，，.

(中國石化華北油氣分公司勘探開發(fā)研究院，河南鄭州 450006)

裂縫性油氣藏與常規(guī)孔隙型油氣藏相比，在儲層孔隙結(jié)構(gòu)和驅(qū)油機理等方面有著顯著的區(qū)別，典型特征是基質(zhì)儲層喉道狹小，同時裂縫較發(fā)育，注水常沿裂縫快速推進而難以進入基質(zhì)驅(qū)油，導(dǎo)致有效開發(fā)難度大[1-3]。前人已針對此類油藏開展了大量的室內(nèi)試驗、理論研究和礦場試驗，孫衛(wèi)、曲志浩等[2]提出裂縫性雙重孔隙介質(zhì)儲層注水過程中存在3種驅(qū)油方式；付曉燕、孫衛(wèi)[4]采用真實巖心研究了水驅(qū)油過程中流體的滲流特征和殘余油分布規(guī)律；何文祥等[5]重點探討了儲層物性、注入體積倍數(shù)、水驅(qū)速度及驅(qū)動壓力等對驅(qū)油效率的影響；黃俊等[6]指出啟動壓力梯度和應(yīng)力敏感性是影響注水開發(fā)低滲透油藏效果的重要因素；任大忠等[7]通過恒速壓汞、核磁共振等試驗研究，認(rèn)為致密低滲儲層喉道大小及分布規(guī)律與水驅(qū)油滲流規(guī)律密切相關(guān)。這些研究工作指出了裂縫性致密低滲油藏注水開發(fā)需要克服的主要技術(shù)難點，因此明確其驅(qū)油機理，進一步提高開發(fā)水平是當(dāng)前急需深入研究和解決的重要課題。

本次研究的紅河油田位于鄂爾多斯盆地南部，受盆地西南緣多期構(gòu)造運動影響，區(qū)內(nèi)局部發(fā)育NEE、NW向斷層，且斷層附近常發(fā)育高角度構(gòu)造伴生裂縫[8-9]。三疊系延長組長8油層組是該地區(qū)主力油層，屬辮狀河三角洲前緣沉積，水下分流河道砂是主要儲集體；砂巖顆粒以細(xì)粒、極細(xì)粒為主，受后期成巖作用影響，基質(zhì)儲層孔喉組合以小孔—微細(xì)喉為主[10]，滲透率普遍低于1.0 mD；同時由于發(fā)育裂縫，注入水常常沿裂縫快速推進而導(dǎo)致采油井易發(fā)生水竄和水淹，開發(fā)效果不理想[7]。

因此重新認(rèn)識長8儲層的微觀孔喉和水驅(qū)油特征，積極探索合理的注水開發(fā)技術(shù)政策是實現(xiàn)有效開發(fā)的必然之路。由于儲層滲透率低，流體與固體之間的相互作用非常強烈，導(dǎo)致多孔介質(zhì)中的滲流規(guī)律明顯偏離達西定律，即存在啟動壓力梯度，流體必須克服這一門檻才能流動[11]。為此針對長8儲層重點開展了恒速壓汞、低速非達西滲流、注水適應(yīng)性評價以及不同模式下的水驅(qū)油等試驗，在獲取了長8儲層微觀孔隙表征參數(shù)(微觀孔喉大小、孔喉組合、啟動壓力梯度等)的基礎(chǔ)上，明確了不同條件下(不同注入體積倍數(shù)、不同注入速度、不同類型儲層及組合方式等)的水驅(qū)油特征，揭示了裂縫性致密儲層注水采油具有驅(qū)替—滲吸協(xié)同作用。將室內(nèi)試驗成果應(yīng)用到礦場注水試驗，建立了適合長8裂縫性致密儲層的有效注水技術(shù)政策，為此類油藏實現(xiàn)有效開發(fā)提供了技術(shù)依據(jù)。

1 儲層微觀特征

1.1 微觀孔喉特征

低滲透儲層根據(jù)滲透率的大小通常劃分為三大類，即滲透率在10～50 mD為一般低滲，滲透率在1～10 mD為特低滲，而滲透率在0.1～1 mD為致密—超低滲儲層[12]。根據(jù)常規(guī)物性試驗分析結(jié)果，紅河油田長8儲層滲透率普遍小于1.0 mD，結(jié)合鑄體薄片分析結(jié)果，顆粒間的接觸關(guān)系以線和凹凸?fàn)顬橹?，顆粒支撐類型；主要粒徑為0.15～0.45 mm，以細(xì)粒、極細(xì)粒碎屑顆粒為主；孔隙類型以剩余粒間孔為主，平均孔隙直徑為18.6 μm；喉道類型以片狀、彎片狀為主，孔喉組合方式復(fù)雜，連通性較差，為典型超低滲儲層。

喉道大小是制約儲層滲流能力的關(guān)鍵因素，關(guān)系開采效果的好壞[13]，而常規(guī)的試驗分析方法難以將孔隙、喉道有效區(qū)分開來，因此采用恒速壓汞室內(nèi)試驗，實現(xiàn)了對孔隙、喉道大小及數(shù)量的測量[14-15]。在對紅河長8儲層巖心常規(guī)物性分析的基礎(chǔ)上，優(yōu)選不同滲透率級別的樣品，揭示了其微觀孔喉特征。測試結(jié)果表明，長8儲層最大喉道半徑為1.66 μm，平均喉道半徑為0.82 μm。

通過建立平均喉道半徑與滲透率的關(guān)系，長8儲層平均喉道半徑與滲透率呈良好正相關(guān)關(guān)系，即平均喉道越大，儲層滲透率越高(圖1)。不同滲透率巖心喉道對滲透率的貢獻率存在較大差異(圖2)，其中滲透率較小的巖心，由于喉道半徑集中在低值區(qū)，且分布區(qū)間窄、峰值高；隨著巖樣滲透率的增大，貢獻率曲線跨度越來越大，同時貢獻率曲線峰值開始向高值區(qū)移動，且區(qū)間較寬，這說明對于滲透較大的巖心，滲透率主要由較大半徑的喉道貢獻。

圖1 長8儲層平均喉道半徑與滲透率的關(guān)系Fig.1 Relationship between average throat radius and permeability of Chang-8 reservoir

圖2 不同滲透率巖心喉道對滲透率的貢獻率Fig.2 Contribution of core throat with different permeability to permeability

1.2 非達西滲流特征

1.2.1 啟動壓力梯度

由于低滲透儲層喉道細(xì)小，流體在流動過程中受到固壁的作用較大，因此使壁面的流體性質(zhì)發(fā)生變化，呈現(xiàn)出非牛頓流體的特征；并且孔隙壁面上存在一層吸附液膜，隨著壓力梯度的變化，吸附在壁面的液膜厚度也發(fā)生變化，因此其在滲流過程中表現(xiàn)出非線性特征，即存在啟動壓力梯度[6,11-15]。

紅河長8儲層平均最小啟動壓力梯度為0.082 MPa/m，平均擬啟動壓力梯度為0.255 MPa/m。通過建立啟動壓力梯度與滲透率的關(guān)系，結(jié)果表明滲透率越高，最小啟動壓力梯度和擬啟動壓力梯度越低；反之，驅(qū)動流體流動所需克服的阻力越大，啟動壓力梯度也就越大。

1.2.2 非線性滲流理論模型

致密低滲儲層微觀孔喉測試結(jié)果表明：對不同滲透率級別的巖心，其孔道大小及分布性質(zhì)差別不大，差別主要體現(xiàn)在喉道大小及分布上，表明其儲層性質(zhì)主要受喉道控制，即喉道大小決定了儲層滲流能力的高低。同時也可以看出致密低滲儲層中小的喉道半徑所占的比例較高，而且由于發(fā)育裂縫導(dǎo)致儲層應(yīng)力敏感性較強，因此儲層滲透率隨壓力梯度的變化而發(fā)生變化。根據(jù)理論研究，結(jié)合對致密砂巖油藏的大量試驗研究工作，提出了非線性滲流觀點[16]，認(rèn)為：

(1)致密砂巖油藏某一點的有效滲透率不應(yīng)是定量，而應(yīng)是隨壓力梯度變化的變量。

(2)致密砂巖油藏流體在油藏中滲流時存在3個區(qū)域：油藏中的壓力梯度小于真實啟動壓力梯度時的區(qū)域，稱為無法動用的死油區(qū)；油藏中的壓力梯度大于真實啟動壓力梯度而小于最小啟動壓力梯度時的區(qū)域，稱為非線性滲流區(qū)；油藏中的壓力梯度大于最小啟動壓力梯度時的區(qū)域，稱為擬線性滲流區(qū)。

(3)理論研究和礦場實際表明：在致密砂巖油藏中，非線性滲流區(qū)要大于擬線性滲流區(qū)，從而驗證了對于致密砂巖油藏來說采用非線性滲流理論的重要性。

基于致密油藏儲層特征和滲流規(guī)律，提出了新的致密油藏流體非線性滲流模型。即

(1)

對大量致密巖芯滲流曲線形狀進行分析后，建立了滲透率的狀態(tài)方程：

K*(p)

(2)

即建立了流體非線性滲流模型：

(3)

μ——流體黏度，mPa·s；

v——流速，m/s；

K——滲透率，mD；

a，b——滲透率校正系數(shù)，無量綱。

2 注入性評價

低滲透油藏的開發(fā)實踐及經(jīng)驗表明，采用注水開發(fā)仍是目前最經(jīng)濟有效的途徑[17]。但由于致密低滲儲層基質(zhì)孔喉細(xì)小，存在啟動壓力梯度，滲流阻力大，注入水難以進入基質(zhì)；同時由于發(fā)育裂縫，注入水常常沿裂縫快速推進而導(dǎo)致采油井極易發(fā)生水竄和水淹，因此，注入水能夠進入儲層并實現(xiàn)波及是實現(xiàn)有效注水開發(fā)的關(guān)鍵。

2.1 驅(qū)替—滲吸協(xié)同作用

在對儲層微觀特征認(rèn)識的基礎(chǔ)上，針對長8儲層不同滲透率級別的巖心開展注入性評價試驗研究。長8儲層微觀特征研究結(jié)果表明，當(dāng)滲透率小于0.4 mD時，儲層幾乎不發(fā)育半徑大于1 μm的喉道；而從注入性評價試驗得知，注水阻力梯度與喉道大小成反比，即當(dāng)主流喉道半徑小于1 μm時，阻力梯度急劇增加，注水難度逐漸增大，即認(rèn)為致密油藏中喉道半徑大于1 μm的儲量基本可實現(xiàn)水驅(qū)動用。

裂縫性致密儲層注水驅(qū)替理論認(rèn)為，潤濕相(水)驅(qū)替非潤濕相(油)為驅(qū)替過程，反之為滲吸過程[1]，認(rèn)識滲吸作用及其影響因素，對于合理開發(fā)裂縫性致密油藏具有不可忽視的重要意義[18]。借助核磁可動油測試技術(shù)，建立了在注水采油過程中分別通過驅(qū)替和滲吸方式采出量與儲層滲透率的關(guān)系(圖3)，結(jié)果表明裂縫性致密儲層注水采油具有驅(qū)替—滲吸協(xié)同作用，等作用點儲層滲透率約為0.4 mD，即當(dāng)滲透率大于0.4 mD時，孔喉半徑大，滲流阻力小，基本可以實現(xiàn)有效驅(qū)替；當(dāng)滲透率小于0.4 mD時，以滲吸作用為主，驅(qū)替為輔。

圖3 長8儲層可動油比例與滲透率的關(guān)系Fig.3 Relationship between movable oil ratio and permeability of Chang-8 reservoir

2.2 有效注入壓力條件

圖4 長8儲層破裂壓力、裂縫重張壓力與滲透率的關(guān)系Fig.4 Relationship between fracture pressure & fracture retension pressure and permeability in Chang-8 reservoir

低滲透儲層注入難度大，往往通過提高注入壓力來提高儲層吸水能力，但注入壓力過高容易導(dǎo)致地層破裂產(chǎn)生裂縫，或者導(dǎo)致已有的裂縫重新開啟，注入水將沿裂縫快速推進，油井極易發(fā)生水竄或水淹，影響開發(fā)效果。為評價適合紅河長8儲層有效注入的壓力條件，借助三軸應(yīng)力室內(nèi)測試裝置，優(yōu)選長8儲層不同滲透率級別的巖心分別開展破裂壓力、裂縫重張壓力測試，結(jié)果表明長8儲層平均破裂壓力范圍在20～45 MPa之間，裂縫重張壓力范圍在20～30 MPa之間，兩者隨著滲透率增大均有逐漸變小的趨勢(圖4)。理論研究認(rèn)為，如有效提高儲層的吸水能力，同時避免由于裂縫導(dǎo)致的水竄或水淹，井底注入壓力應(yīng)控制在略低于裂縫重張壓力且遠低于破裂壓力的水平，即在致密低滲油藏開發(fā)中通常采用的溫和注水方式。

3 水驅(qū)油特征

3.1 水驅(qū)油試驗

水驅(qū)采收率是衡量油田開發(fā)水平高低的重要指標(biāo)。其中影響驅(qū)油效率的因素一是與儲層本身特性(物性、裂縫發(fā)育情況、非均質(zhì)性等)有關(guān)，二是與注入?yún)?shù)(注入體積倍數(shù)、注入速度、注入方式等)有關(guān)[5]。為更真實地反映地層條件下的水驅(qū)油效率，針對紅河長8儲層優(yōu)化設(shè)計出不同條件下的水驅(qū)油試驗裝置，其中多組巖心夾持器相互并聯(lián)，可模擬縱向上發(fā)育不同基質(zhì)物性、發(fā)育或不發(fā)育裂縫的儲層及其組合，結(jié)合地層圍壓情況，盡量接近實際油藏條件；注入端則根據(jù)需要設(shè)計可采用不同注入?yún)?shù)的裝置。

3.2 驅(qū)油效率及影響因素分析

3.2.1 儲層特性影響分析

由于長8儲層物性變化快，非均質(zhì)性強，小巖心并不能完全代表全直徑巖心甚至整個油藏的儲層特性[4]，因此開展了孔隙—孔隙、裂縫—孔隙等不同儲層組合模式下的水驅(qū)油試驗，以求更接近實際油藏條件。

(1)不同滲透率極差下的孔隙—孔隙組合模式。

從滲透率極差小的1、2號巖樣測試結(jié)果看(表1)，物性相當(dāng)，最終采收率相差較小，表明此類油藏層間矛盾不突出，基本能夠?qū)崿F(xiàn)均勻驅(qū)替。但從滲透率極差較大的3、4號巖樣測試結(jié)果看，物性越好，采收率越高，最終采收率相差近8%，表明此類油藏層間矛盾突出，驅(qū)替不均勻，物性差的層動用難度大。

(2)相似滲透率級別下的裂縫—孔隙組合模式。

由于局部發(fā)育裂縫，加劇了儲層非均質(zhì)性，也會影響驅(qū)油效率，因此也設(shè)計了含裂縫儲層的水驅(qū)油試驗。結(jié)果表明，含裂縫儲層的采收率普遍低于基質(zhì)型儲層(表2)，主要原因是注水先沿著造縫巖心突破，導(dǎo)致含水率上升較快，最終采出程度普遍較低，即基質(zhì)區(qū)未實現(xiàn)有效驅(qū)替。

3.2.2 注入?yún)?shù)影響分析

通過開展不同注入體積倍數(shù)、不同注入速度、不同注入方式下的水驅(qū)油試驗，明確了注入?yún)?shù)對驅(qū)油效率的影響。其中注入體積在5～10 PV時采出程度提高最快，10 PV以上提升幅度不大，表明合理注入量是影響采收率的重要因素；增大注入速度采收率略有提高，總體上對采收率影響不大，表明宜采用相對較低的速度注入，即溫和注水的方式。研究認(rèn)為針對紅河油田長8儲層，注入體積倍數(shù)影響采收率的提高，注入速度則對采收率影響不大。

表1 不同滲透率極差下的孔隙—孔隙組合模式水驅(qū)油試驗結(jié)果Table 1 Experimental results of water flooding with pore-pore combination model under different permeability range

表2 相似滲透率級別下的裂縫—孔隙組合模式水驅(qū)油試驗結(jié)果Table 2 Experimental results of water flooding in fracture-pore combination model with similar permeability levels

4 應(yīng)用效果評價

注水先導(dǎo)試驗效果表明，部分油井見效明顯，主要特征為產(chǎn)量較注水前提高1～2倍，含水率明顯下降，但見效期較短，分析原因主要是儲層裂縫發(fā)育且裂縫孔隙中含油，注入水優(yōu)先驅(qū)替了裂縫中的原油，但裂縫孔隙占比小，可驅(qū)替油量相對有限；而基質(zhì)儲層孔喉細(xì)小，驅(qū)替難度大，導(dǎo)致后期油井產(chǎn)量仍然下降。但同時應(yīng)注意到，基質(zhì)孔隙中的滲吸作用不應(yīng)忽略(試驗表明滲吸采出程度可達19.4%)，其對后期穩(wěn)產(chǎn)貢獻較大，綜合認(rèn)為長8儲層驅(qū)油方式以裂縫驅(qū)油+基質(zhì)滲吸為主。統(tǒng)計注水見效情況，最高注水壓力大于地層破裂壓力，對應(yīng)油井快速水淹比例達77.7%，見水時間3～4 d；最高注水壓力介于裂縫重張壓力和破裂壓力之間，對應(yīng)油井水淹比例我26.7%；而注水壓力低于裂縫重張壓力的，未見水竄或水淹。

5 結(jié)論

紅河油田長8儲層孔喉組合以小孔—微細(xì)喉為主，平均喉道半徑為0.8 μm，為裂縫性致密儲層，且存在較明顯的啟動壓力梯度，注入水難以進入基質(zhì)驅(qū)油并實現(xiàn)有效波及；有效注入并波及的壓力條件為注入壓力略低于裂縫重張壓力，且遠低于地層破裂壓力；注水采油具有驅(qū)替—滲吸協(xié)同作用，等作用點儲層滲透率為0.4 mD，驅(qū)油方式以裂縫驅(qū)油+基質(zhì)滲吸為主。