杏六区薄差储层水驱油特征

殷代印，陈省身

（东北石油大学石油工程学院，黑龙江大庆163318）

大庆油田杏北开发区经过多年的注水开发，各个层位的含水率不断增加，对油田的开发造成一定影响。随开发年限的增长，油田的开发成本也不断增加，但是产油量却不断降低。因此，为了油田能够持续进行生产，需要加大对杏六区薄差储层的开发力度。

在杏北开发区进入高含水期后，薄差储层成为油田开发生产的主要对象。通过建立杏六区薄差储层的复合相对渗透率曲线，研究相渗曲线的特征，能够判断出杏六区薄差储层渗流规律，在此基础上得出含水率与采出程度的关系，得到薄差储层的含水变化特征。此外，根据筛选出来的典型薄差储层的岩心，通过现场数据与室内实验相结合的方法可以得出杏六区薄差储层驱油效率的变化规律，从而为杏六区薄差储层进一步开发提供科学的依据和指导。

1 薄差储层相对渗透率曲线的变化特征

1.1 典型相对渗透率曲线的筛选

建立杏六区薄差层的复合相对渗透率曲线，首先从杏北开发区的全部相渗曲线筛选出具有杏六区薄差储层特征的相对渗透率曲线，然后再进行复合。因此根据杏六区区块的渗透率分布[1⁃2]、微观孔隙结构参数等特征，从杏北开发区中筛选出了27 条具有杏六区薄差储层特征的典型相对渗透率曲线。筛选出来的27 条相渗曲线的渗透率级别分布如图1所示。

图1 不同渗透率级别相渗曲线分布Fig.1 Distribution curve of permeability curves at different permeability levels

由图1 可知，筛选出来相对渗透率曲线的渗透率级别主要分布在（10~100）×10-3μm2和（100~200）×10-3μm2，其 中（1~10）×10-3μm2和200×10-3μm2以上级别的渗透率曲线较少，相渗曲线的分布统计结果符合杏六区薄差层的储层特征，表明筛选出来的27 条相对渗透率曲线对于杏六区的薄差层是具有代表意义的。

1.2 复合相对渗透率曲线的建立

经过筛选，具有杏六区储层特征的典型相对渗透率曲线有27 条，由于单个相对渗透率曲线只能反映杏六区某一块岩样的油水渗流特性，而杏六区区块的整体渗流状况不能通过其中单独的一条相渗曲线反映出来[3]。因此需要将筛选出来的典型相对渗透率曲线进行复合。复合方法如下：

（1）对筛选出来的27 条相对渗透率曲线进行归一化处理，用来消除不同油层相对渗透率曲线端点（Swc）和末点（Sor）差异，将饱和度归一化到0~1，以便于多层复合叠加，对相对渗透率曲线中含水饱和度进行归一化的表达式为：

式中，S*w为归一化含水饱和度；Sw为实际含水饱和度；Swc为束缚水饱和度；Sor为残余油饱和度。

根据式（1），将筛选出来的不同渗透率级别下相对渗透率曲线的Kro、Krw与Sw的关系处理成Kro、Krw与S*w的关系。四个不同渗透率级别相渗曲线中具有代表意义的归一化后的相渗曲线如图2 所示。

图2 归一化后的相对渗透率曲线Fig.2 Normalized relative permeability curve

（2）对于杏六区的薄差层，考虑到不同渗透率梯度储层的启动压力梯度不同，采用流动系数作为权重系数对单层归一化后的曲线进行复合。油相渗透率和水相渗透率的复合公式如下：

式中，Kro、Krw为代表区块或油藏的油相、水相相对渗透率；Kroi、Krwi为第i层岩心的油相、水相相对渗透率；Δp为驱替压力梯度，MPa/m；hi为第i层的有效厚 度，m；ξ1、ξ2为 与 启 动 压 力 梯 度 有 关 的 参 数，MPa/m。

采用同样的加权方法，计算复合相对渗透率曲线的平均束缚水饱和度、平均残余油饱和度。

式中，Swc、Sor分别代表区块或油藏的束缚水饱和度、残余油饱和度；Swci、Sori分别为第i层岩心的束缚水饱和度、残余油饱和度。

（3）将归一化复合相对渗透率曲线转换成常规多层复合相对渗透率曲线。用以下公式进行含水饱和度的转化：

对杏六区所挑选出来的27 条典型相对渗透率曲线按上述步骤进行复合处理[4]，即可得到杏六区区块的复合相对渗透率曲线，如图3 所示。

图3 杏六区复合相对渗透率曲线Fig.3 Compound relative permeability curve of Xing 6 area

1.3 相对渗透率曲线的特征分析

对杏六区薄差层的归一化曲线和复合相对渗透率曲线进行分析，可知杏六区相对渗透率曲线特征如下：

（1）杏六区薄差层相对渗透率曲线可分为上凸型、直线型和上凹型，渗透率大于100×10-3μm2的相对渗透率曲线的水相渗透率曲线成上凹型[8]，油相曲线下降快，水相曲线抬升较快。渗透率级别为（1~10）×10-3μm2相渗曲线的水相渗透率曲线随含水饱和度的变化先增长较快后逐渐变缓[5]，油相曲线下降很快，为上凸型。（10~100）×10-3μm2的相对渗透率曲线的水相曲线介于两者之间，为水相直线型。

（2）杏六区薄差层的束缚水饱和度与残余油饱和度都比较大，分别超过了40% 和24%，这说明储层整体表现为强亲水性。

（3）由于薄差层的束缚水饱和度与残余油饱和度都比较大，导致了两相驱的共渗区域较小，为34%，最终有效驱油效率低。这主要是因为薄差层的微观孔隙结构中吼道较小，导致油水能够进行有效流动的通道变小，使水围绕在一小部分岩石的周围形成水层，包围不同岩石的水层之间不连续，导致压力传播的不连续，最终束缚水饱和度偏高，驱油效率低[6]。

（4）薄差储层复合相对渗透率曲线的水相渗透率与含水饱和度基本成线性关系，这种规律比较符合低渗透率储层的相对渗透率曲线的特征[1]，所以影响杏六区薄差储层开采的主要因素仍然是低孔隙度、低渗透率、高孔喉比等低渗透储层特征，因此启动压力梯度仍然不可忽略[7]。

（5）含水饱和度小于56% 时，油相的相对渗透率随着含水饱和度的增加快速下降，然而水相的相对渗透率增长较慢；当含水饱和度大于56% 时，在岩石周围的水层厚度变大，在岩石之间进行流动的原油在贾敏效应的作用下，油相的相对渗透率变小，但水相的相对渗透率上升速度仍然较慢[9]，最终水相的相对渗透率仅仅为18%，导致水驱油效率低下。

2 薄差储层含水率的变化特征

虽然薄差层中的原油在流动时启动压力梯度是不可忽略的，但根据两相流的渗流实验可知，水相的启动压力梯度是可以忽略不计的[1]。因此含水率计算公式为：

式中，μo为油黏度，mPa·s；τ0为极限剪切应力，MPa；φ为孔隙度，%；Δp/L为生产压力梯度，MPa/m；μw为水黏度，mPa·s；φ/2K τ0/( Δp/L)为启动压力梯度与生产压力梯度的比值。

采出程度的计算公式为：

由于杏六区的东部区块开发较早，水驱油资料完整，因此参考杏六区东部区块的井史资料，结合先前筛选出来的27 块岩心的油水相对渗透率曲线计算含水率和采出程度，给出4 条含水率与采出程度的关系曲线，如图4 所示。

图4 杏六区含水率与采出程度关系Fig.4 Curve of water content and recovery degree in Xing 6 area

由图4 可知，在杏六区东部区块含水率与采出程度关系曲线拟合较好，渗透率小于100×10-3μm2的岩心含水率随采出程度变化而呈现为“凸”型；渗透率大于100×10-3μm2的岩心含水率随采出程度变化而呈现为“S”型。

“凸”型曲线在油田见水之前采出的原油较少，油田见水后含水率迅速上升，直至达到90%，含水率超过90% 以后，含水率的上升速度变慢，呈现含水率上升“快⁃慢”的变化趋势，主要体现在渗透率小于100×10-3μm2的岩心中；相比于“凸”型曲线，“S” 型曲线在油田见水之前的产量有所增加，但是在含水率曲线开始增长较慢，随后增长速度变快，直至含水率达到90% 以后，含水率的上升速度才降低，呈现含水率上升“慢⁃快⁃慢”的变化趋势，主要体现在渗透率大于100×10-3μm2的岩心中。

3 薄差储层驱油效率变化特征

水驱油效率是计算水驱采收率的基础数据，它受渗透率、地层原油黏度、驱替压差、微观孔隙结构参数等多种因素的影响，根据油水相对渗透率曲线数据，研究水驱油效率随上述参数的变化特征。

3.1 驱油效率随渗透率的变化特征

统计分析杏六区区块的岩心相对渗透率曲线数据，分析驱油效率与相对渗透率的关系，结果如图5 所示。

根据图5 可知，驱油效率与渗透率呈良好的函数关系，驱油效率随着渗透率的增加先快后慢。但是当渗透率大于100×10-3μm2时，驱油效率在30.0%~35.5%，平均为32.5%。 当渗透率小于100×10-3μm2时，驱油效率急剧下降，对于渗透率为（1~10）×10-3μm2的岩心，平均驱油效率仅为22.3%；渗透率为（10~100）×10-3μm2时，驱油效率在20.5%~30.5%，平均为25.6%。

图5 驱油效率与渗透率的关系Fig.5 Relationship between oil displacement efficiency and permeability

3.2 驱油效率随地层原油黏度的变化特征

地层原油黏度对地层的驱油效率造成较明显影响，由于现场数据不全，因此采用人造岩心进行室内水驱油实验模拟杏六区薄差层的水驱油过程，研究不同地层原油黏度时驱油效率的变化[10]。不同黏度的原油对水驱油效率的影响如图6 所示。

1895年，29岁的居里夫人以科学为媒，与丈夫皮埃尔·居里结婚。从此之后，两人不仅成为生活爱侣，更是科研道路上并肩同行的伙伴。

图6 驱油效率与地层原油黏度的关系Fig.6 Relationship between oil displacement efficiency and formation crude oil viscosity

由图6 可知，随着原油黏度的增加，驱油效率降低，且渗透率越低，降低幅度越大，对于渗透率大于100×10-3μm2的 岩 心，当 原 油 黏 度 由5.0 mPa·s 增大到20.0 mPa·s 时，平均驱油效率由41.8% 下降到39.7%，下降幅度2.1%；对于渗透率小于100×10-3μm2的 岩 心，当 原 油 黏 度 由5.0 mPa·s 增 大 到20.0 mPa·s 时，平均驱油效率由29.9% 下降到27.5%，下降幅度3.4%。这主要是因为，在水相黏度一定的条件下，原油黏度越大，油水之间的黏度差就越大，流度比就越小，导致油水在岩石中流动时差异越来越明显[11]，水容易流动，而油不易流动，因此在水驱油过程中，注入水会沿着渗流阻力较小的水流通道流动，导致波及体积变小，不能有效地驱替原油，导致驱油效率降低，水驱油效果变差。

3.3 驱油效率随驱替压力梯度的变化特征

油田在注水开发时，压力梯度一般都很低，只有万分之几兆帕。但是在室内进行水驱油模拟实验时，由于贾敏效应不可忽略，在较低的压力梯度下进行驱油时不能驱动原油。所以在采用室内实验的方法来研究不同驱替压力梯度对驱油效率的影响时，选用的实验压力梯度为实际现场压力梯度的100 倍左右。不同驱替压力梯度对水驱油效率的影响如图7 所示[12]。

图7 驱油效率与驱替压力梯度的关系Fig.7 Relationship between oil displacement efficiency and displacement pressure gradient

根据图7 可知，驱油效率随驱替压力梯度的增加而增大，但增幅变缓。这是因为，对于杏六区的薄差层，当驱替压力梯度增加时，在原来低驱替压力梯度下岩石中不能发生渗流的吼道，允许原油进行流动，可以进行渗流的吼道数目增多，导致原来不能发生渗流的原油能够在岩石中发生渗流，驱油效率增加较为明显。

当驱替压力梯度增加到一定值时，再增加驱替压力梯度，驱油效率的增加变缓，这是因为在岩石中可以发生渗流的吼道的数目是有限的，在驱替压力梯度达到一定值时，不能发生渗流的吼道数目已经很小了。

3.4 驱油效率随微观孔隙结构参数而变化的特征

分析驱油效率随孔隙半径、喉道半径、孔喉比、配位数的变化而变化的特征，并针对微观孔隙结构参数对驱油效率的影响进行主控因素分析，判断出驱油效率与微观孔隙结构参数之间的相关性的大小，驱油效率与微观孔隙参数之间的关系见图8。

图8 驱油效率与微观孔隙参数的关系Fig.8 Relationship between oil displacement efficiency and microscopic pore structure parameter

从图8 中可以看出，驱油效率和孔隙半径之间基本没有相关性，与孔喉比存在负相关关系，与喉道半径和配位数存在正相关关系。

为了判断驱油效率与微观孔隙参数相关性的大小，对孔隙半径（A1）、喉道半径（A2）、孔喉比（A3）、配位数（A4）与驱油效率进行相关性分析。首先要对原始数据进行处理，消除不同量纲的影响，处理公式如下：

驱油效率与微观孔隙结构参数的相关性系数见表1。由表1 可知，孔隙半径、喉道半径、配位数与驱油效率的相关系数为正数，这说明孔隙半径、喉道半径、配位数与驱油效率之间成正相关，孔喉比与驱油效率的相关系数为负数，这说明二者之间成负相关。

表1 相关性系数Table 1 Linear regression coefficient table

孔隙半径与驱油效率之间的相关系数最小，为0.090，表明孔隙半径对驱油效率产生较小的影响。喉道半径与驱油效率之间的相关系数最大，为0.437，这表明喉道半径是微观孔隙结构参数中对驱油效率影响最大的参数。

4 结 论

（1）杏六区整体区块薄差储层相对渗透率曲线的束缚水饱和度、残余油饱和度高，共渗区范围小，最终驱油效率降低，符合低渗透储层特征。

（2）对于杏六区东部区块，渗透率小于100×10-3μm2的岩心的含水率随采出程度的增加呈“凸” 型曲线增加；渗透率大于100×10-3μm2的岩心含水率随采出程度的增加呈“S”型曲线发生变化。

（3）杏六区整体区块薄差储层的驱油效率随渗透率的增加而增加，当渗透率小于100×10-3μm2时，驱油效率的增长速度快，当渗透率大于100×10-3μm2时，驱油效率的增长速度变缓。驱油效率随驱替压力梯度、喉道半径、配位数的增加而增加，随原油黏度、孔喉比的增加而降低。

（4）杏六区岩心的微观孔隙结构参数中对驱油效率影响最大的是喉道半径，其次是孔喉比，影响最小的是孔隙半径。