杏北开发区薄差储层相渗特征研究

殷代印，方 正

（东北石油大学石油工程学院，黑龙江大庆163318）

大庆长垣地区杏北开发区已开发多年，在不断注水的条件下，各高渗透层含水率不断上升，直接影响油田的开发效果，使开发成本不断增加，而油田产量却不断下降。为了保持油田的稳产高效，必须加大对薄差储层以及外围的开发和勘探力度。

大庆油田进入特高含水期以后，长垣萨葡高油层中的薄(有效厚度小于0.5 m)、差油层(独立表外层)成为调整的主要对象[1-3]。薄差储层具有单层厚度小、渗透率低、孔隙结构复杂等特点，其渗流特征和渗流规律也极其复杂[4-5]。以薄差储层的物性及特点为根据，从油水相对渗透率曲线出发，对其渗透率分布范围进行级别划分，进行不同渗透率级别和不同开采阶段的相对渗透率曲线特征及其变化的研究,可了解储集层孔隙结构及油水两相在不同含水饱和度下渗流规律,储集层参数的相关性和这些参数随油田含水率的上升规律,以及对油田开采效果的影响,从而为薄差储层的开发提供理论依据及科学指导。

1 薄差储层相渗曲线特征类型

通过收集有关相渗曲线数据，筛选出具有薄差储层特征的相渗曲线40条，从筛选出的相渗曲线形态特征上可以看出，油相相对渗透率曲线斜率随含水饱和度(Sw)的变化规律基本一致，而相渗曲线的形态差异主要表现在水相相对渗透率上。因而本次运用水相相对渗透率曲线的凸凹性来判别相渗曲线的形态[7-8]，即采用水相渗透率曲线斜率变化率的值进行分类。

1.1 水相凹型

在油水相共流区内，恒有水相渗透率曲线斜率大于0，但其斜率变化率呈递增趋势，最后极差较大，则水相渗透率曲线在两相共流区内的图形是向上凹的，把该种曲线类型称为水相凹型。在研究的样品中有水相凹型23条，占样品总数的57.5%，其典型曲线形态如图1所示。

图1 水相凹型特征类型Fig.1 Typical morphology of water phase concave phase infiltration curve

从图1可以看出，油相相渗曲线形态与水相凹型的相似，但递减幅度比水相凹型的快；水相相渗曲线在初期增加幅度较快，后期随含水饱和度的增加幅度逐渐变缓，最终水相相对渗透率值较低。

1.2 水相直线型

在两相共流区内，恒有水相渗透率斜率大于0，但其斜率变化率恒等于0，其极差适中，则水相渗透率曲线在两相共流区内呈直线型，把该种曲线类型称为水相直线型，在研究的样品中水相直线型11条，占样品总数的27.5%，其典型曲线形态如图2所示。

图2 水相直线型特征类型Fig.2 Typical form of linear phase infiltration curve of water phase

1.3 水相凸型

在油水两相共流区内，水相渗透率斜率恒大于0，但其斜率变化却呈递减趋势，最后极差较小，则水相渗透率曲线在两相共流区内的图形是向上凸的，把该种曲线类型称为水相凸型。在研究的样品中有8条属于该类型，占样品总数的20%，其典型曲线形态如图3所示。

图3 水相凸型特征类型Fig.3 Typical morphology of water phase convex phase infiltration curve

从图3可以看出,油相相渗曲线在初期递减速度较快，呈陡直下降，随含水饱和度增加，后期逐渐减缓；水相相渗曲线在初期增加幅度较缓，随含水饱和度的增加，后期增加幅度逐渐加大，最终水相相对渗透率值较高。

2 不同渗透率级别薄差储层特征

2.1 薄差储层渗透率级别划分

筛选出具有薄差储层特征的相渗曲线，其平均渗透率为275 mD，根据其岩心渗透率分布范围，划定4个渗透率级别，分别为10 mD以下、10～100 mD、100～200 mD和200 mD以上，其4个级别样本统计结果如图4所示。由图4可以看出,筛选出的薄差储层岩心相渗曲线数据所处渗透率级别主要在 10～100 mD、100～200 mD，而处于 10 mD以下和200 mD以上级别的较少，其分布统计结果符合杏北区薄差储层的物性分布情况，说明了筛选的29条岩心数据对于薄差储层具有代表意义。

2.2 薄差储层不同渗透率级别曲线对比

薄差储层相渗曲线渗透率主要分为4个级别，为了更好地认识不同渗透率级别下薄差储层相渗曲线的特点，通过统计学原理，对相渗曲线的各项特征数据进行处理及分析，得出各个不同渗透率级别下薄差储层相渗曲线的特征参数，再分别对不同渗透率级别下的薄差储层相渗特征参数作出分析。薄差储层各渗透率级别相渗特征参数见表1。

图4 不同渗透率级别样本统计Fig.4 Sample chart of different permeability levels

表1 薄差储层各渗透率级别相渗特征统计结果Table 1 Statistical analysis table of permeability characteristics of permeability grades in thin reservoirs %

由表1可以看出，薄差储层各渗透率级别束缚水饱和度平均在30%以上，残余油饱和度平均在30%以上，两相流跨度平均在40%以下，最大水相相对渗透率平均在30%以下，表明薄差储层相渗曲线具有“双高双低”的特征，并且共渗点含水饱和度平均在50%以上，说明薄差储层具有明显的亲水性特征。以上相渗特征均反映了该储层具有驱油效率及最终采收率低下，具有较大开发难度的特点。这是由于亲水性油层的孔喉比和比表面大，并且薄差储层的流通孔道变小，使岩石颗粒周围分散的水分子聚集成一个个空心小圆环，彼此分散而不连通，使压力的传播没有连续性，造成了“双高双低”及驱油效率低下的特点[9-10]。

根据这4个级别的分布范围，从具有薄差储层特征的岩心相渗曲线中选出具有代表意义的不同渗透率级别的多条相渗曲线，从中选取4条绘制在同一图版中进行对比，如图5所示。从图5中可以看出，代表1～10 mD级别的相渗曲线其油相相渗曲线在初期递减速度较快，呈陡直下降，随含水饱和度增加，后期逐渐减缓；水相相渗曲线在初期增加幅度较快，后期随含水饱和度的增加幅度逐渐变缓，最终水相相对渗透率值较低，其主要为水相凸型相渗曲线。而100～200 mD和200 mD以上级别的相渗曲线其油相相渗曲线与水相凸型相似，但其递减幅度稍慢；水相相渗曲线在初期增加幅度较缓，随含水饱和度的增加后期幅度逐渐加快，最终水相相对渗透率较高，其主要为水相凹型相渗曲线。10～100 mD的油相渗透率曲线与前两种相渗曲线的油相相渗曲线相似，其变化幅度介于两者之间；水相渗透率曲线呈一条直线状，最终水相相对渗透率也介于前两种相渗曲线之间，其主要为水相直线型相渗曲线。

图5 不同渗透率级别相对渗透率Fig.5 Relative permeability curve for different permeability levels

通过各相渗的束缚水饱和度、残余油水相渗透率、驱油效率和共渗范围与其渗透率之间的关系，绘制关系曲线，如图6所示。由图6可以看出，各参数与渗透率之间呈对数关系，并且束缚水饱和度随着渗透率的增加而减小，而驱油效率、共渗范围和残余油水相渗透率随着渗透率的增加而增大，这也说明了影响薄差储层相渗曲线的主要因素为渗透率。各参数在渗透率0～200 mD变化明显，而当渗透率大于200 mD时趋势平缓，变化不再明显，说明薄差储层相渗曲线在渗透率0～200 mD受储层物性影响较明显。

图6 相渗特征参数与渗透率关系Fig.6 Relationship between phase infiltration characteristic parameters and permeability

3 不同开发阶段薄差储层渗透率曲线

根据筛选出的薄差储层相渗数据的测试时间，分别归类出中含水期薄差储层相渗曲线22条，高含水期薄差储层相渗曲线18条，根据不同的开发阶段选取不同渗透率级别的典型相渗曲线，分别对中、高含水期不同渗透率级别具有代表意义的相渗曲线进行对比，绘制对比曲线（见图7）。

图7 中、高含水期相渗曲线对比Fig.7 Comparison of phase infiltration curves between medium and high water cuts

由图7可以看出，中含水期往高含水期过渡，相渗曲线的变化主要表现为相渗曲线共渗范围缩小，共渗点左移且油相渗透率下降速度加快。其主要原因在于，虽然1～10 mD和10～100 mD级别的薄差储层整体储层物性较差，但处于长期注水的条件下，储层也会受到机械冲刷以及物理化学作用，一些被冲刷的黏土矿物不易被携带而滞留到小孔隙中，加之黏土矿物的膨胀作用也影响较大[11-12]。综上所述，将1～10 mD和10～100 mD级别的相渗曲线的变化类型归类为相渗缩小型。由图7（c）、（d）可以看出，中含水期往高含水期过渡，相渗曲线的变化主要表现相渗曲线共渗范围扩大，共渗点右移，油相相对渗透率曲线下降逐渐变缓，此变化充分表明在长期注水的条件下，这两种渗透率级别的储层岩石向着有利于注水转向的方向转变，水湿性增强，水洗能力提高，注水适应性更好，并且改善了储层孔隙结构[13]，油相渗透率增加，有利于注水开发，从而提高原油的采收率，其主要原因在于，储层在长期的水洗过程中，孔隙结构发生了变化，油层内砂岩颗粒之间和岩石表面的黏土矿物受到机械冲刷及分散溶解等物理化学作用，部分黏土矿物连同吸附在黏土颗粒表面的胶质、沥青质及油膜被冲走，储层岩石黏土矿物的组成和孔隙度发生了变化，局部砂岩颗粒的亲水表面更多的裸露出来[14-15]。这种相渗变化类型是有利于油田开发的变化类型，但是限于大部分薄差储层的物性条件，只有一部分的薄差储层相渗曲线为这种变化类型。综上所述，将100～200 mD和200 mD以上级别的相渗曲线变化类型归类为相渗扩大型。中、高含水期薄差储层相渗曲线主要特征参数见表2、3。

表2 中含水期薄差储层相渗特征参数统计Table 2 Statistical analysis table of phase infiltration characteristic parameters of thin-water reservoirs in water-bearing period %

表3 高含水期薄差储层相渗特征参数统计Table 3 Statistical analysis table for the characteristics of phase infiltration characteristics of thin reservoirs in high water cut period %

由表 2、3可以看出，1～10 mD和 10～100 mD级别的相渗曲线束缚水饱和度、两相流跨度、最大水相相对渗透率以及驱油效率从中含水期过渡到高含水期呈递减趋势并且共渗点向左移动。而100～200 mD和200 mD以上级别的相渗曲线束缚水饱和度、两相跨度、最大水相相对渗透率以及驱油效率从中含水期过渡到高含水期呈增长趋势，并且共渗点向右移动。综上所述，不同开发阶段的相渗变化类型主要有共渗范围扩大和共渗范围缩小两种。其中，1～10 mD和10～100 mD级别的相渗曲线变化类型为相渗缩小型，而100～200 mD和200 mD以上级别相渗曲线变化类型为相渗扩大型。

4 结 论

（1）薄差储层相渗曲线存在3种类型，分别为水相凹型、水相凸型和水相直线型。其中，薄差储层相渗曲线的主要特征类型为水相凹型。

（2）根据薄差储层的物性和特点及其渗透率分布范围，将其相渗曲线分为4个渗透率级别，分别为10 mD以下、10～100 mD、100～200 mD、200 mD以上，其中10 mD以下为水相凸型，10～100 mD为水相直线型，100～200 mD和200 mD以上为水相凹型。

（3）薄差储层的相渗参数特征主要呈现为“双高双低”的特点，表现了强亲水性，驱油效率低的特征。

（4）长期注水可改善100～200 mD和200 mD以上级别的薄差储层相渗特征，增强其储层渗流能力，改善其物性；而对于10 mD以下和10～100 mD级别的则反之。