張宏強，張永強，張曉斌，張康

(中石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，陜西西安710021)

董杰

(中國石油大學(北京)石油工程學院，北京102249)

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鄂爾多斯盆地長6油層組儲層水驅竄流影響因素實驗研究

張宏強，張永強，張曉斌，張康

(中石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，陜西西安710021)

董杰

(中國石油大學(北京)石油工程學院，北京102249)

依據鄂爾多斯盆地長6油層組儲層的地質特征，研制了均質、非均質及裂縫型等3類模擬目標儲層性質的人造巖心，并利用研制的儲層模型開展了水驅竄流影響因素評價實驗。實驗可知，長6油層組儲層受微觀非均質性的影響，見水時間早且見水后含水率上升快，同時受微觀非均質影響，驅油效率比中高滲透儲層驅油效率低10%以上。巖心非均質程度增大，見水PV數(shù)逐漸減小，見水后含水上升快，當滲透率級差為50時，采收率比等滲透率均質油藏低12%。含裂縫的巖心中，注入水竄流嚴重，裂縫型特低滲油藏與同等滲透率均質油藏相比，采收率降幅近50%。

水竄；滲透率；非均質性；裂縫；見水時間；水驅采收率

鄂爾多斯盆地長6油層組儲層是國內某油田的主力油層，該儲層具有物性差、沉積礦物成熟度低、黏土含量高、孔喉細小、天然能量不足、非均質性嚴重、裂縫廣泛發(fā)育等特點。該儲層因非均質性嚴重、天然裂縫及人工裂縫普遍存在等原因，注入水極易竄流至生產井，致使油井見水時間早，見水后含水率上升迅速，甚至暴性水淹，若繼續(xù)注水則注入水進入無效循環(huán)，難以波及進入致密基質，大部分原油滯留在其中無法采出。因此，影響特低滲儲層水驅竄流主要因素的研究，對特低滲儲層開發(fā)中預防、治理注水竄流及選擇注水竄流后提高采收率技術具有重要意義[1～8]。筆者依據鄂爾多斯盆地長6油層組儲層的儲層特征，利用實驗室現(xiàn)有技術研制了均質、非均質及裂縫型等三類模擬目標儲層性質的人造巖心，并利用研制的人造巖心開展了水驅竄流影響因素評價實驗。

1　巖心制備

由于低滲透儲層具有孔喉結構復雜、黏土含量較高等特點，室內制備模擬該類儲層性質的巖心難度大。筆者通過調整砂粒及黏土配比、巖心壓制參數(shù)等分別研制了均質、非均質、裂縫型等3種低滲透巖心物理模型。

1.1低滲透均質物理模型

依據長6油層組儲層孔隙度、滲透率、礦物組成等參數(shù)，分別設計壓制均質巖心所需的砂粒粒徑分布、黏土礦物組成及模型壓制壓力等。模型壓制壓力及氣測滲透率如表1所示。不同滲透率模型的砂粒配比如圖1所示。

表1　不同模型的壓制壓力及氣測滲透率

圖1　不同滲透率物理模型的砂粒配比

由表1、圖1可知，氣測滲透率為0.38mD的超低滲透巖心ZC1及氣測滲透率為2.9mD的特低滲巖心ZC2的物理模型與滲透率分別為100mD和200mD的ZC5和ZC6相比，所需壓制壓力要高、砂粒粒徑分布更為分散。均質低滲透人造巖心的研制過程也證實，僅提高壓制壓力難以壓制出特低滲巖心，還需合理配比不同粒徑砂粒，同時也證實低滲透儲層與中高滲透儲層相比，其砂粒分選性差，微觀非均質性強。

1.2低滲透非均質物理模型

目前大多實驗所用的非均質儲層模擬裝置為并聯(lián)管裝置，但該裝置難以模擬層間的流體交換、層間壓力耦合等客觀現(xiàn)象，即并聯(lián)管模擬裝置僅能實現(xiàn)儲層層間非均質性的模擬。例如，在并聯(lián)管模型中模擬儲層調剖，高滲層被封堵后，注入水無法進入高滲層，導致低滲層調剖后采收率高，整體評價效果偏好。為此，筆者研制了低滲透層內非均質物理模型，用于模擬低滲透儲層水驅開發(fā)特征研究。

根據均質模型砂粒配比、壓制力等參數(shù)與滲透率的關系，在壓制力相同的情況下，設計非均質模型中各層滲透率的不同砂粒配比。將攪拌后的砂粒按照設計的各層厚度及韻律分布，分層裝入巖心壓制機模具中壓制，待成型后取出放入烘箱中烘干，各滲透率層鉆取巖心柱，測滲透率、孔隙度等參數(shù)。符合要求后，按照所需的巖心規(guī)格切割巖心，如圖2所示。

圖2　低滲透層內非均質物理模型

1.3低滲透裂縫型物理模型

裂縫在低滲透儲層開發(fā)中有舉足輕重的地位，為原油開采的主要通道，同時也是水竄發(fā)生的主要部位，故研究裂縫對低滲透儲層開發(fā)的影響顯得尤為重要。因此，有必要研制出與儲層特點相似的低滲透裂縫型物理模型。

在壓制裂縫性物理模型前，先壓制高滲均質物理模型，并將其切割成極薄的片狀預制裂縫板，壓制裂縫巖心時，將預制裂縫板放置于低滲基質中并覆蓋壓制。制備的裂縫型物理模型如圖3所示。利用該方法制作的非均質巖心，雖無法實現(xiàn)實際儲層中滲透率逐漸變化的特性，但選取具有代表性的幾類滲透率組成非均質模型也可得到更加貼近實際儲層的實驗結果。

圖3　低滲透裂縫型物理模型

2　低滲透儲層水驅竄流影響因素分析

2.1儲層滲透率對竄流的影響

用前述低滲透均質物理模型的制備方法壓制6組不同滲透率的均質巖心，其參數(shù)如表2所示。在模擬儲層溫度(50℃)下進行恒速水驅油實驗，其水驅油動態(tài)圖如圖4所示。

表2　均質方巖心參數(shù)

分析圖4可知，滲透率較低的巖心見水時間短，且見水后含水率上升快，而滲透率較高的巖心見水時間相對較長，且見水后含水率上升相對較慢。分析認為，導致低滲透巖心見水時間早、見水后含水率上升快的主要原因為低滲透巖心微觀非均質性強。天然巖心礦物組分分析證實，低滲透儲層砂粒磨圓度低，粒度分布寬，分選性差，黏土含量高。人工巖心壓制過程中，壓制特低滲儲層物理模型時，只有砂粒粒徑分布范圍較寬，且添加黏土礦物后，才能壓制出滲透率低于10mD以下的特低滲儲層物理模型。因此也證實了儲層的滲透率越低，微觀非均質性越強。

由圖4中各圖對比可以看出，巖心滲透率越低，水驅油驅替壓力梯度越高。巖心CQ-1(0.39mD)與巖心CQ-2(2.17mD)的水驅油壓力梯度峰值分別高達179.84MPa/m和51.53MPa/m。分析認為，滲透率低于10mD的儲層，孔喉細小，比表面積大，流體在細小孔喉流動阻力較高。同時，其孔喉比高，在水驅油過程中的流動附加阻力也高，帶來的流動阻力更高。

圖5為巖心水驅油時見水注入量與滲透率的關系圖。由圖5可知，巖心的見水PV數(shù)隨滲透率的減小而降低，滲透率為0.39mD時，僅需0.26 PV的注入量。該現(xiàn)象說明在均質低滲透巖心模型中，滲透率越低見水時間越早，即注入水在均質模型中也會發(fā)生微觀繞流，從而造成見水PV數(shù)遠低于孔隙體積。

圖4　不同滲透率巖心水驅油動態(tài)圖

圖5　不同滲透率巖心的見水注入量

圖6　巖心滲透率對驅油效率的影響

圖6為巖心滲透率對驅油效率的影響曲線，分析曲線趨勢可知，巖心的驅油效率隨巖心滲透率減小而減小。分析認為，由于低滲透儲層水驅油過程中，因其嚴重的微觀非均質性使得注入水易產生微觀繞流，致使儲層的見水時間較早，同時見水后含水率上升較快，驅油效率低。

2.2儲層非均質性對竄流的影響

制備3塊低滲透層內非均質巖心，其中低滲層的氣測滲透率低于10mD，處于特低滲區(qū)。按照4.5cm×4.5cm×30cm規(guī)格切取非均質巖心，巖心參數(shù)見表3。按正韻律放置，高滲在下，低滲在上，在驅替速度恒定的條件下進行驅替實驗。

表3　兩層非均質巖心參數(shù)

圖7為不同非均質程度的巖心的水驅動態(tài)，分析曲線趨勢可知，非均質巖心FJ-2、FJ-3的見水時間明顯早于均質巖心CQ-2的見水時間，注入水突破時的注入體積均小于0.3 PV，且見水后含水率迅速上升至80%以上；隨著滲透率級差增大，其見水時間越早，見水后含水率上升越快；同時在基質滲透率不變的情況下，隨滲透率級差的增大，巖心驅替壓差明顯降低。

圖7　非均質巖心水驅動態(tài)

圖8　不同非均質程度巖心的水驅見水注入量

圖9　不同非均質程度巖心的水驅采收率

圖10　裂縫性巖心LF-1開采動態(tài)

圖8和圖9為3塊不同非均質程度的低滲透巖心的見水注入量和水驅最終采收率。由圖8和圖9可知，隨著滲透率級差的增大，巖心見水時間縮短，水驅最終采收率減小。

2.3裂縫對低滲水竄的影響

制備基質滲透率為2.17mD的裂縫巖心LF-1，其基質滲透率與CQ-2滲透率相同。巖心規(guī)格為4.5cm×4.5cm×30cm。恒速驅替時驅油動態(tài)如圖10所示。見水注入量約為0.2PV，最終采收率僅有23.6%，為同等滲透率的均質巖心CQ-2采收率的53%。如圖11和圖12所示。

裂縫性低滲透巖心見水較均質巖心大幅提前，但無水期的采收率對最終采收率貢獻大。受裂縫竄流的影響，裂縫性巖心與同等滲透率均質巖心相比采收率降幅下降約50%。可見低滲儲層水驅后，基質內仍殘留有大量的剩余油，挖潛潛力巨大。

圖11　裂縫性油藏與均質油藏的見水注入量對比

圖12　裂縫性油藏與均質油藏的水驅采收率對比

3　結論

根據鄂爾多斯盆地長6油層組儲層物性，研制了低滲均質、非均質及裂縫型儲層物理模型，并利用研制的儲層模型開展了水驅油實驗，通過與中高滲透率儲層模型水驅油動態(tài)對比，主要結論如下：

1) 低滲儲層受微觀非均質性影響，水驅見水時間早，且見水后含水率上升快。同時受微觀非均質的影響，驅油效率低,比中高滲透油藏驅油效率低10 %以上。

2) 隨非均質程度增強，見水PV數(shù)逐漸減小，見水后含水率上升快，當滲透率級差為50時，采收率比等滲透率均質油藏低12 %。

3) 含裂縫的巖心中，注入水竄流嚴重，裂縫型特低滲油藏與同等滲透率均質油藏相比，采收率降幅接近50 %。

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[編輯]黃鸝

2016-04-21

國家科技重大專項(2016ZX05050)。

張宏強(1963-)，男，工程師，主要從事油田化學及提高采收率方面的科研工作，zhq_cq@petrochina.com.cn。

TE312

A

1673-1409(2016)29-0043-06

[引著格式]張宏強，張永強，張曉斌，等.鄂爾多斯盆地長6油層組儲層水驅竄流影響因素實驗研究[J].長江大學學報(自科版),2016,13(29):43～48.