泾河油田长8储层渗流特征研究

摘 要：运用毛细管平衡法和岩心流动试验方法，详细表征了岩心启动压力梯度、油水单相渗流和水驱油效率等渗流规律。启动压力梯度试验结果表明泾河长8超低渗储层的可动用岩心渗透率下限为0.525 mD，可动用原油粘度上限为10.5 mPa·s。油、水单相渗流曲线都表现出非线性特征，且随着渗透率的降低，渗流非线性特征越明显。在相同注入压力梯度下，模拟油的渗流能力随着流度的减小而逐渐降低。水驱油效率试验结果表明水驱油效率随着流度的降低而降低，水驱油效率与模拟油流度成幂指数关系，流度范围0.024～0.062 9 mD/mPa·s为拐点区域。

关键词：低渗透 渗流 驱油效率 启动压力梯度

Abstract： Using capillary equilibrium method and core flow test， the core percolation law，such as starting pressure gradient， oil-water single-phase flow and oil displacement efficiency is characterized. Test results of the starting pressure gradient showed that movable core permeability limit of Chang 8 reservoir of Jinghe oil field is 0.525 mD， the movable crude oil viscosity limit is 10.5 mPa·s. Water and oil single-phase percolation curves show nonlinear characteristics， and with the decrease of permeability， nonlinear seepage characteristics more obvious. At the same injection pressure gradient， the seepage ability of simulated oil decreased gradually with the decrease of mobility. Oil displacement efficiency test results showed that the relationship between water oil displacement efficiency and simulation oil mobility is a power exponential relationship， and the oil displacement efficiency decreased gradually with the decrease of mobility， inflection region of mobility is between 0.024 mD/mPa·s and 0.0629 mD/mPa·s.

Key Words： Low permeability； Seepage； Oil displacement efficiency； Starting pressure gradient

泾河油田位于鄂尔多斯盆地的西南部，伊陕斜坡、渭北隆起和天环向斜交接部位，三维区整体为断裂切割的南东高、北西低的单斜构造，局部发育鼻隆、断鼻、背斜、向斜等构造[1]，其主力产油层长8层是典型的低孔、低渗储层，平均孔隙度约为8.4%，平均渗透率约为0.3 mD。低渗透油藏开发普遍存在注水开发难度大，采收率低的特点，因此必须研究油藏渗流的规律性，并以此为基础进行储层预测和地质建模掌握油气富集规律，建立科学开发模式，使得油气资源尽快建产，高效开发开采[2]。该文拟通过启动压力梯度、岩心渗流和水驱油效率等试验研究，对泾河长8储层的渗流规律做详细表征，这对指导提高单井产量、提升采收率，优化开发方案具有重要作用。

1 渗流规律实验研究

1.1 实验材料和条件

泾河油田长8储层天然岩心，矿化度为26 000 mg/L的模拟地层水，粘度分别为6.7、26.3、36.8 mPa·s的模拟油，试验温度为45 ℃。

1.2 实验方法

首先将岩心抽提、烘干，测定岩心的空气渗透率和孔隙度，然后将岩心抽空，饱和试验流体，最后根据试验流程需要，分别进行腹芷胶夥╗3]测定启动压力梯度，油、水单相渗流和水驱油效率驱替实验，实时记录驱替前压、回压和流量。

2 实验结果和讨论

2.1 启动压力梯度结果分析

应用毛细管平衡法测定岩心地层水启动压力数据绘制启动压力梯度和岩心渗透率关系曲线，如图1所示。从图1中可以看出，随着岩心渗透率的增加，注水启动压力梯度值减小，从曲线形态上看，曲线存在明显拐点，当流度小于0.525 mD时，随着渗透率增加，启动压力梯度值迅速下降；当渗透率大于0.525 mD时，随着渗透率增加，启动压力梯度值缓慢下降，表明：渗透率为0.525 mD是泾河低渗砂岩岩心注水可以动用的最小渗透率值。

应用毛细管平衡法测定岩心模拟油启动压力梯度数据绘制模拟油启动压力梯度和流度（k/μ，k为岩心渗透率，μ為流体粘度）关系曲线，如图2所示。从图2中可以看出，随着流度的增加，油相启动压力梯度值减小，从曲线形态上看，曲线亦存在明显拐点，当流度小于0.05 mD/mpa·s时，随着流度增加，启动压力梯度值迅速下降；当流度大于0.05 mD/mpa·s时，随着流度率增加，启动压力梯度值缓慢下降。对于泾河油田，如果按照其注水可以动用的渗透率下限为0.525 mD计算，其能动用的原油粘度为10.5 mpa·s。

2.2 油、水单相渗流规律分析

图3和图4分别是地层水和模拟油的单相渗流曲线。图3是不同渗透率岩心的地层水注入速度和注入压力梯度的关系曲线。从图3中可以看出，在渗透率为4.37 md岩心中，地层水注入速度与驱替压力呈良好的线性关系，而随着岩心渗透率的降低，地层水在岩心中的渗流速度与驱替压力不成线性关系，表现出非线性特征，而且随着渗透率的降低，地层水渗流非线性特征越明显。这是因为流体在特低渗岩心中流动时，由于流体与固体表面之间的相互作用，存在边界层，边界层的厚度除与流体性质有关以外，还与驱替压力、孔隙大小等有关，边界层的存在会使流体在多孔介质中的渗流规律偏离达西定律。

图4为不同渗透率岩心的模拟油的单相渗流曲线。从图4中可以看出，渗流速度与注入压力梯度也呈非线性关系。另外，还可以看出，模拟油的渗流曲线随着岩心渗透率和模拟油性质不同而发生变化。对比不同流度模拟油渗流曲线：在相同注入压力梯度下，随着流度的减小，模拟油的渗流速度逐渐减小，表明模拟油的渗流能力随着流度的减小而逐渐降低。在0.1 mD左右岩心中，流度分别为0.019 7、0.004 4、0.003 1 mD/mpa·s，模拟油的注入压力梯度都很大，模拟油基本不能流动，只有當流度大于0.062 9 mD/mpa·s，模拟油在岩心中的流动才较为顺利。

2.3 水驱油效率结果分析

对不同渗透率岩心不同模拟油水驱实验结果进行统计，做水驱油效率与流度的关系曲线，如图5所示。水驱油效率随着流度的降低而降低，水驱油效率与模拟油流度成幂指数关系。这是因为特低渗砂岩渗透率越低，孔隙与喉道的连通性越差，微观非均质性越强，导致水驱微观波及效率降低，从而降低驱油效率。而模拟油粘度越高，水油流度比越大，注入水在驱替过程中越容易产生指进现象，导致微观波及效率降低，从而降低驱油效率。图中存在明显的拐点区域，即当油相流度低于0.024 mD/mPa·s时，随着油相流度增加，驱油效率迅速增加；当油相流度高于0.062 9 mD/mPa·s时，随着油相流度增加，驱油效率增加缓慢。表明流度范围0.024～0.062 9 mD/mPa·s为拐点区域。油相启动压力梯度的拐点流度为0.05 mD/mPa·s也位于这个区域。

3 结语

泾河油田长8储层岩心的油、水单相渗流曲线都明显表现出低速非线性特征，而且随着岩心渗透率的降低，非线性特征越明显。在相同注入压力梯度下，模拟油的渗流能力随着流度的减小而逐渐降低。启动压力梯度试验结果表明泾河长8超低渗储层的可动用岩心渗透率下限为0.525 mD，可动用原油粘度上限为10.5 mPa·s。水驱油效率随着流度的降低而降低，水驱油效率与模拟油流度成幂指数关系，流度范围0.024～ 0.062 9 mD/mPa·s为拐点区域。

参考文献

[1]刘伟华.泾河油田17井区原油粘度分布及成因分析[J].江汉石油职工大学学报，2014（4）：44-46.

[2]杨悦，周芳德.低渗透复杂油藏渗流理论基础[M].西安交通大学出版社，2010.

[3]吕成远，王建，孙志刚.低渗透砂岩油藏渗流启动压力梯度实验研究[J].石油勘探与开发，2002（2）：86-89.