对渗透率。影响相渗曲线形态的主要因素是岩石的毛管压力，而影响毛管压力的主要因素是流体之间的界面张力、岩石孔隙和润湿角的大小[7]。前人[8-20]对砾岩、砂砾岩和砂岩油藏的渗流特征做了很多研究，对影响相对渗透率曲线形态的因素进行了分析，但对于类似贝301区块具有构造破碎、黏土矿物含量高、水敏性强等地质特点的砂砾岩油藏研究较少。

根据曲线形态和特征参数等因素，将贝301区块10组相渗曲线分为Ⅰ型(孔隙型)、Ⅱ型(视裂缝型)和Ⅲ型(复合型)三类。

2.1 Ⅰ型(孔隙型)

油相相渗曲线初期下降较快，随着含水饱和度增大，下降速度逐渐减缓。水相相渗呈上凸形态，随着含水饱和度增大，上升速度逐渐变慢。束缚水饱和度较低，平均0.47。残余油饱和度高，平均0.28。两相跨度宽，平均0.25。等渗点饱和度低，平均为0.56。残余油时水相相渗较高。最终驱油效率较低，平均0.47(图1a，表1)。

图1 贝301区块相渗曲线分类

表1 贝301区块相渗曲线特征参数

注：表1中渗透率的平均值为几何平均值。

Ⅰ型相渗曲线表现出孔隙型储层的渗流特征，“弓形”的水相相渗形态与低渗透砂岩储层的比较相似。该类储层岩石颗粒大小相近，孔喉半径分选好，主要流动通道的孔喉半径较大，非均质性和水敏性相对较弱。由于黏土矿物遇水膨胀，导致水相相渗曲线随含水饱和度增加而上升速度减缓。

2.2 Ⅱ型(视裂缝型)

与Ⅰ型相比，油相相渗曲线下降速度更快。水相相渗曲线呈"厂"字型或折线形态，其中前半段随含水饱和度增大呈直线陡直上升；后半段基本呈水平状态。束缚水饱和度高，平均0.76。残余油饱和度非常低，平均0.06。两相跨度较宽，平均0.18。等渗点饱和度高，平均0.81。残余油时水相相对渗透率高，平均0.40。最终驱油效率高，平均0.75(图1b，表1)。

Ⅱ型相渗曲线的渗流特征与裂缝型储层的相似，但由于水相相渗后半段呈水平直线，又不完全相似，故称之具有视裂缝型的渗流特征。该类储层孔喉半径分选差，非均质性强，主要流动通道的孔喉半径大，但参与流动的孔喉数量较少，发育大孔道、微裂缝等水窜孔隙结构。驱替初始，水在大孔道快速突进，水相相渗曲线呈直线上升。随着含水饱和度增大，水逐步驱替小孔道时，毛管压力逐渐升高，贾敏效应逐渐增大，黏土矿物水化膨胀、运移，堵塞渗流通道，致使水相相渗曲线难以抬升，基本呈水平直线。

值得注意的是，Ⅱ型相渗的束缚水饱和度比Ⅰ型相渗的高0.2，差异非常大。如此高的束缚水饱和度与实际油藏的不相符合。说明室内实验用油驱水建立束缚水饱和度时，油驱替出大孔道中的水，还有大量的水束缚在小孔道里没有被驱替出。这从另外一个角度表明，与Ⅰ型相比，Ⅱ型样品的孔隙非均质性更强和黏土矿物含量更高。

2.3 Ⅲ型(复合型)

与Ⅱ型相比，油相相渗曲线下降速度更快，更加陡直。水相相渗曲线呈多种形态，但相相渗值低，曲线抬升不起来。束缚水饱和度高，平均0.73。残余油饱和度较低，平均0.12。两相跨度窄，平均0.15。等渗点饱和度高，平均0.81。残余油时水相相对渗透率低，平均0.13。最终驱油效率较高，平均0.53(图1c，表1)。

Ⅲ型的水相相渗曲线，既有反映孔隙型储层渗流特征的“上凸”和“下凸”形态，又有表现视裂缝型储层渗流特征的“厂”字形态，整体表现出孔隙型和视裂缝型兼有的复杂的渗流特征。

该类储层渗透率低，吼道窄小，孔隙非均质性极强，黏土矿物含量更高，水敏性更强。黏土矿物水化膨胀、分散运移更为强烈，渗透率损失严重。9号和10号的平行样的黏土矿物分析表明，黏土矿物绝对含量高达32%，蒙脱石相对含量32%，高岭石的相对含量26%～73%，远高于区块的平均水平。

贝301区块砂砾岩油藏既有孔隙型储层又有视裂缝型储层的油水相渗关系，表明低渗透砂砾岩油藏同样具有多种类型孔隙渗流的特征，渗流规律比较特殊。

3 贝301区块相渗曲线特征值的变化规律

相对渗透率曲线的特征值包括端点饱和度、等渗点饱和度、等渗点相渗和端点相渗等五个特征参数。确定了这几个参数，基本上就把握了相渗曲线的整个形态[7]。

3.1 相渗曲线特征值与渗透率的关系

前人[15，21-22]对不同渗透率级别砂岩的相渗曲线进行研究，发现随着气测渗透率的增加，束缚水饱和度和残余油饱和度逐渐减小，两相共渗区逐渐变宽，最终驱油效率逐渐增大。但王曙光[23]统计大庆油田617条相渗曲线，岩样空气渗透率为0.007～8.344 μm2，发现随着气测渗透率增大，残余油饱和度却逐渐增大。

选取束缚水饱和度、残余油饱和度、两相流跨度、等渗点饱和度和残余油时水相相渗五个特征参数以及最终驱油效率与空气渗透率进行回归分析。由于数据点离散程度较大，故仅从数学角度选取相关系数高的回归公式进行趋势线拟合。

结果表明，随着空气渗透率的增加，束缚水饱和度先升再降，残余油饱和度先降再升，两相流跨度先降再升，等渗点饱和度先升再降，最终驱油效率逐渐降低，残余油时水相相渗值零散无规律，趋势线转折点在空气渗透率为50×10-3μm2附近(图2)。当渗透率大于50×10-3μm2时，束缚水饱和度、残余油饱和度和两相流跨度随渗透率的变化规律与大庆油田的一致；小于50×10-3μm2时，三个特征值随渗透率的变化规律与前人研究结果相反。表明砂砾岩油藏不同于砂岩油藏，相渗曲线特征值与渗透率之间不存在单调性递增或递减规律。

这是因为，砂岩储层一般为远物源沉积，岩石颗粒分选较好，岩石成分和结构简单，孔隙类型多为粒间孔隙，孔隙非均质性较弱，渗透率与喉道半径、孔隙分选、黏土矿物等参数相关性好。通常，单一因素渗透率即可表征砂岩储层的好坏，故砂岩储层的相渗曲线特征值与渗透率相关性好。而砂砾岩储层一般近物源沉积，沉积相变快，大小颗粒混杂堆积，多为“砾-砂”双模态或“砾-砂-泥”复模态的岩石结构，孔隙类型复杂多样，孔喉大小差异大，孔隙连通性复杂，孔隙非均质性强。相同渗透率情况下，储层的喉道半径、孔隙分选、黏土矿物等参数差异非常大。故砂砾岩储层的相渗曲线特征值与渗透率的规律性并不明显。

图2 贝301区块相渗曲线特征值与空气渗透率的关系

3.2 贝301区块相渗特征值与其他油田比较

比较贝301区块和文献[9-10，16]的相渗曲线特征参数(表2)，表明贝301区块在各级砂砾岩油藏中束缚水饱和度最大，残余油饱和度最小，共渗区间最窄，残余油时水相相渗不高，最终驱油效率较低。贝301区块和宝浪油田的渗透率相近，但束缚水饱和度、两相流跨度、残余油时水相相渗以及最终驱油效率差异很大。再次表明对于砂砾岩油藏，相渗曲线特征值与渗透率的关系并不密切。如要掌握砂砾岩储层的相渗曲线特征值的变化规律，还需要深入研究孔喉大小、分布和连通情况以及黏土矿物含量、赋存状态和膨胀运移规律等因素的影响。

表2 砂砾岩油藏相渗曲线特征参数

4 贝301区块生产动态特征

贝301区块油井生产特征差异大，也可分为Ⅰ型(孔隙型)、Ⅱ型(视裂缝型)和Ⅲ型(复合型)三类，与相渗曲线分类相对应。

Ⅰ型(孔隙型)：初期单井产量高，稳产时间长，产量递减慢；无水采油期长，含水上升较慢，含水率随时间变化曲线呈下凸形态，水驱开发效果好(图3a)。

Ⅱ型(视裂缝型)：初期单井产量高，稳产时间短，产量递减快；水淹水窜比较严重，无水采油期短；含水上升快，含水率随时间变化曲线呈上凸形态，水驱开发效果一般(图3b)。

Ⅲ型(复合型)：初期单井产量低，长期低水平生产，含水上升较快，含水率随时间变化曲线呈上凸形态，水驱开发效果差(见图3c)。

图3d为贝301区块整体生产动态曲线，含水上升较快，含水率随时间变化曲线呈上凸形态。可见，砂砾岩油藏内部既具有孔隙型储层的渗流特征，又具有裂缝型储层的渗流特征，整体表现出“拟双重介质”的渗流特征。

图3 贝301区块砂砾岩油藏生产动态曲线

5 结论

(1)贝301区块相渗曲线分为Ⅰ型(孔隙型)、Ⅱ型(视裂缝型)和Ⅲ型(复合型)三类。孔隙结构的非均质性和黏土矿物水化膨胀运移是形成三类相渗的主要原因。

(2)不同于砂岩油藏，砂砾岩油藏的相渗曲线特征值与渗透率之间规律性不明显，若要掌握其相渗曲线特征值的变化规律，还需要深入研究孔喉大小、分布和连通情况以及黏土矿物含量、赋存状态和膨胀运移规律等因素的影响。构造砂砾岩油藏的相渗曲线将会很困难。

(3)与中高渗砂砾岩油藏一样，低渗砂砾岩油藏也存在多种类型孔隙参与渗流的特点，储层发育有水窜结构，具有拟双重介质的渗流规律和生产特征。

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