邢強 席天德 薛金泉 謝利成

（1，3延長油田股份有限公司勘探開發(fā)技術(shù)研究中心，陜西 延安 716000；2陜西延長石油（集團）有限責(zé)任公司研究院，陜西 西安 716075）

油田管理

特低滲透油藏剩余油分布影響因素研究

邢強1席天德2薛金泉1謝利成1

（1，3延長油田股份有限公司勘探開發(fā)技術(shù)研究中心，陜西 延安 716000；2陜西延長石油（集團）有限責(zé)任公司研究院，陜西 西安 716075）

從地質(zhì)因素和開發(fā)因素等方面研究了特低滲透油藏剩余油分布的主要因素，并提出了相應(yīng)的技術(shù)對策。結(jié)果表明：影響特低滲透油藏剩余油分布的地質(zhì)因素主要有孔喉半徑小、儲層非均質(zhì)性、裂縫、敏感性等，開發(fā)因素主要有工作制度、注采井網(wǎng)及注入水質(zhì)等；提出了五點法井網(wǎng)調(diào)整完善注采關(guān)系、混相驅(qū)等降低界面壓力、注水方式調(diào)整提高井間動用程度、改善水質(zhì)降低污染等技術(shù)對策。

低滲透油藏;剩余油;影響因素;技術(shù)對策

特低滲透油氣資源在我國油氣資源中占有十分重要的地位。但目前特低滲透油藏的開發(fā)效果并不理想，存在注水壓力高、油井供液不足、產(chǎn)量遞減快、采油速度低等問題，最終造成高含水、低采收率、剩余油富集、開發(fā)效果差的現(xiàn)狀。本文從地質(zhì)和開發(fā)兩個方面分析了低滲透油藏剩余油分布的影響因素，提出了改善特低滲透油藏開發(fā)效果的措施。

1 影響因素

1.1 地質(zhì)因素

（1）孔喉半徑小

特低滲透油藏吸水能力差，水注入地層需要一定的啟動壓力。究其原因是：①原油中的極性分子導(dǎo)致其在巖石孔隙表面吸附[1]，直接與孔隙介質(zhì)內(nèi)表面相接觸的流體（稱之為邊界流體）不易發(fā)生流動，并且該邊界層的厚度與啟動壓力呈反比關(guān)系[2]。

②原油中的烷烴、環(huán)烷烴和芳香烴等為非極性，與極性的水兩相共存時，在油水界面產(chǎn)生界面張力，使得油不易從孔隙表面剝離，從而形成殘余油[3]。

③液珠通過孔隙喉道時，需要克服賈敏效應(yīng)產(chǎn)生的附加阻力，該阻力與孔喉半徑呈反比關(guān)系。特低滲透油藏孔喉半徑小，因此需要較高的啟動壓力來克服該附加阻力[4]。

這是特低滲透油藏采收率低于同類驅(qū)替方式下中高滲油藏采收率的根本原因。

（2）儲層非均質(zhì)性

非均質(zhì)是各類儲層共同的特點。引起儲層非均質(zhì)的原因可分為兩個方面：

①受沉積控制作用，不同微相間、同一微相內(nèi)部在沉積時存在差異性。這種差異性造成了儲層在孔隙度、滲透率、有效厚度等方面的區(qū)別。從平面來看，沉積微相的主體部位滲透性好、厚度大，順古水流方向滲透率級差較小，注入水易沿著古水流方向推移，水驅(qū)油效率高。垂直古水流方向滲透率級差大，由中心向邊部孔隙度、滲透率、有效厚度降低，注入水不易波及，造成剩余油富集[5]。從垂向來看，不同期次沉積的砂體同樣存在差異，一套層系開發(fā)時易產(chǎn)生層間干擾作用，滲透性差、厚度小的砂體滲流阻力大、吸水能力差，剩余油富集（圖1）。從層內(nèi)來看，受構(gòu)型的影響較大。作為層系界面的泥質(zhì)、鈣質(zhì)等不滲透層，存在與否對層內(nèi)注入水的滲流起著重要作用[6]。當(dāng)不同期次沉積的砂體間不存在不滲透層時，上下兩套砂體是連通的，對注入水不存在遮擋作用。而上下兩套砂體間存在不滲透層時，則對注入水存在遮擋作用，同樣影響剩余油的分布。

圖1 Q1區(qū)塊1井吸水剖面

②成巖作用影響

成巖作用包括壓實、壓溶、膠結(jié)、溶蝕等，對孔隙的形成、保存和破壞起著極為重要的作用，使儲層非均質(zhì)性更強[7]。一般而言，壓實、膠結(jié)作用易造成孔隙度減小，滲透性變差，滲流阻力大，水驅(qū)油效率低；而壓溶、溶蝕作用使得孔隙度增大、滲透性變好，滲流阻力減小，水驅(qū)油效率高（圖2）。

（3）裂縫

裂縫包含天然裂縫和人工壓裂形成的裂縫。一方面，裂縫提高了儲層的滲流能力，降低注水壓力，提高水驅(qū)波及體積，進而改善水驅(qū)開發(fā)效果；另一方面，裂縫有可能形成高滲通道，注入水沿著裂縫迅速推到采油井底，形成注水無效循環(huán)，降低水驅(qū)開發(fā)效果。對于人工裂縫，具備時效性，隨著開發(fā)時間變長，支撐劑撐開的裂縫慢慢閉合，滲透性逐漸變差。袁士義等[8]通過室內(nèi)實驗?zāi)M了不同應(yīng)力下，裂縫變形引起的滲透性變化。結(jié)果表明，裂縫變形可使?jié)B透率降低58%-75%。體現(xiàn)在生產(chǎn)井上，日產(chǎn)液量逐漸減低。裂縫閉合以后，注入水會沿著滲流阻力小的通道運移。

圖2 Q區(qū)塊沙三段儲層主要成巖現(xiàn)象

（4）儲層敏感性

粘土礦物是造成儲層敏感性的主要因素。粘土礦物中的伊蒙混層、高嶺石、綠泥石等遇水膨脹，造成儲層孔隙減小，滲透性變差[9]。

隨著儲層流體壓力的降低，流體對巖石骨架的支撐作用變?nèi)酰瑤r石骨架受擠壓變形，孔隙減小，滲透性變差，影響注水波及，驅(qū)油效果變差（圖3）。

圖3 SS油田儲層參數(shù)變化曲線

1.2 開發(fā)因素

（1）工作制度

對于親水性巖石，毛管力是驅(qū)油的動力，但流速過大，易引起潤濕滯后，毛管力變成了驅(qū)油的阻力。水在高速運移的情況下，沿著孔道的中央推進，形成指進現(xiàn)象，驅(qū)油效果變差，沿孔道內(nèi)壁富集殘余油,這個阻力是造成特低滲透油藏吸水需克服啟動壓力的主要因素之一。由于特低滲透儲層的孔隙較小,毛管壓力可能較大。

（2）注采井網(wǎng)

井網(wǎng)方式不合理，容易造成注采不完善，部分井區(qū)難以被注入水波及，容易造成井間富集大量剩余油。對于連片式砂體，易部署合理的注采井網(wǎng)，但對于條帶式或孤立式砂體，井網(wǎng)被砂體切割，往往形成一注一采或無注無采的情況，造成剩余油富集。

（3）水質(zhì)

生產(chǎn)井產(chǎn)出水往往礦化度較高，且含有較多的機械雜質(zhì)。若污水回注，則容易引起孔隙機械堵塞，吸水困難，剩余油富集。

2 技術(shù)對策

（1）注采井網(wǎng)調(diào)整。五點法注采井網(wǎng)波及系數(shù)最高，并且便于后期調(diào)整加密?？紤]到人工壓裂所產(chǎn)生的裂縫影響，可使注水井排的方向平行于主裂縫方向，削弱注入水沿裂縫的指進，提高波及系數(shù)?？紤]到非均質(zhì)性的影響，主滲透率方向可適當(dāng)增大井距，其垂直方向可適當(dāng)縮小井距。

（2）二氧化碳混相驅(qū)、表面活性劑體系，降低界面張力的影響，降低注入壓力[10]。

（3）多點注水、溫和注水、間歇注水。特低滲透油藏由于孔隙半徑小，一方面需要較高的驅(qū)替壓力才可動用，另一方面在注采井網(wǎng)間由于壓力頂牛容易形成滯留區(qū)。通過改變注水方式，形成壓力干擾，既可以降低速敏的影響又可以削弱平面非均質(zhì)性的影響，增加井間注水流線，有效動用井間剩余油。

（4）改善水質(zhì)，降低機械雜質(zhì)等對孔隙的堵塞，提高滲流能力。

3 結(jié)語

（1）影響特低滲透油藏剩余油分布的地質(zhì)因素主要有孔喉半徑小、儲層非均質(zhì)性、裂縫、敏感性等，開發(fā)因素主要有工作制度、注采井網(wǎng)及注入水質(zhì)等；

（2）五點法井網(wǎng)調(diào)整完善注采關(guān)系、混相驅(qū)等降低界面壓力、注水方式調(diào)整提高井間動用程度、改善水質(zhì)降低污染等技術(shù)對策可有效動用剩余油，提高采收率。

[1]Farooq U,Asif N,Tweheyo MT,Sj?blom J,?ye G.Effect of low-saline aqueous solutions and pH on the desorption of crude oil fractions from silica surfaces.Energy&Fuels,2011;25(5):2058-64.

[2]黃延章.低滲透油藏滲流機理[M].石油工業(yè)出版社.1998:80-83.

[3]Fathi SJ,Austad T,Strand S.Effect of water-extractable carboxylic acids in crude oil on wettability in carbonates.Energy&Fuels 2011;25(6):2587-92.

[4]Guang Zhao,Caili Dai,Yanhui Zhang,et al.Enhanced foam stability by adding comb polymer gel for in-depth profile con?trol in high temperature reservoirs[J].Colloids and Surfaces A:Physicochem.Eng.Aspects 482(2015)115–124

邢強，男，漢族，中級工程師職稱，現(xiàn)在延長油田公司勘探開發(fā)技術(shù)研究中心，從事油田地質(zhì)研究工作。