鄂尔多斯盆地白豹油田长81储层水驱油特征及驱油效率影响因素

刘丽萍，白海涛，王西强，赵沪春，许 星，黄筱仪，赖雅庭，陈朝兵

( 1. 中国石油长庆油田分公司 第七采油厂，陕西 西安 710200； 2. 中国石油长庆油田分公司 长北作业分公司，陕西 西安 710000； 3. 中国石油长庆油田分公司 第一输油处，陕西 西安 710000； 4. 中国石油长庆油田分公司 第二采气厂，陕西 西安 710200； 5. 西安石油大学 地球科学与工程学院，陕西 西安 710065 )

0 引言

对于注水开发的致密砂岩油藏，储层中注入水的驱替类型、渗流路径、波及系数等水驱油特征是制约油藏高效开发的重要因素[1]。关于致密砂岩微观水驱油特征的研究，刘强[2]利用核磁共振实验，研究致密砂岩孔隙结构及多相流体渗流规律，确定油水共渗区间及渗透率变化特征；LI S等[3]建立微观毛管束模型，研究致密砂岩油水渗流规律，认为孔隙结构、润湿性、两相渗透率及界面张力是影响渗流特征的主要因素；TABATABAIE S H等[4]、WANG H等[5]、LIU P等[6]分别进行溶解气驱、空气泡沫驱和CO2驱实验，探讨不同气体在致密砂岩孔隙内的流动规律，分析提高原油采收率的不同方案；崔传志等[7]应用数值模拟和注采耦合技术，研究CO2混相驱油藏的油水运动规律及驱油效率，模拟连续注采和注采耦合两种方式的波及系数及驱油效率变化。目前，关于微观水驱油特征的研究能够达到定量表征，但可视化程度相对较低，无法准确衡量和分类油水在孔道内的流动特征及渗流方式，驱油效率受控因素不明确，一定程度上干扰油田注水开发效果。

白豹油田是长庆油田增储上产的重要区块之一，主力油层长81以注水开发方式生产，油藏的砂体连续性较差，储层非均质性强，含水上升较快，地下油水运动规律不清，油藏开发难度大。关于白豹油田长81油藏的研究多集中于沉积相、成岩作用及储层评价等方面[8-10]，基于测井曲线元，李超[8]研究白豹油田长8油层组沉积微相，划分水下分流河道、水下天然堤及分流间湾3种沉积微相；高建文[9]认为物源方向不同和成岩演化差异，是白豹油田长8储层孔隙结构强非均质性的主要原因；通过微观实验分析，屈怡倩[10]将白豹油田长8储层孔隙结构划分4种类型，由Ⅰ类至Ⅳ类的储层孔隙结构和采收率依次变差。这些研究以储层的静态表征为主，而流体在储层中的动态渗流规律及影响因素，是制约白豹油田长81油藏采出程度及开发效果的主要因素。

白豹油田长81储层具有强非均质性特征，采用物性分析、压汞实验、核磁共振实验，以及真实砂岩模型可视化渗流实验，模拟不同孔隙类型下的水驱油渗流特征，结合油田生产动态资料，分析影响储层渗流及驱油效率的主控因素，为白豹油田长81油藏的高效开发提供支撑。

1 区域地质概况

1.1 构造沉积特征

鄂尔多斯盆地构造主体由6个二级构造单元组成，分别为北部的伊盟隆起、南部的渭北隆起、中部的陕北斜坡、西部的天环坳陷和西缘冲断带、东部的晋西挠褶带，其中陕北斜坡内部构造相对稳定，坡度平缓，是盆地油气聚集的主要区域[11]。晚三叠世延长组沉积期，鄂尔多斯盆地发育大型内陆湖泊—三角洲—河流相沉积体系[12]，形成厚度约为1 000 m的延长组地层，延长组地层自下向上划分10个油层组(长10—长1)，其中长10沉积期为湖盆形成的初期，盆地内以河流相沉积为主；长9—长8沉积期为湖盆发育阶段，盆地周边三角洲逐渐向湖盆中心推进，以河流—三角洲沉积为主；长7沉积期为湖盆湖泛面积最大的鼎盛期，盆地内沉积有机质丰富的湖相烃源岩；长6—长4+5沉积期为湖盆基底缓慢抬升阶段，以三角洲的高度建设为特征；长3—长1沉积期为湖盆消亡阶段，逐渐过渡为河流相沉积[11]。

白豹油田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中西部(见图1(a))，长8油层组为白豹油田的主要产油层之一，主要发育三角洲前缘亚相沉积，沉积骨架为水下分流河道砂体，地层厚度为100～140 m[12]。纵向上(见图1(b))，长8油层组自下向上可划分为长82、长81两段，其中长81段砂体发育程度较高，是白豹油田的主要含油层位。

图1 鄂尔多斯盆地白豹油田构造位置及地层柱状图Fig.1 Structural location and stratigraphic histogram in Baibao Oilfield, Ordos Basin

1.2 储层基本特征

根据铸体薄片、扫描电镜实验分析，白豹油田长81储层岩性以中—细粒长石岩屑砂岩及岩屑长石砂岩为主，碎屑成分主要为岩屑，其次为长石、石英，平均体积分数分别为36.8%、35.4%、27.9%(见图2)。岩屑成分主要为变质岩岩屑和火成岩岩屑，含少量沉积岩岩屑。长81储层填隙物平均体积分数为14.4%，主要为绿泥石、铁方解石、高岭石、硅质，含有少量铁白云石、长石质、水云母等。长81储层孔隙度介于9.1%～15.2%，平均为12.5%，渗透率介于(0.10～1.70)×10-3μm2，平均为0.64×10-3μm2，按陆相碎屑岩储层分类标准[13]，属于低孔—超低渗致密储层。

图2 鄂尔多斯盆地白豹油田长81储层岩性三角图Fig.2 Lithologic triangle map of Chang 81 Reservoir in Baibao Oilfield, Ordos Basin

白豹油田长81储层孔隙类型主要为原生粒间孔、长石溶孔、微裂缝及少量黏土矿物晶间孔，其中原生粒间孔的大小及分布相对均匀，平面上呈三角形或多边形，界面明显，孔隙间具有较好的连通性，可提供良好的渗流通道，为长81储层主力储集空间(见图3(a))；长石溶孔含量次之，镜下见长石碎屑颗粒受溶蚀作用而形成不规则孤立微孔，偶见长石溶孔与粒间孔相连，形成较大的连通孔隙(见图3(b))，为储层提供部分储渗空间；微裂缝多以成岩压实破裂缝为主，具有沟通孔隙、补充喉道数、改善渗流能力的作用(见图3(c))；晶间孔多形成于自生黏土矿物胶结物内部，黏土矿物充填堵塞部分粒间孔，但黏土矿物晶体格架搭建的晶间孔隙能够提供部分孔隙空间，孔径主体分布于50～1 000 nm，孔隙空间多以喉道形式存在，如疏松的书页状高岭石易形成平行的片状喉道(见图3(d))，叶片状绿泥石或毛发状伊利石易形成管束状喉道(见图3(e-f))，从微纳米尺度改善储层的储渗性能。

图3 鄂尔多斯盆地白豹油田长81储层微观特征Fig.3 Microscopic characteristics of Chang 81 Reservoir in Baibao Oilfield, Ordos Basin

2 微观水驱油特征

微观水驱油特征是流体在不同类型储层内的驱替方式及流动状态，能够直观反映地下原油在油藏内被注入水驱替的渗流特征[14-16]。压汞实验压力可以达到220 MPa，表征最小孔径为3.7 nm，可实现对孔隙结构参数的定量表征[17]。核磁共振实验可以研究饱和状态和离心状态下孔隙空间内可动流体的分布情况，并获得孔道内的束缚水含量[18-22]。真实砂岩模型实验的制作过程为将真实岩心洗油、烘干，磨制成厚度约为1 mm的薄片，采用特制胶水粘结在两片玻璃之间，在薄片两侧预留模型的注入口和采出口，并分别连接计量玻璃管，用于计算注入和采出的流体体积和流量，模型尺寸为2.5 cm×2.5 cm，耐压上限为0.2 MPa，耐温上限为100 ℃[16]。应用真实砂岩模型进行饱和水、饱和油和水驱油过程，分别模拟油藏油气充注前、充注完和开发水驱过程，其中水驱油过程分为无水采油期和最终采油期，无水采油期为模型从水驱开始到模型出口产纯油结束的阶段，最终采油期为同等实验条件下模型出口产纯水的阶段，代表水驱过程结束。实验过程中，利用高清显微图像采集设备，记录不同渗流阶段油水运动规律，反映油藏水驱开发过程中的实际流动状态，是沟通静态储层特征与开发动态特征的桥梁[23]。

选取白豹油田长81储层岩心样品，进行高压压汞、核磁共振及真实砂岩模型水驱油实验；将长81储层划分Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类，不同类型储层具有不同微观孔隙结构、可动流体饱和度及水驱油特征(见表1、图4)。

表1 鄂尔多斯盆地白豹油田长81储层分类特征Table 1 Classification characteristics of Chang 81 Reservoir in Baibao Oilfield, Ordos Basin

Ⅰ类储层孔隙组合类型为长石溶孔—原生粒间孔型，孔渗性能好，压汞进汞曲线存在明显平缓段(见图4(a))，排驱压力低，孔喉半径大，最大进汞饱和度高；核磁共振T2谱曲线形态呈右高左低峰，孔隙以中—大孔为主，可动流体饱和度高；水驱油过程以均匀状渗流路径为主，无水采油期和最终采油期驱油效率高，整体水驱效果好，采收率高。

Ⅱ类储层孔隙组合类型为原生粒间孔—长石溶孔型，孔渗性能较好，压汞进汞曲线明显上翘(见图4(b))，排驱压力较高，孔喉半径较大，最大进汞饱和度较高；核磁共振T2谱曲线形态呈左高右低峰，孔隙以微—中孔为主，可动流体饱和度较高；水驱油过程以网状渗流路径为主，水驱前缘为数条水线网状驱替，形成部分网格状残余油，无水采油期和最终采油期驱油效率较高，水驱效果较好，采收率较高。

Ⅲ类储层孔隙组合类型为晶间孔、微裂缝—长石溶孔型(见图4(c))，粒间孔基本不发育，孔渗性能较差，压汞进汞曲线呈陡斜式，排驱压力高，孔喉半径小，最大进汞饱和度低；核磁共振T2谱曲线形态呈单峰状，孔隙以微孔—微裂缝为主，可动流体饱和度低；水驱油过程以指状渗流路径为主，形成大面积残余油，无水采油期和最终采油期驱油效率较低，水驱效果差，采收率低。

图4 鄂尔多斯盆地白豹油田长81储层微观孔隙结构及水驱油特征Fig.4 Microscopic pore structure and water flooding characteristics of Chang 81 Reservoir in Baibao Oilfield, Ordos Basin

3 驱油效率影响因素

水驱油渗流特征反映油藏开发过程中的水驱油过程，评价和分析实验条件下的驱油效率影响因素，对油藏水驱开发方案制定具有指导意义[24]。影响驱油效率的因素包括储层物性、微观孔隙结构、注水压力和注水强度等[23-24]。不同油藏地质特征及开发方式不同，驱油效率影响因素也不同。分析白豹油田长81油藏微观孔隙结构、物性、可动流体饱和度等地质因素，以及驱替压力、驱替速度等开发因素对水驱油特征的影响。

3.1 储层地质因素分析

3.1.1 微观孔隙结构

选取压汞及水驱油实验中的喉道半径、孔喉分选系数、孔喉半径比和渗流路径等微观孔隙结构参数，对比不同样品孔隙结构差异对水驱油特征的影响。

喉道半径与水驱油的无水采油期、最终采油期驱油效率呈明显的正相关关系；无水采油期驱油效率与喉道半径呈线性关系。这是由于无水采油期油水两相渗流过程是以油相渗透率为主导的渗流过程，喉道大小直接影响储层中油相的流动；最终采油期驱油效率与喉道半径呈多项式关系(见图5(a))。当喉道半径≤0.8 μm时，最终采油期驱油效率呈梯级上升趋势；当喉道半径>0.8 μm时，最终采油期驱油效率趋于稳定，喉道半径影响减弱。当无水采油期结束后，经历以油水共渗和水相渗流为主的阶段，渗流通道已基本形成，大孔喉内的油持续被驱替出来，直至水驱油结束。由于最终采油期驱油效率不仅受控于喉道半径，还受控于储集性能，当喉道半径>0.8 μm时，最终采油期驱油效率增幅变缓。

常用孔喉分选系数和孔喉半径比评价孔隙结构的非均质性，反映孔喉的连通程度和均匀程度[25]。水驱油实验表明，无水采油期、最终采油期驱油效率与孔喉分选系数、孔喉半径比呈一定的负相关关系(见图5(b-c))，孔隙结构非均质性影响水驱油效率，即孔喉分选系数和孔喉半径比越小，孔喉连通性和均质性越好，流体波及区越广，驱油效率越高。

渗流路径是孔隙结构非均质性的表现，随孔喉分选系数及孔喉半径比逐渐变小，对应的水驱油渗流路径由指状渗流逐渐向网状、均匀状渗流过渡，水驱油驱替面积和波及系数增大，驱油效率增加(见图5(d))。对于白豹油田长81强非均质性储层，可采用体积压裂、酸化等措施，有利于改善储层孔隙结构非均质性，促进指状渗流路径向网状、均匀状渗流网络过渡，最终提高原油采出程度。

图5 鄂尔多斯盆地白豹油田长81储层微观孔隙结构参数与驱油效率关系Fig.5 Relationship between microscopic pore structure parameters and oil displacement efficiency of Chang 81 Reservoir in Baibao Oilfield, Ordos Basin

3.1.2 储层物性

储层物性与储层形成的原始沉积环境、成岩作用及孔隙结构关系密切[26]。白豹油田长81储层岩心样品的物性与驱油效率存在一定相关关系，渗透率与驱油效率的相关关系明显好于孔隙度的(见图6(a-b))，表明孔隙度不是影响长81储层水驱油特征的主要因素。渗透率受多重因素控制，尤其是喉道半径、孔喉半径比等对储层渗透性影响较大，渗透率对无水采油期、最终采油期驱油效率产生一定影响，相关因数分别为0.582 1和0.348 1。

图6 鄂尔多斯盆地白豹油田长81储层物性与驱油效率关系Fig.6 Relationship between physical properties and displacement efficiency of Chang 81 Reservoir in Baibao Oilfield, Ordos Basin

孔隙度、渗透率与驱油效率的关系复杂，是多重因素对水驱油影响的结果。将储层品质因子作为评价储层品质的综合参数，是孔隙度和渗透率的综合表征函数[13]，单一的物性参数不能完全表征储渗属性[24]。储层品质因子与无水采油期、最终采油期驱油效率的相关关系明显增强(见图6(c))，尤其是储层品质因子与最终采油期驱油效率相关因数可达0.933 9，呈现一定规律性。当储层品质因子≤0.25时，最终采油期驱油效率呈梯级上升趋势；当储层品质因子>0.25时，最终采油期驱油效率增幅变缓。储层品质因子是影响水驱油特征的主要因素之一。

3.1.3 可动流体饱和度

采用核磁共振实验可以获取可动流体饱和度参数[25-26]。可动流体饱和度越高，可参与流动和采出的原油总量越高，残余在储层中的束缚油饱和度越低，从而影响最终采油期驱油效率。

可动流体饱和度反映有效储集空间与盲孔、无效孔隙的相对含量比，是度量储层有效流动的重要指标。可动流体饱和度与最终采油期驱油效率的相关关系明显好于无水采油期的，相关因数分别为0.967 9和0.740 8(见图7)。当可动流体饱和度≤50%时，驱油效率随可动流体饱和度的增大而明显增加；当可动流体饱和度>50%时，驱油效率的增幅明显变缓，表明在较低可动流体饱和度条件下，对驱油效率的影响更为明显。

图7 鄂尔多斯盆地白豹油田长81储层可动流体饱和度与驱油效率关系Fig.7 Relationship between movable fluid saturation and displacement efficiency of Chang 81Reservoir in Baibao Oilfield, Ordos Basin

3.2 储层开发因素分析

真实砂岩模型水驱油实验中，通过改变驱替压力和驱替速度模拟注采压差，研究不同渗流路径下的驱油效率变化(见图8)。

3.2.1 驱替压力

油田注水开发阶段，保持合理注采压差是保证油藏开发的重要措施，对提高油藏采收率、控制含水上升速度至关重要[25，27]。实验过程以启动时的驱替压力为始，随注水压力增幅的提升，3种渗流路径对应的驱油效率累计增量升高(见图8和图9(a))。均匀状渗流路径下的驱油效率增量起伏不大，网状和指状渗流路径驱油效率增量明显增加。这是由于均匀状渗流路径在低注水压力下已形成连通性好的流动通道，升高注水压力不会明显改善驱油效率增量，网状和指状渗流路径受注水压力影响明显，提升注水压力可以拓宽渗流通道，注入水可波及到微小孔道，减少绕流面积，提高驱油效率。

图8 鄂尔多斯盆地白豹油田长81储层驱替压力、驱替速度对水驱油渗流路径及驱替效果的影响Fig.8 Influence of displacement pressure and displacement velocity on seepage path and displacement effect of Chang 81 Reservoir in Baibao Oilfield, Ordos Basin

当驱替压力增幅>50%时，3种渗流路径对应的驱油效率累计增量趋于平缓，驱替效果降低，表明驱替压力增幅≤50%时，压力可有效传导和扩散，达到改善流体可流动性的目的，继续提升注水压力，驱替效果不明显，但是注水开发成本上升，单井含水率大幅增加。

3.2.2 驱替速度

在一定驱替压力状态下，孔道内的油水运动规律及驱油效率受驱替速度的影响[24-25]。随驱替速度的增加，3种渗流路径对应的驱油效率累计增量变化规律与驱替压力的类似(见图8和图9(b))。均匀状渗流路径驱替速度变化不及网状和指状渗流路径的，驱替速度使孔道内的流体流动性增加，将孔道壁的残余油剥离，并带动较小孔道内的原油参与流动，进而提高驱油效率。

图9 鄂尔多斯盆地白豹油田长81储层驱替压力增幅、驱替速度对驱油效率累计增量的影响Fig.9 Influence of displacement pressure increase and displacement velocity on cumulative increment of oil displacement efficiency of Chang 81 Reservoir in Baibao oilfield, Ordos Basin

由于均匀状渗流路径的孔道较粗，连通性好，孔道内残余油较少，导致被剥离的残余油总量较少，网状和指状渗流路径的孔道相对较细，孔喉连通性较差，孔道内残余油总量较多，随驱替速度的增加，残余油被驱替出来，提高最终驱油效率。当驱替速度≤0.012 mL/min时，3种渗流路径对应的驱油效率累计增量明显；当驱替速度>0.012 mL/min时，加剧孔道内的贾敏效应，驱油效率累计增量趋于平缓。

3.3 驱油效率与生产动态关系

试油产油量可以评价和预测油井产能高低[27]。选取的真实砂岩模型岩心样品位于油井射孔段，可以采用白豹油田长81油藏油井生产资料(试油日产油、日产油、含水率等动态数据)与模型驱油效率、渗流路径等建立相关关系，评价驱油效率与生产动态的关系(见图10)。最终采油期驱油效率与试油日产油之间的相关关系明显好于无水采油期的，相关因数分别为0.856 0、0.536 7(见图10(a))，最终采油期驱油效率可以更好地反映油藏的实际生产能力。3种驱替类型对应的单井日产油及含水率存在明显差异(见图10(b-c))，指状渗流路径对应的日产油一般小于1 t/d，生产5个月后含水率快速上升；均匀状和网状渗流路径对应的日产油及含水率相对稳定，表明实验结果与油藏生产特征具有一致性，实验结论可用于指导油田开发。

图10 鄂尔多斯盆地白豹油田长81储层驱油效率与生产动态关系Fig.10 Relationship between displacement efficiency and production characteristics of Chang 81 Reservoir in Baibao Oilfield, Ordos Basin

4 结论

(1)鄂尔多斯盆地白豹油田长81储层可分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类，Ⅰ类储层孔隙组合为长石溶孔—原生粒间孔型，Ⅱ类储层孔隙组合为原生粒间孔—长石溶孔型，Ⅲ类储层孔隙组合为晶间孔、微裂缝—长石溶孔型。3类储层对应的水驱油渗流路径分别为均匀状、网状和指状，可动流体饱和度和驱油效率依次降低。

(2)驱油效率是研究区储层微观孔隙结构非均质性的综合反映，不同孔隙类型的喉道半径及孔喉比是影响水驱油差异的关键因素，储层品质因子、可动流体饱和度是评价、衡量驱油效率的重要储渗参数。

(3)对不同水驱特征的储层，通过调整驱替压力、驱替速度可有效提高油藏采出程度，最终采油期驱油效率可以真实反映油藏的生产能力。白豹油田长81油藏的开发应重视储层微观特征的评价和开发政策的调整。