劉秀嬋，陳西泮，高浩鋒，師學耀，4

（1.延安大學能源與環(huán)境工程學院，陜西延安 716000；2.延長油田股份有限公司，陜西延安 716000；3.中國石油集團測井有限公司，陜西西安 710077；4.西北大學大陸動力學國家重點實驗室/地質(zhì)學系，陜西西安 710069）

勞山油田W110井區(qū)位于陜西省延安市甘泉縣境內(nèi)，勞山鄉(xiāng)西北側(cè)，是勞山油田主要開發(fā)區(qū)塊之一，構(gòu)造位置為鄂爾多斯盆地陜北斜坡南部，主要開發(fā)層位為三疊系延長組長6油層組，油藏埋深890～1040 m。在開發(fā)區(qū)內(nèi)，油井含水率上升較快，產(chǎn)油量遞減快。利用W110井區(qū)長6儲層巖心制作真實砂巖模型，進行儲層微觀滲流特征的研究，對后期的注水開發(fā)提供理論依據(jù)。

1 儲層特征

1.1 巖石、孔隙特征

研究區(qū)長6儲層沉積環(huán)境屬于三角洲前緣水下分流河道微相，也是石油聚集的主要場所。巖性主要以淺灰色細粒長石砂巖、巖屑長石砂巖為主，碎屑成分中以長石含量較高（46.35%），多見斜長石，石英次之（32.35%）；膠結(jié)類型有孔隙－接觸式膠結(jié)，局部見少量薄膜式膠結(jié)。

長6 砂巖儲集層的孔隙類型主要有粒間孔、長石溶蝕孔，含少量巖屑溶孔和粒內(nèi)溶孔和極少量自生礦物晶間微孔隙；面孔率平均為2.67%。據(jù)砂巖掃描電鏡和鑄體薄片分析統(tǒng)計，長6油層組砂巖平均孔徑集中在0.12～0.25 μm，為微孔隙。連接孔隙之間的喉道主要有兩種形式，一種是以殘余孔隙為主的喉道，另一種是微孔隙為主的喉道。屬微孔－微細喉型、微孔－微喉型儲層。

1.2 潤濕性特征

油藏巖石的潤濕性理論上存在有5 種不同的潤濕狀態(tài)，即油濕、弱油濕、中間潤濕、弱水濕、水濕[1]。根據(jù)W110井區(qū)10 塊長6儲層巖心潤濕性化驗分析結(jié)果，表明長6油層潤濕性實驗（見表1）結(jié)果表明，儲層潤濕性以弱親水為主，這種潤濕特性有利于前期油藏的注水開發(fā)。

2 滲流特征

2.1 油水相滲特征

長6油層為超低滲油層，油水兩相滲流特征均反映出低滲透儲層特有滲流規(guī)律，即：束縛水飽和度高，原始含油飽和度低；兩相流動范圍窄；殘余油飽和度高；油相滲透率下降快；水相滲透率上升慢，最終值低；顯示弱親水特征；流體滲流存在啟動壓力梯度及賈敏效應[2]。

根據(jù)實驗結(jié)果（見表2），本區(qū)長6 束縛水時含水飽和度最小為20.66%，最大為48.77%，平均為38.17%；此時的油相相對滲透率最大為0.0169×10-3μm2，最小為0.00024×10-3μm2，平均為0.0038×10-3μm2。交點處的含水飽和度最大為74.85%，最小為55.84%，平均為67.48%。等滲點油水相對滲透率最大為0.2×10-3μm2，最小為0.078×10-3μm2，平均為0.14×10-3μm2。殘余油時的含水飽和度最小為72.53%，最大為96.31%，平均為86.42%；此時的水相相對滲透率最小為0.39×10-3μm2，最大為0.94×10-3μm2，平均為0.54×10-3μm2。

表1 W110井區(qū)長6 潤濕性實驗參數(shù)表

表2 W110井長6油層相對滲透率實驗參數(shù)表

相對滲透率不僅與飽和度有關，還受巖石孔隙結(jié)構(gòu)、潤濕性，實驗流體、溫壓條件，以及流體飽和順序有關。油水相滲曲線可以綜合反應這些影響因素[3-4]。由此可見（見圖1），長6油層隨含水飽和度增加，油相相對滲透率下降幅度較大，水相相對滲透率提升不大，兩相流動范圍較窄，表明可流動流體較少。說明研究區(qū)儲層整體孔隙小，連通性不好，造成油田開發(fā)見水后，相對產(chǎn)油指數(shù)大幅度下降，油井產(chǎn)油量大幅度下降，相對產(chǎn)液指數(shù)升不起來，使靠提液延長穩(wěn)產(chǎn)期的傳統(tǒng)方法受到限制，油田穩(wěn)產(chǎn)難度較大。

圖1 W110井長6油層油水相滲曲線圖

2.2 水驅(qū)油特征

實驗發(fā)現(xiàn)，飽和油主要賦存在以下孔隙結(jié)構(gòu)中，粒間孔、溶蝕孔和粒間孔-溶孔，其中以粒間孔-溶孔組合類型孔隙結(jié)構(gòu)的含油飽和度最高。儲層中巖性、物性和孔隙結(jié)構(gòu)上存在的差異導致較強的非均質(zhì)性，共同影響模型的最終含油飽和度。

注入水在孔道中的驅(qū)油方式有兩種：近活塞式和非活塞式，主要受潤濕性和孔喉大小的影響[5-6]。本區(qū)長6儲層W110井實驗各樣品孔隙細小，潤濕性為弱親水，水在孔喉中主要以非活塞式驅(qū)油，束縛的有些油會殘留下來。

長6油層，隨著注入倍數(shù)的增加，含水率的增高幅度大于采收率的增加，在到達一定的注入倍數(shù)時，采收率沒有提高的趨勢（見圖2、表3），最終平均驅(qū)油效率為56.82%。因為儲層中孔喉體積比較小，油在孔喉比大處容易造成“賈敏”現(xiàn)象，殘留下來，使注入水只沿阻力小的連通水道前進，含水量上升，殘余油飽和度逐漸增高。如在注入水中加入活性劑，減小表面張力，可以防止卡斷，以提高最終采收率。

圖2 W110井長6油層驅(qū)替實驗曲線圖

3 驅(qū)油效率的影響因素

水驅(qū)油效率的影響因素較多，包括滲透率、潤濕性、油水粘度比、微觀孔隙結(jié)構(gòu)、成巖作用、沉積微相以及驅(qū)替速度等[7-9]。實驗表明，影響W110井區(qū)長6油層組驅(qū)油效率的主要因素有物性、儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)、潤濕性和微觀非均質(zhì)性。

表3 W110井區(qū)長6油層驅(qū)替實驗參數(shù)表

該區(qū)長6儲層物性差，滲透率低，驅(qū)油效率整體較低。這種超低滲的儲層，發(fā)育的膠結(jié)作用容易造成微觀上孔喉都較細小，連通性較差，限制流體的滲流方式，直接影響驅(qū)替效率。

長6儲層的潤濕性為弱親水，大量的水進入儲層可一定程度可擠出殘余在顆粒表面的油膜，大同原來被粘土礦物充填堵塞的孔隙通道，提高一定的驅(qū)油效率。但是另一方面，水會殘留在油膜所在的位置，與有些遇水膨脹的礦物結(jié)合，占據(jù)孔隙空間，對儲層造成傷害，對后期開采不利。

殘余油的存在主要是由于儲層微觀非均質(zhì)造成的，流體在孔隙空間中受該因素影響，流動通道單一，波及面積小，注入水沿阻力較小的滲流通道發(fā)生繞流，被繞過的區(qū)域形成殘余油，驅(qū)油效率低。

4 結(jié)論

（1）研究區(qū)長6油層組儲層兩相流動范圍較窄，可流動流體較少，靠提液延長穩(wěn)產(chǎn)期的傳統(tǒng)方法受到限制，油田穩(wěn)產(chǎn)難度較大。

（2）水驅(qū)油實驗最終平均驅(qū)油效率為56.82%。因為儲層中孔喉體積比較小，油在孔喉比大處容易造成“賈敏”現(xiàn)象，殘留下來，使注入水只沿阻力小的連通水道前進，含水量上升，殘余油飽和度逐漸增高?？稍谧⑷胨屑尤牖钚詣?，減小表面張力，防止卡斷，以提高最終采收率。

（3）研究區(qū)長6儲層滲透率低、孔喉小造成連通性差，導致驅(qū)油效率低；儲層潤濕性為弱親水，可通過注入大量的水來提高驅(qū)油效率；儲層非均質(zhì)性較強導致容易形成殘余油，在注水開發(fā)時，應采取逐漸加壓的方式提高注入水壓力，防止水竄。

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