特低渗透砂岩油藏初始含水率影响因素探讨

党海龙，葛宏选，赵鹏飞

(陕西延长石油 (集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710069)

特低渗透油藏具有“低压、低孔、低渗”特征，地层导流能力差，动用难度大，给开发带来很大困难。此类油藏的油井初始含水率与中高渗透油藏不同，中高渗透油藏初始含水率分布主要受构造和沉积环境控制，高部位和低部位初始含水率差异明显，一般物性较差及低部位初始含水率高。而特低渗油藏初始含水率除受构造、沉积及成岩作用影响外，还受毛细管压力、岩石特征、贾敏效应、水锁效应、微裂缝、启动压力等微观因素影响［1－6］。以上各种影响因素导致初期含水率较高，严重影响初期产量及后期水驱油开发，制约特低渗透油藏的高效开发。本文主要从宏观因素和微观机理分析初期含水率较高原因，选取典型子北采油厂毛家河区块长6油层组为例进行剖析，并且在实际生产作业过程中，避免或者降低对地层伤害，希望为特低渗透油田开发起到借鉴意义。

1 研究区开发简况

毛家河区块位于陕西省延安市子长县涧峪岔镇北部，主要生产层位为长6油层组，物性较差，非均质性较强;2006年投入开发时共完钻7口井，初期含水率都在80%～90%之间，平均为84.4%。2个月后，含水率开始下降。半年后，其中5口井含水率均值下降到79.4%(图1)。对毛家河区块开发资料分析发现，油井初始含水较高，随着开发进行，含水率呈下降趋势，趋于稳定后仍然较高。毛家河邻近区块特低渗透油藏也有此种现象，尤其是新钻油井，投产后含水率非常高。

图1 研究区单井含水率变化特征图Fig.1 Variation of single－well water cut of the study area

2 初始含水率与原始含水饱和度关系

含水饱和度与初始含水率之间的关系符合分流量方程。初始含水率公式为:

式中 fw——初始含水率，%;

Qrw——产水量，t;

Qro——产油量，t;

μrw——水的黏度，mPa·s;

μro——原油的黏度，mPa·s;

Krw——水的渗透率，mD;

Kro——原油渗透率，mD;

Srw——原始含水饱和度，%。

若定义:

式中 a、b——指数函数系数。

由式 (2)代入式 (1)，得:

从式 (3)中可以看出，frw与Srw表现为指数关系，Srw越大，frw越大，反之亦然。

室内物理模拟实验也表明，原始含水饱和度越大，初始含水率越高［7］。2008年研究区两口密闭取心井——理A井和理B井长6油层组初始含水饱和度分别为53%和60%，对目的层射孔投产，初始含水率分别为70%和81%，表明原始含水饱和度越高，则初始含水率较高。

3 初始含水率控制因素研究

3.1 宏观因素分析

3.1.1 构造因素

毛家河区块延长组为一东高西低单斜构造，从东到西初始含水率分布规律不明显，油井实际初始含水率与构造相关性较差 (图2)。且研究区长6油藏属岩性油藏，构造不是油井初期含水率的主要影响因素。

图2 毛家河区块油井初始含水率与构造关系图Fig.2 Correlation between the initial water cut and the structure of oil wells in Block Maojiahe

3.1.2 沉积微相因素

根据岩石相、测井相及野外剖面资料综合分析，研究区上三叠统延长组长6油层组主要发育三角洲平原亚相［8］。微相类型为水上分流河道、河道侧缘及分流间洼。

沉积微相对物性具有控制作用，从而控制原始含水饱和度。直接影响初始含水率，水上分流河道砂体泥质含量少、粒度粗;分流间洼砂体泥质含量多，粒度细。而水上分流河道顶部和底部泥质含量相对较高，粒度相对细，因此，水上分流河道中部砂体物性好 (图3)，初始含水饱和度低，初始含水率较低，分流间洼沉积泥质含量高、粒度细、束缚水饱和度较大，原始含水饱和度较高。

3.1.3 成岩作用因素

成岩作用中的溶蚀作用可产生次生孔隙，改善储层物性。本区长6油层组砂岩中的溶蚀作用发生在成岩作用的中—晚期［9］。溶蚀作用主要表现为碎屑颗粒 (长石、岩屑)和填隙物 (浊沸石、黏土)的溶蚀，以碎屑颗粒溶蚀最为重要。长石、岩屑沿其节理缝、微裂缝及颗粒边缘被溶蚀 (图4)，溶孔直径从数微米到数十微米，本区溶蚀作用形成的粒间溶孔一般占总孔隙度的40%左右。

图3 理825井长6油层组沉积微相与物性关系Fig.3 Correlation between the microfacies and the physical property of Chang 6 Oil Layer in Well Li 825

图4 长石粒内溶蚀孔隙Fig.4 Dissolution pores in feldspar

石英加大和方解石的交代充填导致孔喉变小，进而影响原始含水饱和度的分布［10］。在研究区，次生孔隙发育，形成大量的有效孔隙;而且夹杂大溶孔形成，产生碎屑溶蚀微粒和自生黏土矿物，使得束缚水饱和度和原始含水饱和度增加，新井投产后初始含水率响应增加。

3.1.4 储层非均质性因素

研究区主力储层中存在的4种类型砂岩组合，即石英、长石、岩屑和黏土基质，分别经历了不同的成岩演化过程。高塑性岩屑砂岩和钙质致密胶结砂岩因早期成岩作用变致密，常以隔夹层的形式存在。不同尺度的钙质隔夹层、软岩屑隔夹层及泥岩、泥质砂岩、泥质粉砂岩隔夹层以网状结构分隔主力储层，使储层在流体动力学上具有隔而不断、封而不闭的特征。储层中差异化的流体流动、成岩过程和油气聚集导致该区特低渗透油藏具有极强的非均质性。宏观统一的油藏实质上是由多个相对封闭或半封闭的含油和含水空间所组成，造成“油藏”油水关系复杂，油水混储，无统一油水界面。开采过程中油井压裂投产，打破了这种封闭—半封闭体系，使油水同时释放，导致油井初期含水率较高。

3.2 初始含水率微观影响因素

3.2.1 岩石物性特征

根据成藏理论，初始状态下地层中主要为水，原油运移到达储层后将地层水驱走，形成油藏。特低渗透油藏的孔喉半径特别小，流体最先进入大孔隙，由于毛细管压力作用，流入小孔隙的流体主要为地层水［11－12］。因此与中高渗透油藏相比，特低渗透油藏的原始含水饱和度较高。岩心分析表明，其原始含水饱和度高于束缚水饱和度。根据分流量方程，原始含水饱和度高，导致油井初始含水率也比较高。研究区理839井的岩心资料分析发现 (图5)，岩石孔喉越细小，原始含水饱和度越高，油井初始含水率也越高。

3.2.2 水锁效应

钻完井过程中，钻井液会进入井底附近的地层，造成油层伤害［13］。特低渗透储层投产之前要经过压裂，压裂液进入地层，也会对井底地层造成伤害。虽然压裂后都有压裂液的返排过程，但是即使少量的残留液体也会对油藏造成强烈的伤害［14］。油井投产后，地层中的侵入水首先排出。而且此类油藏由于孔喉极小，在毛细管压力影响下会发生水锁效应。

图5 理839井岩心分析化验数据图Fig.5 Core analysis test data of Well Li 839

目前一般根据毛细管束模型研究水锁程度［13］，地层中毛细管压力公式如下。

式中 p——毛细管压力，MPa;

pwf——井底流压，MPa;

pe——原始地层压力，MPa;

Re——平均井距，m;

Rw——井底半径，m;

R——动态变化的半径，m。

式中 pc——地层中毛细管压力，MPa;

σ——油水界面张力，mN/m;

θ——润湿角度，(°);

r——孔喉半径，μm。

根据毛细管束模型可以得出以下3种情况:

(1)当岩心两端流动压差大于最大毛细管压力时，压差能够克服所有毛细管压力，不会发生水锁效应。油井生产时，初始含水高，但是含水呈下降趋势。

(2)当流动压差处于最大与最小毛细管压力，时，这时外加压差只能克服大孔道毛细管压力，不能克服小孔道阻力，此时生产井初始含水较高，呈下降趋势，但是持续时间较长。

(3)当流动压差小于最小毛细管压力时，这时油层被“憋死”，开井生产，含水非常高，而且持续时间更长。

根据研究区60块样品资料统计，储层平均孔隙度为11.13%，平均渗透率为0.43mD，最大孔喉半径为0.56μm，平均孔喉半径为0.26μm，排驱压力平均为 0.61MPa，平均中值压力为3.5MPa。该区平均井距为 300m，井底半径为0.1m，设流体侵入的距离为井底周围1m范围，原始地层压力为5.7MPa，井底流压力为1.5MPa，地层水黏度为0.5mPa·s，油水界面张力为3mN/m，润湿角度θ为零。公式计算距离井底1m位置的地层压力为2.7MPa，流动压差为1.3MPa，可知油井在开抽以后很长一段时间内含水率比较高，但随着开采时间延长，含水率持续下降。

3.2.3 贾敏效应的影响

研究区中砂岩储层属于细孔微喉型，非均质性强。油滴或气泡通过细小喉道时，在两端产生毛细管压力 (阻力)，喉道改变了油滴形状，从而增加额外的阻力，在水驱油过程中，容易产生“卡断”现象［14］。由于润湿性差异，水可以通过岩石的表面以水膜的形式流动，在一些极小孔道中，主要是水在流动，这也是导致油井初始含水率较高的一个主要原因。

3.2.4 微裂缝的影响

研究区长6油层组岩心薄片分析发现，存在大量方向为南北、东西向10°～45°的微裂缝，因此可认为研究区油藏为双重介质，具有孔隙基质和天然微裂缝介质。

油藏未动用前，微裂缝可能处于开启、半开启或闭合状态。由于特低渗透油藏渗流能力差，周围注水井井底压力异常高，将开启部分闭合或者半开启状态的微裂缝，注入水沿着微裂缝向远处传播，并从微裂缝向基质中渗流，改变了地层中油水分布特点，含水饱和度上升。微裂缝传播水量与微裂缝发育程度有很大关系，距井底越远的微裂缝存储的水量越少，2006年子北426－2井开发初期地层水矿化度为84133.9mg/L，而后期未动用区域的新井地层水矿化度低于该值 (74324.7mg/L)，说明地层水受到了注入水影响。

毛家河区块利用超前注水开发，注水一段时间后对新井压裂投产，井底压力降低很快，井底周围微裂缝中的水很快流入井底，导致油井初始含水率较高。随着油井继续生产，井底流压继续降低，井底附近能量得不到及时补充，微裂缝随之闭合，基质开始向油井中供油，这即是特低渗透油藏生产初期含水率较高，但持续一段时间后逐渐降低的原因。

3.2.5 启动压力梯度

启动压力梯度公式为:

式中 Gdp——启动压力梯度，MPa/m;

K——渗透率，mD;

τ0——流体的屈服应力;

φ——孔隙度，%。

根据毛细管束模型，渗透率与孔隙度存在以下关系［15］:

式中 r——孔喉半径，μm。

将式 (7)代入到 (6)的表达式中，整理得:

从式 (8)可以看出，Gdp与r成反比关系。r越小，Gdp越大，非均质程度越严重，地层压降越大。

根据油水两相流动模型得知:在同一压差下，水相易流动，油相流速慢，油井的含水率上升较快［16］，因此初期含水率较高。根据研究区敏感性试验资料对5块不同渗透率 (1号、7号、9号、25号及40号岩心渗透率分别为0.1mD、0.23mD、0.31mD、0.56mD和0.77mD)的岩心进行分析，发现研究区压力敏感性较强，当井底压力下降4MPa时，平均渗透率下降40%，根据式 (8)可知，孔喉半径减小25%，启动压力梯度增加25%，结果导致初始含水率上升 (图6)。

图6 研究区岩心压力敏感性分析曲线图Fig.6 Curves of core pressure sensitivity analysis of the study area

4 结束语

(1)特低渗透油藏油井初始含水率较高，投产一段时间后含水率有所下降。初始含水率与原始含水饱和度呈正相关关系。

(2)与中高渗透油藏相比，研究区构造对初始含水率没有起到主导作用;沉积微相对储层物性具有控制作用，从而影响原始含水饱和度的分布及油井初始含水率;溶蚀作用产生大量的碎屑溶蚀微粒和自生黏土矿物，增加了原始含水饱和度。

(3)孔喉半径大小与原始含水饱和度呈负相关性，孔喉半径越小，原始含水饱和度越高，初始含水率越大。

(4)水锁效应阻碍流体通道，使得原油排出侵入水需要更长时间;贾敏效应和启动压力梯度使原始含水饱和度升高;油井投产时首先产出微裂缝中水，随着地层压力降低，微裂缝闭合，含水率下降。

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