低渗透油藏油水渗流特性研究

刘 玲，孙 明

(1.延长油田股份有限公司勘探开发技术研究中心，陕西 延安 716000；2.延长油田股份有限公司志丹采油厂，陕西 延安 717500)

低渗透油藏油水渗流特性的研究是油气田开发的一个重要方面，这是一个复杂和系统的工程。能否妥善的进行工程处理，不仅会影响油气田的长期稳定性，还会影响油气公司能够获得的经济利润。我国投资的低渗透储层储量在储量总利用中所占比例越来越大，探明储量越来越低，在低渗透油田开发过程中，由于低渗透储层孔隙率和渗透性随覆盖层压力的变化显著，低渗储层渗流曲线偏离线性达西定律，因此研究低渗透储层应力场与渗流场的耦合规律具有重要意义，真实模拟和掌握低渗透储层的开发过程，指导低渗透储层的生产[1]。本文基于常规油田开发过程中的问题，通过核磁共振测试和油水相渗试验，研究油藏流体微观赋存状况、油水渗流规律以及驱替机理等，为下一步制定改善开发效果方案提供理论依据与建议，对同类型低渗——特低渗透油藏的高效开发也具有指导意义。

1 油田工程技术背景

1.1 研究对象油田的开发情况

研究对象的油田位于陕西腹部。开采的油水储层位于受区域内东部断裂控制的断层背斜构造带上，储层砂体类型为辫状河三角洲前缘砂体。储层岩性主要为中细砂岩，其次为粗砂岩和砂砾岩。开采层中的细砂岩比例较高，占50%。开采层周围的岩性较粗，以中等砂岩为主，其次是砂砾岩和粗砂岩。整体储层的平均孔隙度为13.6%，渗透率主要分布在中部之间储层，平均为8.05×10-3μm2，属于低孔、超低渗储层[2]。

开采储层2(K2)平均孔隙度为13.3%，渗透率在1×10-3～512×10-3μm2。通常认为平均渗透率为10×10-3～100×10-3μm2的为低孔低渗储层。储层类型属于边底水作用下的低渗透气顶储层，在垂直方向上分为K1和K2两个分别开发的储层。

K1油藏开采于2001年，2007—2011年每年都有开发[3]。目前，正处于开发的最后阶段。截至2020年12月，该区块共有22口井，日产液量208 t，日产油量60 t，含水率71.1%，采收率15.4%，开发效果不佳。K2油藏开采于2000年，截至2020年12月，该区块有1口井，日产液量3.0 t，产油量0.1 t，开发效果差，采收率10.9%，开发效果极差。因此，有必要对2个油藏的低渗透油藏油水渗流特性进行研究，提升开采的效率。

1.2 储层地质孔隙结构分析

常规压汞实验表明，开采油藏的储层孔道多呈双峰状(图1)，不同于普通砂岩储层孔道的正态分布。该储层孔道的微观非均质性很强。通过对对象油田储层和低渗透砂岩储层恒速注汞实验结果的分析，发现对象油田储层大通道裂隙分布具有明显的非均质性，特别是大渗透率的岩样，大通道裂隙极为发育。渗透率主要由大通道裂隙控制，较小的通道裂隙对渗透能力的贡献很小[4]。

根据汞压分析资料，对储集层—储集层岩石样品进行了有效孔隙度、渗透率、中位数分析，以半径、平均毛管半径、最大孔喉半径、非饱和孔隙体积等10个参数为优选参数[5]，采用K-means聚类分析方法将储层划分为5类。其中，K1、K2空隙扫描特征如图2所示。

图1 压汞实验下开采油藏的储层孔道特征Fig.1 Pore characteristics of reservoir under mercury injection test

图2 K1、K2空隙扫描特征示意Fig.2 Schematic diagram of K1 and K2gap scanning features

常规压汞实验中K1油藏的渗透率大于100×10-3μm2。主要为含砾的粗砂岩和粗砂岩；间隙物质含量低，低于4%。水泥主要由硅质和次生石英组成，杂质基质主要是高岭石和泥质组分。主要孔隙类型为原生粒间和残余粒间孔隙，具有粗糙、偏斜和一些大孔隙[5]。

K2型储层渗透率为60×10-3～100×10-3μm2。主要为粗中砂岩，间隙物质含量低(2%～6%)，水泥主要由硅质物质和方解石组成，杂质基质主要为高岭石和泥灰质组分[6]。主要孔隙类型为原生粒间和残余粒间孔隙，具有粗糙、偏斜和少量大孔隙的特点。

2 核磁共振实验技术的设定

2.1 实验装置及条件

利用核磁共振扫描技术获得岩心核磁共振值和孔隙度的三维分布信息，识别地块岩心尺度的非均匀性特征。在此基础上，进行基于核磁共振扫描的核心位移实验。通过核磁共振扫描技术实时监测岩心水驱过程中的含油饱和度分布。评价水驱特征，分析岩心尺度上的含油饱和度与非均质性特征之间的关系[7]。

实验装置核心在核磁共振扫描系统上进行扫描。系统采用通用电气公司生产的8层螺旋核磁共振扫描仪，扫描电压120 kV，电流130 mA，最小扫描厚度1.25 mm，分辨率200 μm[8]。一组使用QUIZIX5200双泵作为喷射系统，另一组使用ISCO100DX双泵作为围压控制系统。非金属核心支架用于确保射线顺利通过，减少射线硬化。岩心在线位移核磁共振扫描系统可对岩心位移过程进行实时在线核磁共振扫描，自动数据采集系统采集岩心位移过程中进出口的流量和压力数据[9]。 实验原理示意图如图3所示。

图3 岩心核磁共振实验测量示意Fig.3 Schematic diagram of core NMR experimental measurement

2.2 实验样品和条件

根据表1，所选取的岩心包括细砂岩、中砂岩和含砾中砂岩，岩心渗透率为3个数量级(1×10-3～100×10-3μm2)，能够准确反映区块内各类储层的特征。在40 ℃，水和石油的黏度分别为0.984、0.662 mPa·s。

表1 测量采集参数推荐使用值统计Tab.1 Statistical of recommended values for measurement acquisition parameters

2.3 实验步骤

(1)对所选取的岩石样品进行钻磨后，测定其基本物理参数，制备实验水和油，测定其黏度和温度，建立实验流程，完成实验前的准备工作[10]。

(2)将岩石样品以20 MPa的恒定围压加载到夹持器中。同时，通过外部加热装置，整个过程的实验温度保持在40 ℃ 。然后在设定的核磁共振扫描条件下对岩石样品进行干扫描以获得干模型。

(3)在保持围压不变的情况下，对岩石样品两端的模拟地层水进行真空抽吸和饱和处理，并在达到完全饱和后进行单相流动实验，测试水相渗透率。随后，此时在与上述相同的核磁共振扫描条件下扫描岩石样品以获得湿模型。

(4)采用梯度加压法注入高黏度白油产生结合水，排出直至出口无水为止，然后转入煤油注入排出先前的油。

(5)在设定流量下进行注水实验，在扫描条件相同的情况下对注水进行实时在线扫描。监测注水过程中的注入压力变化，并记录出口处的液体产量[11]。

(6)重复步骤(2)—步骤(5)以完成其他岩石样品的水驱实验，并对实验数据进行处理和分析。

3 低渗透油藏水驱规律研究

水驱过程中典型时期的1—7号岩心的相对渗透率曲线如图4所示。

图4 1—7号岩心相对渗透率曲线示意Fig.4 Schematic diagram of relative permeability curve of No.1-7 core

由图4可知，在驱替前缘突破之前，驱替过程中水相的侵入是非常均匀的。这与原始测量方法得出的含油饱和油水前进是一致的，这也间接表明整个岩石样本是相对均匀的。由于驱替过程中油水黏度相似，从驱替前沿突破到注水结束，油相在岩石样品的许多区域长期留存，剩余油形成空腔。但其分布相对均匀，这也反映了整个岩样相对均匀，其形成主要是由于油水黏度相似所致。利用核磁共振扫描技术对含油饱和度进行实时在线监测，获得了注水开发过程各个时刻的含油饱和度沿开采层的分布情况。在Sw=0.48之前，含油饱和度分布曲线基本上保持了均匀推进到出口的趋势；在Sw=0.80前后，含油饱和度前沿向出口方向推进，与出口处Kr=0.67左右的含水突破相一致；在Sw=0.45后，含油饱和度分布曲线呈均匀而缓和的下降趋势，出口含水率迅速上升，直接进入超高含水阶段。上述对整个驱油过程的分析与图5中驱油效率曲线的变化规律不同，说明数据通过无因次化处理后，每个岩心的实验相渗数据都将得到标准化。从整体分析来看，整个位移过程类似于活塞的位移。

图5 1—7号岩心无因次渗透率曲线示意Fig.5 Schematic of dimensionless permeability curve of No.1-7 core

基于上述实验结果，岩样总体上是比较均匀的。这也是在水驱过程中前缘均匀推进和剩余油均匀形成的主要原因。水驱突破后，含水率迅速上升，主要是由于油和水的黏度相似[11]。

由于在驱替过程中油和水的黏度相似，从前部突破到水驱结束，油相在许多地区长期保留在岩石样品的上半部分的一小部分和下半部分的一大部分。随后，剩余的石油形成，这主要是由于油和水的相似黏度。

通过基于核磁共振扫描的实时在线饱和度监测技术，获得了岩层注水过程中的含油饱和度分布(图6)。可以看出，油饱和度分布曲线保持向出口均匀推进的趋势，并且形成了数据在指数与对数条件的拟合方程式。

在Ka=2×10-3～60×10-3μm2的驱替过程中，含油饱和度分布曲线向出口方向明显加速，这可能是由于驱替前沿通过“高电导率裂缝”的影响后，当驱替锋向该区推进时，大部分样品后半段的含油饱和度分布曲线出现了缓和而明显的下降。这对应于双重孔隙介质的渗透矩阵。在驱替前沿完全突破后的很长一段时间内，残余油饱和度的分布曲线显示出小范围的均匀和缓慢的下降。同时，出口的输出显示含水率迅速上升并直接进入超高含水阶段。以上对整个驱油过程的分析与驱油效率曲线的变化规律是一致的。

图6 岩心残余油饱和度与渗透率关系示意Fig.6 Schematic of relationship between core residual oil saturation and permeability

水驱的整个过程总结如下:在驱替前沿到达低密度黏土矿物带之前，驱替过程类似于活塞的位移。一旦位移前沿到达低密度黏土矿带，位移过程显示出明显的指向性。当位移前沿到达高密度重晶石区域后，双重孔隙介质的补充渗流机制是明显的。因此，根据上述实验结果，实验岩样的非均质性相当强，这也是水驱过程中出现许多现象的主要原因。

4 低渗透率油水渗流规律研究

4.1 实验设备及流程设计

通过非稳态法对油藏的渗透率进行测定，可以采取夹持器、恒压泵、中间容器、出口计量系统组成的实验系统开展实验。渗透率实验的主要设备主要设备和流程如图7所示。

实验设备的相关技术参数如下： ①岩心夹持器；②驱替泵流量精度为0.001 mL/min；③压力传感器精度为0.1%；④油水分离器0～20 mL，分度值为0.05 mL；⑤天平感量为0.001 g；⑥秒表分度值为0.01 s；⑦游标卡尺分度值为0.02 mm。实验用油选取对象岩层中的精制油，并进行一定比例的调和，将实验温度设置为25℃，实验用油的黏性不得超过13 mPa·s，实验前应该将油进行过滤处理。实验用水的矿度保持在4 700 mg/L，并且要放置1 d以上才能使用，同样也要进行过滤处理。

图7 渗透实验渗流测定实验示意Fig.7 Schematic of permeation experiment seepage measurement experiment

4.2 实验结果分析

(1)渗透率影响因素。不同渗透率级别下岩心驱油效率随驱替压差的变化曲线如图8所示。由图8可知，渗透率越高，驱油效率越高，二者幂函数关系较明显。

图8 驱油效率与压力梯度关系曲线Fig.8 Schematic of relationship between oil displacement efficiency and pressure gradient

(2)压力梯度因素。由图8可知，渗透率小的岩心在初期增大压差，对驱油效率影响很大，而渗透率越大，增加压差，岩心驱油效率增幅越不明显。

(3)注入倍数影响因素。选择不同渗透率岩心在不同注入倍数下的数据绘制曲线如图9所示。从图中可看出，随着注水倍数的增加，各不同渗透率岩心的驱油效率均呈上升趋势，直到含水 100%得到最终驱油效率。渗透率较高的岩心，各注水阶段的驱油效率也较高。随注水倍数的增加，各含水阶段驱油效率增加的幅度不同，消耗的水量也不同。在早期注入倍数约为 1 PV 时，较高渗透率(大于10×10-3μm2)岩心驱替出了最终驱替油的 80%左右，高含水后期注入倍数成倍增长，驱替出油量增幅很小。

图9 驱油效率与注水倍数关系曲线示意Fig.9 Schematic of relationship between oil displacement efficiency and water injection multiple

在油田生产开发实践中，需要以经济最佳产能以及经济极限产能间的合理值来确定注水开发的终止时间。与高渗透率岩心所不同的是，低渗透率岩心在注水倍数1 PV 以后，驱油效率仍有较大增幅，因此，需要针对不同渗透率级别储层制定注水方案。

(4)含水率因素。由图10可知，随着含水率的增大，驱油效率也增大，但渗透率小岩心驱油效率基本都是在特高含水阶段(大于95%)才开始迅速增加，表明低渗透(小于10×10-3μm2)岩心大部分油是在高含水阶段驱替出的。

图10 驱油效率与含水率关系曲线示意Fig.10 Schematic diagram of relation curve between oil displacement efficiency and the rate of water content

5 结语

本文通过对陕西某油田的低渗透油藏油水渗流特性研究后，得出以下结论。

(1)储层微观非均质性强，局部存在大孔隙。大孔隙的体积很小，但它对渗透率有相当大的贡献，并在储层渗流中起主导作用。

(2)中等砂岩相对渗透率曲线特征:随着含水饱和度的增加，油水相的相对渗透率迅速降低，相对渗透率略有增加，含水率迅速增加。细砂岩相对渗透率曲线:随着含水饱和度的增加，油相相对渗透率迅速降低，水相相对渗透率略有增加，含水率迅速增加。

(3)在水驱过程中，在水驱前沿突破之前，沿途的含油饱和度大大降低。在水驱前缘突破后，含水率迅速上升，直接进入超高含水阶段。由于微孔结构的严重不均匀性，在置换过程中指进现象明显。