高海龍

(延長油田股份有限公司勘探開發(fā)技術研究中心，陜西延安 7160002)

延長油田東部長2～長6油層非達西滲流特征及滲透率動用下限研究

高海龍

(延長油田股份有限公司勘探開發(fā)技術研究中心，陜西延安 7160002)

摘要：延長東部油區(qū)多為超、特低滲透油藏，儲層滲透率低，絕大部分區(qū)塊仍以天然能量開發(fā)為主，存在地層能量注水見效差、產(chǎn)量低、遞減大等問題，給東部油區(qū)穩(wěn)產(chǎn)造成較大的困難。在統(tǒng)計分析了延長東部油田儲層滲透率及孔喉特征基礎上，對儲層非達西滲流特征進行室內(nèi)實驗，分析其啟動壓力梯度對不同滲透率儲層注水開發(fā)的影響，并評價儲層有效動用下限，認為在目前注水開發(fā)技術條件下，滲透率小于0.5×10-3μm2的儲層其孔喉半徑大多小于0.2 μm，注水難以見效；滲透率(0.5～1.0)×10-3μm2的儲層部分井能見效，但總體上注水見效差。

關鍵詞：延長油田；滲流特征；啟動壓力梯度；儲層動用下限

1延長油田東部儲層特征評價

延長東部油田研究區(qū)包括蟠龍、南泥灣、七里村、甘谷驛、王家川、青化砭等8個油區(qū)。各油區(qū)沉積環(huán)境不同且開發(fā)程度各有差異，需要研究不同沉積環(huán)境條件下儲層特征及開發(fā)效果，主要涉及長2油層組(如蟠龍下坪區(qū)，辮狀河沉積)、長4+5油層組(如南泥灣采油廠松700區(qū)塊，三角洲平原沉積)、長6油層組(如七里村野豬峁井區(qū)，三角洲前緣沉積)3個油層組，其中以長6油層組為主，油層主要為特低孔超低滲，孔隙度平均為8%左右，滲透率主要為(0.3～1.5)×10-3μm2(表1)。

通過對典型區(qū)塊壓汞實驗數(shù)據(jù)分析，建立研究區(qū)孔喉半徑與滲透率的關系(圖1)。

圖1　研究區(qū)儲層喉道中值半徑與滲透率關系圖

2非達西滲流特征研究

流體在多孔介質(zhì)中滲流時，始終存在著固液(氣)兩相間的表面作用，尤其對低滲透油藏非常明顯。在低滲透儲層中流動時，液體必須克服液體與巖石之間的阻力后才能流動，使儲集層視滲透率減小，并且當壓力差達到一定程度液體才開始流動，這就是所謂的油藏具有啟動壓力現(xiàn)象[1-4]。

對研究區(qū)16塊天然巖心進行室內(nèi)驅替實驗。實驗溫度為室溫(25 ℃)，實驗流體采用蒸餾水和抽真空煤油，用氮氣將煤油推入巖心，通過調(diào)節(jié)氮氣瓶出口壓力來控制巖心兩端的驅替壓差。蒸餾水和煤油的黏度分別取1.0、1.25mPa·s。

實驗結果見圖2，可以看出壓差與流速之間存在非線性關系；計算了16塊巖心“壓差-流速”實驗數(shù)據(jù)擬合二次多項式系數(shù)(表2)；滲透率與啟動壓力梯度之間為乘冪關系(圖3)，滲透率為1×10-3μm2時，啟動壓力梯度約為0.05MPa/m。

可見，低滲透尤其是特低滲透超低滲透儲層滲流存在啟動壓力梯度，實際注水開發(fā)過程中要根據(jù)油藏地質(zhì)情況，優(yōu)化井網(wǎng)和注采井距，適當提高注水壓力，對注入能力差的層實施增注措施。

圖2　驅動壓力梯度與流速的關系

表2　巖心“壓差-流速”實驗數(shù)據(jù)及擬合二次多項式系數(shù)統(tǒng)計

圖3　啟動壓力梯度與滲透率的關系

3滲透率動用下限研究

3.1試油趨近法

張玉濤等針對壓裂前井點附近的儲層物性與壓裂后裂縫所溝通的基質(zhì)儲層物性存在一定的差異，以及超、特低滲透層存在啟動壓力梯度的特點，在試油法的基礎上提出了采用試上限定下限的試油趨近法[5]。

為了使?jié)B透率技術動用下限更加準確，選擇的試油層段是取心井，為單層試油，油層有效厚度2m以上。滲透率的取值采用算術平均值，對于滲透率比較低的儲層，特別是儲層的平均滲透率接近有效厚度物性下限標準的儲層，滲透率的取位采用相應儲層滲透率的最大值[6-9]。圖4、圖5是建立的油層、干層滲透率與孔隙度的關系，得到長2～長6油層物性下限(表3)。

表3　東部典型區(qū)塊長2～長6油層試油物性下限表

圖4　蟠龍長2油層試油孔隙度滲透率交會圖

圖5　七里村長6油層試油孔隙度滲透率交會圖

3.2 啟動壓力法

按照150m的注采井距計算、啟動壓力梯度為0.1MPa/m時，對應滲透率為0.45×10-3μm2，啟動壓力為15MPa，這樣儲層難以注水開發(fā)。滲透率為1×10-3μm2時，對應啟動壓力梯度為0.05MPa/m，150m注采井距啟動壓力為7.5MPa，這樣儲層可以注水開發(fā)(表4)。

表4　不同滲透率儲層水驅適應性評價

3.3可動孔喉半徑法

利用沃爾公式求最小流動孔喉半徑，該方法以等孔隙體積增量為基礎，求每一個孔隙體積間隔中滲透率貢獻值及累計滲透能力[10-12]。

沃爾公式為：

∑K=ΔKi

式中：ΔKi——區(qū)間滲透能力貢獻值，%； ∑K——累計滲透能力，%；i——等量孔隙體積間隔序號；ri——相應的孔隙半徑，μm。

取累計滲透能力99.99%的孔隙半徑為最小流動半徑，為0.131μm，根據(jù)喉道半徑和滲透率的關系計算長2、長4+5、長6油層在該孔喉半徑時對應滲透率分別為1.298×10-3μm2，0.594×10-3μm2，0.405×10-3μm2。

3.4滲透率動用下限確定

通過對東部油田儲層物性特征、啟動壓力梯度及滲透率動用下限研究，認為：

滲透率小于0.45×10-3μm2的巖心，啟動壓力梯度大于0.1MPa/m，長4+5油層平均喉道半徑小于0.18μm，長6油層平均喉道半徑小于0.1μm，喉道主要分布在小于0.2μm以下的區(qū)域，這類儲層以微喉道為主，目前條件下難以動用。

滲透率在(0.45～1.00)×10-3μm2的巖心，啟動壓力梯度在0.05～0.1.00MPa/m，長4+5油層平均喉道半徑在0.20～0.25μm，長6油層平均喉道半徑在0.10～0.15μm，這類儲層以微細喉道為主，有部分細喉道，目前水驅開發(fā)難度較大。

滲透率在(1.00～2.00)×10-3μm2的巖心，啟動壓力梯度小于0.05MPa/m，長4+5油層平均喉道半徑在0.25～0.40μm，長6油層平均喉道半徑在0.15～0.25μm，這類儲層以微細喉道為主，有部分細喉道，目前水驅開發(fā)難度較大。這類儲層以微細～細喉道為主，有一定的開發(fā)潛力，需要實施合理的開發(fā)技術政策，是目前注水開發(fā)攻關的目標。

滲透率大于2.00×10-3μm2的巖心，平均喉道半徑在2μm以上，該滲透率范圍內(nèi)的儲層以細～粗喉道為主，從注水開發(fā)角度看，其開發(fā)難度不大。

4結論與認識

(1)延長東部油田油層孔隙度平均為8%左右，滲透率主要為(0.3～1.5)×10-3μm2，為超、特低孔超低滲。

(2)利用試油法得到東部油田長2、長4+5、長6油層滲透率下限分別為0.54×10-3μm2、0.49×10-3μm2、0.32×10-3μm2。

(3)啟動壓力梯度法表明，按照150m的注采井距計算，滲透率小于0.45×10-3μm2的儲層難以注水開發(fā)，滲透率大于1×10-3μm2時適合注水開發(fā)。

(4)綜合認為滲透率小于0.5×10-3μm2的儲層其孔喉半徑多小于0.2μm，在目前注水開發(fā)技術條件下見效難，滲透率為(0.5～1)×10-3μm2的儲層部分井能見效，總體上注水見效差。

參考文獻

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編輯：李金華

文章編號：1673-8217(2016)02-0080-04

收稿日期：2015-10-21

作者簡介：高海龍，高級工程師，1968年生，1989年畢業(yè)于石油大學(華東)地質(zhì)勘查專業(yè)，現(xiàn)從事科研和管理工作。

中圖分類號：TE357.6

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