鄂尔多斯盆地中西部长10储层水驱油特征及影响因素分析

陈宇家,冯昆明,熊志明,贾彬红,王 凯,魏 涛,任利剑,王 巍，刘林玉,陈大友,周 淋

(1.中国石油玉门油田分公司,甘肃 酒泉 735019;2.中国石油长庆油田分公司,陕西 西安 710018;3.西北大学 大陆动力学国家重点实验室/地质系,陕西 西安 710069;4.兰州城市学院 培黎石油工程学院,甘肃 兰州 730070)

近年来,鄂尔多斯盆地中西部长10储层陆续有油气发现,但由于其孔隙结构复杂、水驱油渗流特征研究薄弱,使该区域长10油藏的开发匮乏理论依据。本研究以鄂尔多斯盆地中西部吴起地区长10储层为研究对象,对储层水驱油特征及影响因素进行研究。

吴起地区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西部,区域背景为一平缓的西倾单斜构造,倾角一般小于1°(见图1)。研究区油井产量低且下降快,稳产难度大,开发效果差[1-4]。前人关于其渗流特征的研究区域和层位均不同[5-13],无法对吴起地区长10储层的开发起到指导作用。为此,本研究利用物性分析、铸体薄片、扫描电镜、高压压汞等分析测试手段,定量分析了研究区长10储层的微观孔喉结构特征,并结合真实砂岩微观水驱油实验,在定性分析不同类型孔喉结构储层水驱油渗流特征的同时,定量地分析了驱油效率的影响因素,以期为研究区长10储层的后期高效开发、提高采收率提供理论依据。

1 储层基本特征

根据岩心观察及砂岩铸体薄片统计,研究区长10储层的岩性以灰色、深灰色长石砂岩为主,其次为岩屑长石砂岩。砂岩中以长石的质量分数最高,为28%～61.5%;石英的质量分数次之,为16.5%～39%;岩屑的质量分数为9.5%～28.7%,填隙物的质量分数为5.5%～23%。研究区长10储层砂岩以细砂岩为主,其次为中砂岩,粗砂岩较为少见;碎屑颗粒以次棱角状为主,分选中等,颗粒之间以线接触为主,成岩作用强烈。研究区长10储层的填隙物含量较高,种类多样,主要包括绿泥石、浊沸石、硅质、铁方解石、伊利石、方解石,其平均质量分数分别为3.8%,2.47%,2.33%,1.71%,0.75%,0.14%。研究区长10储层的孔隙度主要为8%～11%,平均为9.83%,渗透率主要为(0.1～1.0)×10-3μm2,平均为0.76×10-3μm2, 为低孔、 超低渗透储层特征。

图1 鄂尔多斯盆地构造区划图

2 微观孔喉结构特征

2.1 孔喉类型

据铸体薄片及扫描电镜等资料统计可知,研究区长10储层的面孔率为0.4%～13.5%,平均为4.68%。其中,粒间孔为主要孔隙类型〔见图2(a)〕,面孔率平均为3.16%;长石溶孔〔见图2(b)〕和沸石溶孔〔见图2(c)〕含量次之,面孔率平均为0.78%和0.53%;此外,还可见微裂隙〔见图2(d)〕、岩屑溶孔及粒间溶孔,但含量极低。

研究区长10储层的喉道类型以片状及弯片状喉道为主,少量缩颈状喉道〔见图2(a)、图2(b)〕。成岩作用过程中强烈的压实、压溶作用使得储层砂岩颗粒紧密地排列在一起,大大降低了储层的孔隙度。同时,颗粒之间的线接触关系也降低了储层孔隙之间的连通性,使得储层渗透性能大幅度减弱。

2.2 孔喉结构特征

研究储层的孔喉结构特征,有助于了解储层孔隙中油水的分布及渗流规律[14-16]。研究中,通过对研究区长10储层进行高压压汞测试,分析储层的微观孔喉结构特征,发现研究区储层的压汞曲线形态特征及相关参数有明显差异,以储层孔喉结构分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三类(见表1、图3)。

1)Ⅰ类孔喉结构。其物性相对较好,孔隙度平均值为12.37%,渗透率平均值为1.49×10-3μm2。该类储层孔喉结构的压汞曲线相对偏向坐标轴的左下方,平台较为明显,排驱压力较低,为0.1～0.29 MPa,平均值为0.22 MPa;中值半径相对于Ⅱ、Ⅲ类储层高,为0.128～0.57 μm,平均值为0.306 μm;主流孔喉半径较大,为0.63～1 μm,平均值为0.88 μm;喉道分选系数相对较低,为2.38～2.81,平均值为2.54,分选性相对较好;最大进汞饱和度较高,为83.65%～90.29%,平均值为87.37%(见表1、图3)。孔喉半径分布在0.004～6.3 μm,但集中分布在0.1～1.6 μm(见图3),在全部孔喉中占比68.5%。Ⅰ类储层孔隙类型以粒间孔及长石溶孔为主,喉道以缩颈状喉道及片状喉道为主,该类孔喉结构连通性较好,渗流能力最强。

2)Ⅱ类孔喉结构。其物性较Ⅰ类储层孔喉结构略差,孔隙度平均值为10.39%,渗透率平均值为0.18×10-3μm2。该类储层孔喉结构的压汞曲线在坐标轴中位于Ⅰ类孔喉结构压汞曲线的上方,平台较Ⅰ类短,排驱压力略高于Ⅰ类孔喉结构,为0.72～0.8 MPa,平均值为0.75 MPa;中值半径较小,为0.073～0.12 μm,平均值为0.094 μm;主流孔喉半径较小,分布在0.16～0.41 μm,平均值为0.27 μm;喉道分选系数为3.3～4.2,平均为3.73,分选性较Ⅰ类孔喉结构差;最大进汞饱和度79.46%～86.87%,平均值为82.28%(见表1、图3)。孔喉半径分布在0.004～1.02 μm, 但集中分布在0.06～0.41 μm(见图3), 在全部孔喉中占比57.9%。 Ⅱ类储层孔隙类型以残余粒间孔及沸石溶孔为主, 喉道以片状喉道为主, 该类孔喉结构连通性较Ⅰ类略差, 渗流能力有所降低。

表1 吴起地区长10储层常规压汞孔喉结构参数统计Tab.1 Statistics of conventional mercury injection pore throat structure parameters of Chang 10 reservoir in Wuqi area

3)Ⅲ类孔喉结构:其物性在3类孔喉结构中最差,平均孔隙度为6.77%,平均渗透率为0.08×10-3μm2。该类储层孔喉结构样品的压汞曲线位于坐标轴右上方,平台最短,排驱压力最高,为1.17～4.55 MPa,平均值为2.3 MPa;中值半径为0.007～0.062 μm,平均值为0.034 μm;主流孔喉半径小,分布在0.01～0.1 μm,平均值为0.05 μm;喉道分选系数最大,为2.78～4.74,平均值为3.74,分选最差;最大进汞饱和度分布在58.92%～79.23%,平均值为70.86%,最大进汞饱和度低(见表1、图3)。孔喉半径分布在0.004～0.63 μm,但集中分布在0.016～0.16 μm,在全部孔喉中占比71.2%。Ⅲ类储层孔隙类型以粒间溶孔及晶间孔为主,喉道以弯片状喉道为主,该类孔喉结构连通性最差,渗流能力最弱。

图3 吴起地区长10储层不同类型孔喉结构毛管压力及喉道半径分布曲线

3 微观水驱油特征

3.1 实验介绍

本次水驱油特征研究采用西北大学专利——真实砂岩微观模型——进行,选用研究区真实储层样品,经洗油、烘干、切片、磨平等操作,将样品制作成规格为3.5 cm×3.5 cm×0.08 cm的岩样薄片。真实砂岩微观模型精细的制作技术,最大程度地保留了岩石原本的孔喉结构特征,同时还能保留岩石的填隙物等特性,使样品最大程度地接近原始地层,实验结果更为可靠[17-19]。在实验过程中,使用真实或复配的地层水和注入水,为了便于镜下对水驱油渗流特征进行观察,将实验用水和油分别用甲基蓝和油溶红进行染色。

实验步骤主要为:① 将砂岩模型抽真空后饱和地层水;② 测量模型的液体渗透率;③ 油驱水实验;④ 水驱油实验,观察水驱油过程中的流体渗流特征及残余油分布特征,采集图像、记录实验数据,计算驱油效率;⑤ 实验数据进行处理,图像进行分析。

3.2 不同孔喉类型储层渗流特征

通过对不同类型孔喉结构的储层样品进行微观水驱油渗流实验,发现储层孔道内与孔隙网络中的水驱油特征有较大的差别。孔道内水驱油的方式以活塞式驱替为主,而非活塞式驱替少见;孔隙网络中水驱油方式以均匀驱替、网状驱替、网状-指状驱替及指状驱替为主。同时,不同类型孔喉结构的储层,其渗流特征也有较大的差异。

3.2.1 孔道内渗流特征

孔道内渗流特征受孔喉大小及润湿性的影响[1]。实验表明,研究区Ⅰ类孔喉结构储层孔道内水驱油方式以活塞式驱替为主〔见图4(a),图4(b),图4(c)〕,水在储层孔道内均匀向前驱替,此类驱替方式能够最大程度地将油从孔道内驱替出来,仅有少量的残余油留在孔道内,驱替效率高,水驱油较为彻底。Ⅱ类孔喉结构储层孔道内水驱油方式为活塞式驱替为主〔见图4(a),图4(b),图4(c)〕。非活塞式驱替少量〔见图4(d)〕,水驱油效率较Ⅰ类孔喉结构有所下降。Ⅲ类孔喉结构储层孔道内水驱油方式也以活塞式驱替为主〔见图4(a),图4(b),图4(c)〕,非活塞驱替略增多〔见图4(d)〕。孔道中非活塞式驱替呈现为水在孔道中央的前进速度较快,而在孔道边缘的前进速度慢,导致较多的残余油留在孔道两侧,驱替效率低,水驱油不彻底。

3.2.2 孔喉网络中渗流特征

1)Ⅰ类孔喉结构。该类孔喉结构包括3块样品,平均孔隙度12.37%,平均液测渗透率0.035×10-3μm2(见表2),平均中值半径0.306 μm,平均主流孔喉半径0.88 μm(见表1)。Ⅰ类孔喉结构储层物性最好,渗流特征最好,无水期驱替阶段以均匀状驱替和网状驱替为主〔见图5(a)〕,均匀状驱替水从模型入口呈多条线路以较为稳定且相似的速度均匀推进。网状驱替注入水从模型入口处进入后,在孔隙空间中呈网络状交叉向前推进,形成网状水驱通道。到无水期驱替结束时,计算出无水期驱替效率为24.8%～36.8%,平均为31.8%(见表2)。无水期后,随着驱替的继续进行以及驱替压力和注入水倍数的加大,水驱通道逐渐连接成片,注入水渗流路线呈网状,为网状驱替方式;最终期驱替方式转变为均匀状驱替和网状-均匀状驱替〔见图5(b)〕,平均驱替效率为52.7%(见表2)。

(a)活塞式驱替;(b)活塞式驱替;(c)活塞式驱替;(d)活塞式与非活塞式驱替。蓝色为模拟注入水,红色为模拟油图4 吴起地区长10储层孔道内水驱油类型

(a)WX-2,均匀状驱替,无水期;(b)WX-2,均匀状驱替,最终期;(c)WX-6,网状驱替,无水期;(d)WX-6,网状驱替,最终期;(e)WX-8,指状驱替,无水期;(f)WX-8,网状指状驱替,最终期图5 吴起地区长10储层孔隙网络中水驱油方式

表2 吴起地区长10储层砂岩模型微观水驱油实验结果统计Tab.2 Statistics of microscopic water displacement experiment results of sandstone model of Chang 10 reservoir in Wuqi Area

2)Ⅱ类孔喉结构。Ⅱ类孔喉结构包括3块样品,平均孔隙度为10.39%,平均液测渗透率为0.026×10-3μm2(见表2),平均中值半径0.064 μm,平均主流孔喉半径0.27 μm(见表1)。该类孔喉结构样品物性较Ⅰ类样品差,无水期驱替阶段以网状驱替为主〔见图5(c)〕,驱替效率为17.4%～24.1%,平均为20.4%(见表2)。无水期后,随着驱替的继续进行以及驱替压力和注入水倍数的加大,网状水驱通道加宽,但通道之间无法连接成片状,最终驱替方式仍以网状驱替为主〔见图5(d)〕,驱替效率平均为38.5%(见表2)。

3)Ⅲ类孔喉结构。Ⅲ类孔喉结构包括3块样品,平均孔隙度为6.67%,平均液测渗透率为0.011×10-3μm2(表2),平均中值半径0.034 μm,平均主流孔喉半径0.05 μm(见表1)。该类孔喉结构样品物性最差,无水期驱替阶段注入水优先进入孔喉半径大的孔道,沿着一条或多条路线呈指状向前推进〔见图5(e)〕,该阶段样品内残余油较多,驱替效率低,为15.2%～21.2%,平均为17.7%(见表2)。无水期后,随着驱替的继续进行以及驱替压力和注入水倍数的加大,少量水驱通道相互连通,逐渐形成网状,而大部分水驱通道加宽,未能连通,最终驱替方式以网状-指状驱替为主〔见图5(f)〕,平均驱替效率为29.3%(见表2)。

4 水驱油效率影响因素

注水开发过程中,开发效率往往会因为储层特征的差异性而变化[20-23],研究区长10储层为超低渗透油藏,其孔喉结构较为复杂,油气渗流通道细小,流体与岩石界面及两相流体界面的相互作用明显,渗流阻力大,影响因素众多。研究储层的微观水驱油效率的影响因素,可以为研究区的注水开发提供参考。本研究针对物性、孔喉结构、驱替压力及注入水倍数4个因素,分析其对研究区长10储层水驱油效率的影响。

4.1 物性

实验表明,研究区长10储层无水期、最终期的水驱油效率与物性均具有较好的正相关关系,孔隙度、渗透率越大,无水期与最终期水驱油效率均越高(见图6)。随着孔隙度和渗透率的升高,孔隙之间的连通性变强,储层均质性增强,水驱油时不易形成绕流,贾敏效应相对较弱,水驱波及面积广,水驱油效率增大。最终期时渗透率与驱油效率的相关性(R2=0.899 7)较孔隙度与驱油效率相关性(R2=0.764 9)好,表明受喉道大小控制的渗透率对驱油效率的影响要强于孔隙度大小对驱油效率的影响(见图6)。

图6 吴起地区长10储层物性与驱油效率关系

4.2 孔喉结构

孔喉结构是影响储层渗流特征的重要因素[24-26]。实验表明,研究区长10储层主流孔喉半径与水驱油效率呈很好的正相关关系,最终期主流孔喉半径与驱油效率的相关性(R2=0.901 1)好于物性、驱替压力及注水倍数与驱油效率的相关性,随着主流孔喉半径的增大,无水期及最终期水驱油效率均呈现增大的趋势〔见图7(a)〕。主流孔喉半径对储层渗流能力有着决定性的控制作用,主流孔喉半径越大,储层渗透率越大,最终期驱油效率越高,这也和渗透率与驱油效率相关性好这一现象相符合。排驱压力与驱油效率呈负相关性,即随着储层排驱压力的增大,无水期与最终期的驱油效率均呈降低的趋势〔见图7(b)〕。排驱压力代表了流体进入储层孔隙空间所需要的最小压力,即最大连通孔隙所对应的毛细管力。排驱压力越小,对应的毛细管力越小,孔喉半径越大,在水驱油过程中波及面积大,贾敏效应较弱,不易发生绕流,水驱油效率高。

图7 吴起地区长10储层孔喉结构参数与驱油效率关系

4.3 驱替压力

实验中,先在较小压力下进行水驱油实验,直到在此压力下驱油效率不再增大;加大驱替压力,继续进行水驱油实验。实验表明,吴起长10油层提高压力可以有效改善驱替效果(见图8)。

对研究区9块样品测试结果进行统计表明,在驱替压力小于0.13 MPa时,增大驱替压力,驱油效率会有明显的增大;当驱替压力大于等于0.13 MPa后,增大驱替压力,水驱油效率不再有明显的增加〔见图9(a)〕。在水驱油前期,由于驱替压力较小,注入水优先进入毛细管力较小的大喉道所连通的孔隙空间,随着驱替压力的增大,注入水逐渐进入较小喉道所连通的孔隙空间,驱油效率增大。到水驱油后期,当驱替压力达到一定值时,注入水波及面积达到最大,此时再增大驱替压力,仅有附着在孔道壁上的油膜被驱出,因此驱油效率不再有明显的增大。因此,在注水开发过程中,应适当调节注水压力,在驱油效率到达最大的同时不使地层压力过剩。

4.4 注水倍数

实验中,在研究注水倍数对水驱油效率的影响时,采用控制变量的方法,在同一压力(0.11 MPa)下给样品依次注入倍数为1,2,3 PV的水,并记录相应的驱油效率。由实验数据可知,驱油效率与注水倍数呈正相关关系,但是随着注入水倍数的不断增加,驱油效率的增幅在逐渐下降〔见图9(b)〕。在水驱油前期,当注入水倍数由1 PV增加到2 PV时,Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三类孔喉结构的储层样品的驱油效率分别增加了14.3%,9.5%,5.8%;而当注入水倍数由2 PV增加到3 PV时,Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三类孔喉结构的储层样品的驱油效率仅分别增加了3.3%,3%,1%,水驱油效率增幅小〔见图9(b)〕。当注入水达到一定倍数时,注入水在储层孔隙空间中形成了优势通道,此时再增加注水倍数,对于驱油效率的增长无明显效果。因此,在注水开发过程中,应合理调节注入水倍数,将注入水倍数控制在2～3 PV即可。

5 结论

吴起地区长10储层岩性以灰色、深灰色长石砂岩为主,平均孔隙度为9.83%,平均渗透率为0.76×10-3μm2。储层面孔率低,孔隙类型以粒间孔为主,其次为长石溶孔和沸石溶孔,喉道类型以片状及弯片状喉道为主,少量缩颈状喉道。研究区长10储层孔喉结构可分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三类,不同类型孔喉结构储层的水驱油渗流特征及驱油效率差异较大。Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类孔喉结构储层孔道内的水驱油方式均以活塞式为主,Ⅱ类孔喉结构储层孔道内的水驱油方式出现少量非活塞式,Ⅲ类孔喉结构储层孔道内的水驱油方式非活塞式略增多。Ⅰ类孔喉结构储层孔隙网络中的驱替方式主要为均匀状驱替和网状-均匀状驱替,Ⅱ类孔喉结构储层孔隙网络中的驱替方式主要为网状驱替,Ⅲ类孔喉结构储层孔隙网络中的驱替方式主要为指状驱替和网状-指状驱替。从Ⅰ类孔喉结构储层至Ⅲ类孔喉结构储层,物性与孔喉结构依次变差,水驱油效率依次降低。水驱油效率主要受物性、孔喉结构、驱替压力及注水倍数的影响,且孔喉结构参数中,主流孔喉半径与水驱油效率相关性最高。物性和孔喉结构越好,水驱油效率越高。同时,增大驱替压力与注水倍数,也能在一定范围内提高水驱油效率。