低渗透储层微观渗流特征及影响因素分析—以鄂尔多斯盆地华庆油田长6储层为例

陈强，孙卫，张相春，霍磊，曹雷

（1.大陆动力学国家重点实验室，陕西西安710069；2.西北大学地质学系，陕西西安710069）

油气地质

低渗透储层微观渗流特征及影响因素分析—以鄂尔多斯盆地华庆油田长6储层为例

陈强1，2，孙卫1，2，张相春1，2，霍磊1，2，曹雷1，2

（1.大陆动力学国家重点实验室，陕西西安710069；2.西北大学地质学系，陕西西安710069）

为研究鄂尔多斯盆地华庆油田长6储层微观渗流机理及驱油效率影响因素，此次研究采用真实砂岩模型水驱油实验，并结合铸体薄片、扫描电镜、恒速压汞及核磁共振等实验数据资料分析，结果表明：长6储层驱油效率整体较低，渗流特征有均匀驱替、网状-均匀驱替、指-网状驱替和指状驱替4种类型，驱油效率依次降低，研究区以网状-均匀驱替为主；储层物性、可动流体饱和度是表征驱油效率的主要参数；物性接近时，储层孔隙结构非均质性决定驱油效率高低；一定范围内，提高注入水倍数可以有效提高驱油效率；驱油效率随驱替速度增加而增加，驱替速度大于0.012 mL/min时，驱油效率基本稳定。

渗流特征；驱油效率；物性；孔隙结构；可动流体饱和度；驱替倍数；驱替速度；华庆油田

目前我国专家学者对低渗、特低渗储层地质特征等理论研究水平和勘探开发技术都已达到国际先进水平，但对于该类储层的微观水驱油特征、驱油机理及影响因素的研究不多[1，3]。真实砂岩微观模型实验在表征油气藏微观渗流机理方面具有直观性、实用性、科学性的优点。因此，本次研究通过室内水驱油实验模拟分析研究区长6储层渗流状况、剩余油分布及驱油效率影响因素，为该区制定合理的开发方案及提高采收率提供基础数据及理论指导。

1 研究区概况

华庆油田长6储层是长庆低渗油气勘探与开发的重点地区和代表层位。其位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡带中西部偏南处。该区延长期处于湖盆中心，主要沉积相类型为湖泊三角洲前缘，沉积条件较为复杂，储层非均质性强[3，5-9]，属于典型的陆相特低渗透性砂岩储层[2-5]，具体表现为孔隙喉道细小，渗透性差，流体渗流速度缓慢，注水开发产量低等特点[1，4]。长6储层岩性主要以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主，砂岩分选中等-好；胶结类型主要以薄膜-孔隙胶结和孔隙胶结为主，胶结物以绿泥石、伊利石、碳酸盐为主，现今成岩期次为中成岩阶段A期；孔隙类型以粒间孔、长石溶孔和岩屑溶孔为主[3，5]；物性研究表明：储层孔隙度主要分布范围为5.22%～13.43%，平均为8.76%，渗透率分布范围为0.03×10-3μm2～0.63×10-3μm2，平均为0.22× 10-3μm2。压汞分析表明：喉道半径平均值为0.42 μm，喉道分选系数平均值为2.58，中值半径为0.007 μm～0.289 μm，排驱压力为0.45 MPa～7.39 MPa；润湿性指数在-0.23～0.04，主要表现为弱亲油-中性-弱亲水。

2 真实砂岩模型水驱油实验

2.1 实验方法及流程

2.1.1 实验岩心选取华庆油田长6储层中的11块特低渗弱亲油岩心，其渗透率为0.03×10-3μm2～0.63× 10-3μm2，孔隙度为5.22%～13.43%。

2.1.2 真实砂岩微观模型本次研究共制作11块真实砂岩模型，模型所用岩心均为研究区天然岩心，在保持实验岩心的各类性质和孔隙结构的条件下，经洗油、烘干、切片、磨平等工艺处理后，粘贴在两块玻璃之间制作而成。模型长、宽、厚一般为2.5 cm× 2.5 cm×0.05 cm，其承载压力为0.35 MPa，最高实验温度为70℃左右。

2.1.3 实验流体实验用油为原油与煤油配制而成，黏度1.45 Pa·s，加入油溶红染色呈红色；实验用水为原地层水，矿化度为16 000 mg/L，加入甲基蓝染色呈蓝色。

2.1.4 实验流程实验采用西北大学地质系渗流实验室真实砂岩微观模型流体驱替实验装置，实验主要流程为：烘干模型-测物性、模型抽真空、饱和水-液测渗透率、饱和油、水驱油[6，10，11]。实验在常温常压下进行。

利用显微镜等可视化技术，准确记录上述各实验步骤数据及图像，并进行最终数据处理。

2.2 实验结果

水驱油实验结果表明，华庆油田长6储层最终期驱油效率较低（平均为34.97%）。由于样品物性及孔隙结构等因素影响，注入水在模型内部的渗流类型多以组合式为主[11，12]，单一渗流路径主要为均匀驱替、网状驱替和指状驱替3种类型，且驱油效率依次降低（见表1、图版Ⅰa～d）。

表1 真实砂岩模型微观水驱油实验结果表Tab.1 The testing results of waterflooding experiments with the real sandstone micromodel

均匀驱替时（见图版Ⅰa），多条水路均匀进入岩样内部，水驱前缘几乎平行推进，注入水波及面积较大，也较为均匀。随着驱替压力、驱替倍数增加，模型部分区域会形成少量网状或者指状驱替。驱替结束时，渗流路径主要以均匀、均匀-网状为主。该类模型孔隙发育、孔喉连通性好，饱和油启动压力最低，最终期驱油效率为42%。

网状-均匀驱替时（见图版Ⅰb），多条水路呈水网状交叉进入岩样内部，随着驱替压力、驱替倍数增加，各条水道相互交织，网状通道变宽、变密，部分区域形成均匀驱替或者少量指状驱替。驱替结束时，渗流路径主要以网状、网状-均匀状为主，指状绕流区域较少。该类模型孔隙相对发育、孔喉连通性较好，饱和油启动压力较低，最终期驱油效率平均值为36.38%。

指状驱替时（见图版Ⅰd），注入水以相对单一的水路进入岩样内部，水驱前缘推进不均匀，容易形成明显的突进通道，注入水波及面积较小，形成较大面积的绕流渗流区。随着驱替压力、驱替倍数增加，指状路径增多、变宽，部分路径相交汇形成小范围网状驱替。驱替结束时，渗流路径主要以指状、指-网状为主。该类模型孔隙发育较差、孔喉连通性差，饱和油启动压力相对最高，最终期驱油效率平均值为31.60%。

3 驱油效率影响因素及分析

水驱油实验驱油效率影响因素较多，包括物性、孔隙结构、油水黏度比、润湿性等[10-20]。本文着重从华庆油田长6储层特征（物性、孔隙结构非均质性、可动流体饱和度）及实验条件（驱替倍数、驱替速度）分析水驱油效率影响因素。

3.1 储层物性

实验结果表明，该区长6储层物性较差，驱油效率整体较低。模型最终驱油效率与孔隙度、渗透率均呈正相关性（见图1），但渗透率与驱油效率的相关性（R2= 0.898 6）高于孔隙度（R2=0.411 3），这也表明储层物性，特别是受喉道大小和连通性制约的渗透率直接影响样品的最终驱油效率。因此，在油藏开发过程中应对物性较好的地区进行着重开采，并采取压裂等措施提高储层渗透性，从而提高油藏采出程度。

3.2 孔隙结构非均质性

研究区长6储层孔隙结构非均质性较强[14，16，20]，为研究孔隙结构非均质性对水驱油渗流特征的影响，本次实验选取2块物性接近的模型H26-3和H13-3分别代表两种不同的孔隙结构特征（见表2）。从表2孔隙结构数据可以看出，模型H26-3平均喉道半径较模型H13-3小；孔喉比、分选系数大于模型H13-3。说明H26-3模型的孔隙结构非均质性要强于模型H13-3。

在显微镜下可以观察到，H13-3模型岩石颗粒相对细小，颗粒大小较为均匀，孔隙较小，但发育较大的喉道且连通性好。在水驱油过程中，注入水以多条路线沿较大的孔喉网状交叉进入模型内部，在相同的实验条件下，注入水水网不断扩大、交汇。无水期结束后加压继续驱替，注入水还可以进入更细小的孔隙空间，模型最终注入水波及面积大，驱油效率较高（37.1%），残余油主要以膜状残余油为主（见图版ⅠA）。

H26-3模型岩石颗粒大小不均，发育较大孔隙，但喉道粗细不一，孔喉连通性差。在水驱油过程中，注入水沿着连通性较好的孔道指进和绕流，在较短时间内形成水流优势通道。无水期结束后继续驱替，水流通道基本保持不变，注入水只是继续冲刷大孔道壁上附着的较厚油膜，孔隙连通性不好的孔隙中的大面积油被滞留下来形成绕流残余油（见图版ⅠB），模型最终期驱油效率较低（32.5%）。

实验结果表明，储层物性不是驱油效率的决定因素。在物性接近的情况下，储层孔隙结构特征决定驱油效率高低，孔隙结构非均质性越强，孔喉连通性越差，最终期驱油效率越低。

图1 物性与驱油效率关系图Fig.1 Correlation of physical property and displacement efficiency

表2 华庆油田长6储层模型孔隙结构及驱油效率对比Tab.2 Comparison of the pore structure and displacement efficiency of Chang 6 reservoir in Huaqing oilfield

3.3 可动流体饱和度

可动流体饱和度参数能较好的反映储层可动流体状况（见图2），因此在储层渗流机理和产能评价研究中有广泛的应用[12，17]。从图2可以看出，本次实验选取的长6储层11块样品最终期驱油效率与可动流体饱和度呈较好的正相关性（R2=0.874 3）；驱油效率较高的样品可动流体饱和度主要集中在30%～50%。表明可动流体饱和度能更直接的表征流体特征与驱油效率的关系，可动流体饱和度越高，能被驱替出来的油量越高。

图2 可动流体饱和度与驱油效率的关系Fig.2 The relationship between displacement efficiency and Movable fluid saturation

图3 驱替倍数与驱油效率的关系Fig.3 The relationship between displacement efficiency and injecting water volume

3.4 驱替倍数

实验中，在保持压力不变的前提下提高注入水体积倍数，分别在水驱1 PV～5 PV时统计残余油，并计算其驱油效率。结果表明（见图3），提高注入水体积倍数能提高驱油效率，并且在1 PV～2 PV时提高显著（13%～18.4%），2 PV～3 PV驱油效率提高速度变慢（2.1%～4.2%），3 PV之后，驱油效率基本保持不变。这主要是因为，1 PV～2 PV时，注入水主要驱替孔喉较发育、连通性较好的储集空间内的原油，驱油效率增幅较大；2 PV～3 PV注入水主要冲刷水流优势通道周围孔壁上吸附的油膜及少量绕流形成的残余油，驱油效率提高幅度较低；3 PV之后，水流通道相对稳定，注入水无效循环，驱油效率基本不变。

3.5 驱替速度

驱替速度也是影响水驱油微观驱替机理及驱油效率的因素之一。实验分别选取均匀驱替（H22-2）、网状-均匀驱替（H13-3）和指状驱替（H29-1）三块样品，在压力一定下，增加驱替速度，结果表明（见图4）。

图4 驱替速度与驱油效率关系图Fig.4 Correlation of displacement velocity and displacement efficiency

（1）驱替速度在0.002 mL/min～0.01 mL/min时，均匀驱替、网状-均匀驱替和指状驱替均表现为随着驱替速度增加，驱油效率增加，增幅均匀驱替最大，网状-均匀驱替次之，指状驱替最小。

（2）驱替速度大于0.012 mL/min时，驱油效率曲线平缓，驱替速度对驱油效率的影响减弱。均匀驱替驱油效率基本稳定，网状-均匀驱替和指状驱替驱油效率略有增加，主要是因为驱替速度大于0.012 mL/min时，网状-均匀驱替和指状驱替渗流路径基本稳定，但继续增加驱替速度，渗流通道周围孔道壁上吸附的较厚油膜及少量水未波及的绕流残余油可以被继续剥离、驱替。

4 结论

（1）研究区长6储层最终驱油效率低，水驱油过程中渗流路径包括均匀驱替、网状-均匀驱替、指-网状驱替、指状驱替，其驱油效率依次降低，研究区以网状-均匀驱替为主。

（2）储层渗透率直接影响驱油效率；在物性接近时，储层孔隙结构非均质性特征决定驱油效率高低；可动流体饱和度是表征驱油效率的重要流体参数，可动流体饱和度、储层物性均与驱油效率呈正相关性。

（3）在一定范围内，提高注入水倍数可以有效提高驱油效率；驱油效率随驱替速度增加而增加，驱替速度大于0.012 mL/min时，驱油效率基本稳定。

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Micro-flow characteristics and influence factors of oil displacement efficiency in low permeability reservoirs

CHEN Qiang1，2，SUN Wei1，2，ZHANG Xiangchun1，2，HUO Lei1，2，CAO Lei1，2
（1.State Key Laboratory for Continental Dynamics，Xi'an Shanxi 710069，China；2.Department of Geology，Northwest University，Xi'an Shanxi 710069，China）

In order to obtain the microscopic percolation mechanism and the influence factors of oil displacement efficiency of the Chang 6 reservoir in the Huaqing oilfield of Ordos basin,the study was based on the real sandstone micro-model water flooding experiment,and combined with the experimental date of thin slice,SEM,constant-speed mercury injection and nuclear magnetic resonance.The results show that the microscopic seepage paths of Chang 6 reservoir include uniform displacement,mesh-uniform displacement,finger-mesh displace－ment and finger displacement,and their oil displacement efficiency reduced in turn.The mesh-uniform displacement is the main seepage paths and the final oil displacement efficiency is low of Chang 6 reservoir.Reservoir property and movable fluid saturation are the main parameters to characterize the oil displacement efficiency,and the heterogeneity of reservoir pore structure determines the efficiency of oil displacement when the reservoir property closed.It can effectively improve the oil displacement efficiency by increasing the injecting water volume in a certain range.Oil displacement efficiency increases with the increase of displacement velocity and will be stable when displacement velocity is greater than 0.012 mL/min.

Micro-flow characteristics；displacement efficiency；reservoir property；pore structure；saturation of movable fluid；displacement multiple；displacement velocity；Huaqing oilfield

TE122.23

A

1673-5285（2016）01-0051-06

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.01.015

2015－11-23

国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”基金资助项目，项目编号：2011ZX05044；陕西省科技统筹创新工程基金资助项目，项目编号：2011KTZB01-04-01。

陈强，男（1990-），西北大学在读硕士研究生，从事油气地质与开发方面的研究工作，邮箱：gslscq_1102@qq.com。