殷代印，方 正

（東北石油大學石油工程學院，黑龍江大慶163318）

大慶長垣地區(qū)杏北開發(fā)區(qū)已開發(fā)多年，在不斷注水的條件下，各高滲透層含水率不斷上升，直接影響油田的開發(fā)效果，使開發(fā)成本不斷增加，而油田產(chǎn)量卻不斷下降。為了保持油田的穩(wěn)產(chǎn)高效，必須加大對薄差儲層以及外圍的開發(fā)和勘探力度。

大慶油田進入特高含水期以后，長垣薩葡高油層中的薄(有效厚度小于0.5 m)、差油層(獨立表外層)成為調整的主要對象[1-3]。薄差儲層具有單層厚度小、滲透率低、孔隙結構復雜等特點，其滲流特征和滲流規(guī)律也極其復雜[4-5]。以薄差儲層的物性及特點為根據(jù)，從油水相對滲透率曲線出發(fā)，對其滲透率分布范圍進行級別劃分，進行不同滲透率級別和不同開采階段的相對滲透率曲線特征及其變化的研究,可了解儲集層孔隙結構及油水兩相在不同含水飽和度下滲流規(guī)律,儲集層參數(shù)的相關性和這些參數(shù)隨油田含水率的上升規(guī)律,以及對油田開采效果的影響,從而為薄差儲層的開發(fā)提供理論依據(jù)及科學指導。

1 薄差儲層相滲曲線特征類型

通過收集有關相滲曲線數(shù)據(jù)，篩選出具有薄差儲層特征的相滲曲線40條，從篩選出的相滲曲線形態(tài)特征上可以看出，油相相對滲透率曲線斜率隨含水飽和度(Sw)的變化規(guī)律基本一致，而相滲曲線的形態(tài)差異主要表現(xiàn)在水相相對滲透率上。因而本次運用水相相對滲透率曲線的凸凹性來判別相滲曲線的形態(tài)[7-8]，即采用水相滲透率曲線斜率變化率的值進行分類。

1.1 水相凹型

在油水相共流區(qū)內，恒有水相滲透率曲線斜率大于0，但其斜率變化率呈遞增趨勢，最后極差較大，則水相滲透率曲線在兩相共流區(qū)內的圖形是向上凹的，把該種曲線類型稱為水相凹型。在研究的樣品中有水相凹型23條，占樣品總數(shù)的57.5%，其典型曲線形態(tài)如圖1所示。

圖1 水相凹型特征類型Fig.1 Typical morphology of water phase concave phase infiltration curve

從圖1可以看出，油相相滲曲線形態(tài)與水相凹型的相似，但遞減幅度比水相凹型的快；水相相滲曲線在初期增加幅度較快，后期隨含水飽和度的增加幅度逐漸變緩，最終水相相對滲透率值較低。

1.2 水相直線型

在兩相共流區(qū)內，恒有水相滲透率斜率大于0，但其斜率變化率恒等于0，其極差適中，則水相滲透率曲線在兩相共流區(qū)內呈直線型，把該種曲線類型稱為水相直線型，在研究的樣品中水相直線型11條，占樣品總數(shù)的27.5%，其典型曲線形態(tài)如圖2所示。

圖2 水相直線型特征類型Fig.2 Typical form of linear phase infiltration curve of water phase

1.3 水相凸型

在油水兩相共流區(qū)內，水相滲透率斜率恒大于0，但其斜率變化卻呈遞減趨勢，最后極差較小，則水相滲透率曲線在兩相共流區(qū)內的圖形是向上凸的，把該種曲線類型稱為水相凸型。在研究的樣品中有8條屬于該類型，占樣品總數(shù)的20%，其典型曲線形態(tài)如圖3所示。

圖3 水相凸型特征類型Fig.3 Typical morphology of water phase convex phase infiltration curve

從圖3可以看出,油相相滲曲線在初期遞減速度較快，呈陡直下降，隨含水飽和度增加，后期逐漸減緩；水相相滲曲線在初期增加幅度較緩，隨含水飽和度的增加，后期增加幅度逐漸加大，最終水相相對滲透率值較高。

2 不同滲透率級別薄差儲層特征

2.1 薄差儲層滲透率級別劃分

篩選出具有薄差儲層特征的相滲曲線，其平均滲透率為275 mD，根據(jù)其巖心滲透率分布范圍，劃定4個滲透率級別，分別為10 mD以下、10～100 mD、100～200 mD和200 mD以上，其4個級別樣本統(tǒng)計結果如圖4所示。由圖4可以看出,篩選出的薄差儲層巖心相滲曲線數(shù)據(jù)所處滲透率級別主要在 10～100 mD、100～200 mD，而處于 10 mD以下和200 mD以上級別的較少，其分布統(tǒng)計結果符合杏北區(qū)薄差儲層的物性分布情況，說明了篩選的29條巖心數(shù)據(jù)對于薄差儲層具有代表意義。

2.2 薄差儲層不同滲透率級別曲線對比

薄差儲層相滲曲線滲透率主要分為4個級別，為了更好地認識不同滲透率級別下薄差儲層相滲曲線的特點，通過統(tǒng)計學原理，對相滲曲線的各項特征數(shù)據(jù)進行處理及分析，得出各個不同滲透率級別下薄差儲層相滲曲線的特征參數(shù)，再分別對不同滲透率級別下的薄差儲層相滲特征參數(shù)作出分析。薄差儲層各滲透率級別相滲特征參數(shù)見表1。

圖4 不同滲透率級別樣本統(tǒng)計Fig.4 Sample chart of different permeability levels

表1 薄差儲層各滲透率級別相滲特征統(tǒng)計結果Table 1 Statistical analysis table of permeability characteristics of permeability grades in thin reservoirs %

由表1可以看出，薄差儲層各滲透率級別束縛水飽和度平均在30%以上，殘余油飽和度平均在30%以上，兩相流跨度平均在40%以下，最大水相相對滲透率平均在30%以下，表明薄差儲層相滲曲線具有“雙高雙低”的特征，并且共滲點含水飽和度平均在50%以上，說明薄差儲層具有明顯的親水性特征。以上相滲特征均反映了該儲層具有驅油效率及最終采收率低下，具有較大開發(fā)難度的特點。這是由于親水性油層的孔喉比和比表面大，并且薄差儲層的流通孔道變小，使巖石顆粒周圍分散的水分子聚集成一個個空心小圓環(huán)，彼此分散而不連通，使壓力的傳播沒有連續(xù)性，造成了“雙高雙低”及驅油效率低下的特點[9-10]。

根據(jù)這4個級別的分布范圍，從具有薄差儲層特征的巖心相滲曲線中選出具有代表意義的不同滲透率級別的多條相滲曲線，從中選取4條繪制在同一圖版中進行對比，如圖5所示。從圖5中可以看出，代表1～10 mD級別的相滲曲線其油相相滲曲線在初期遞減速度較快，呈陡直下降，隨含水飽和度增加，后期逐漸減緩；水相相滲曲線在初期增加幅度較快，后期隨含水飽和度的增加幅度逐漸變緩，最終水相相對滲透率值較低，其主要為水相凸型相滲曲線。而100～200 mD和200 mD以上級別的相滲曲線其油相相滲曲線與水相凸型相似，但其遞減幅度稍慢；水相相滲曲線在初期增加幅度較緩，隨含水飽和度的增加后期幅度逐漸加快，最終水相相對滲透率較高，其主要為水相凹型相滲曲線。10～100 mD的油相滲透率曲線與前兩種相滲曲線的油相相滲曲線相似，其變化幅度介于兩者之間；水相滲透率曲線呈一條直線狀，最終水相相對滲透率也介于前兩種相滲曲線之間，其主要為水相直線型相滲曲線。

圖5 不同滲透率級別相對滲透率Fig.5 Relative permeability curve for different permeability levels

通過各相滲的束縛水飽和度、殘余油水相滲透率、驅油效率和共滲范圍與其滲透率之間的關系，繪制關系曲線，如圖6所示。由圖6可以看出，各參數(shù)與滲透率之間呈對數(shù)關系，并且束縛水飽和度隨著滲透率的增加而減小，而驅油效率、共滲范圍和殘余油水相滲透率隨著滲透率的增加而增大，這也說明了影響薄差儲層相滲曲線的主要因素為滲透率。各參數(shù)在滲透率0～200 mD變化明顯，而當滲透率大于200 mD時趨勢平緩，變化不再明顯，說明薄差儲層相滲曲線在滲透率0～200 mD受儲層物性影響較明顯。

圖6 相滲特征參數(shù)與滲透率關系Fig.6 Relationship between phase infiltration characteristic parameters and permeability

3 不同開發(fā)階段薄差儲層滲透率曲線

根據(jù)篩選出的薄差儲層相滲數(shù)據(jù)的測試時間，分別歸類出中含水期薄差儲層相滲曲線22條，高含水期薄差儲層相滲曲線18條，根據(jù)不同的開發(fā)階段選取不同滲透率級別的典型相滲曲線，分別對中、高含水期不同滲透率級別具有代表意義的相滲曲線進行對比，繪制對比曲線（見圖7）。

圖7 中、高含水期相滲曲線對比Fig.7 Comparison of phase infiltration curves between medium and high water cuts

由圖7可以看出，中含水期往高含水期過渡，相滲曲線的變化主要表現(xiàn)為相滲曲線共滲范圍縮小，共滲點左移且油相滲透率下降速度加快。其主要原因在于，雖然1～10 mD和10～100 mD級別的薄差儲層整體儲層物性較差，但處于長期注水的條件下，儲層也會受到機械沖刷以及物理化學作用，一些被沖刷的黏土礦物不易被攜帶而滯留到小孔隙中，加之黏土礦物的膨脹作用也影響較大[11-12]。綜上所述，將1～10 mD和10～100 mD級別的相滲曲線的變化類型歸類為相滲縮小型。由圖7（c）、（d）可以看出，中含水期往高含水期過渡，相滲曲線的變化主要表現(xiàn)相滲曲線共滲范圍擴大，共滲點右移，油相相對滲透率曲線下降逐漸變緩，此變化充分表明在長期注水的條件下，這兩種滲透率級別的儲層巖石向著有利于注水轉向的方向轉變，水濕性增強，水洗能力提高，注水適應性更好，并且改善了儲層孔隙結構[13]，油相滲透率增加，有利于注水開發(fā)，從而提高原油的采收率，其主要原因在于，儲層在長期的水洗過程中，孔隙結構發(fā)生了變化，油層內砂巖顆粒之間和巖石表面的黏土礦物受到機械沖刷及分散溶解等物理化學作用，部分黏土礦物連同吸附在黏土顆粒表面的膠質、瀝青質及油膜被沖走，儲層巖石黏土礦物的組成和孔隙度發(fā)生了變化，局部砂巖顆粒的親水表面更多的裸露出來[14-15]。這種相滲變化類型是有利于油田開發(fā)的變化類型，但是限于大部分薄差儲層的物性條件，只有一部分的薄差儲層相滲曲線為這種變化類型。綜上所述，將100～200 mD和200 mD以上級別的相滲曲線變化類型歸類為相滲擴大型。中、高含水期薄差儲層相滲曲線主要特征參數(shù)見表2、3。

表2 中含水期薄差儲層相滲特征參數(shù)統(tǒng)計Table 2 Statistical analysis table of phase infiltration characteristic parameters of thin-water reservoirs in water-bearing period %

表3 高含水期薄差儲層相滲特征參數(shù)統(tǒng)計Table 3 Statistical analysis table for the characteristics of phase infiltration characteristics of thin reservoirs in high water cut period %

由表 2、3可以看出，1～10 mD和 10～100 mD級別的相滲曲線束縛水飽和度、兩相流跨度、最大水相相對滲透率以及驅油效率從中含水期過渡到高含水期呈遞減趨勢并且共滲點向左移動。而100～200 mD和200 mD以上級別的相滲曲線束縛水飽和度、兩相跨度、最大水相相對滲透率以及驅油效率從中含水期過渡到高含水期呈增長趨勢，并且共滲點向右移動。綜上所述，不同開發(fā)階段的相滲變化類型主要有共滲范圍擴大和共滲范圍縮小兩種。其中，1～10 mD和10～100 mD級別的相滲曲線變化類型為相滲縮小型，而100～200 mD和200 mD以上級別相滲曲線變化類型為相滲擴大型。

4 結 論

（1）薄差儲層相滲曲線存在3種類型，分別為水相凹型、水相凸型和水相直線型。其中，薄差儲層相滲曲線的主要特征類型為水相凹型。

（2）根據(jù)薄差儲層的物性和特點及其滲透率分布范圍，將其相滲曲線分為4個滲透率級別，分別為10 mD以下、10～100 mD、100～200 mD、200 mD以上，其中10 mD以下為水相凸型，10～100 mD為水相直線型，100～200 mD和200 mD以上為水相凹型。

（3）薄差儲層的相滲參數(shù)特征主要呈現(xiàn)為“雙高雙低”的特點，表現(xiàn)了強親水性，驅油效率低的特征。

（4）長期注水可改善100～200 mD和200 mD以上級別的薄差儲層相滲特征，增強其儲層滲流能力，改善其物性；而對于10 mD以下和10～100 mD級別的則反之。