大慶油田有限責(zé)任公司開發(fā)事業(yè)部，黑龍江 大慶

1.引言

大慶油田朝陽溝扶余油層于1986 年投入開發(fā)，為低/特低滲透油藏，水驅(qū)開發(fā)初期產(chǎn)量高、遞減快，壓力傳導(dǎo)慢、注水見效慢，為了提高油層壓力、保證油井產(chǎn)油能力，采用“早注水、早分層、高水質(zhì)、高水驅(qū)控制程度、高注采比、適時轉(zhuǎn)注”的注水政策，取得了一定的開發(fā)效果。自“十二五”以來，堅持“四個精細”挖潛思路，嚴(yán)格執(zhí)行套損井控注、水井不連通層單卡停注等措施，強化有效注水，控制無效注水，注采比得到有效控制，年注采比穩(wěn)定在2.3 左右，累積注采比2.65，表現(xiàn)出高注采比的現(xiàn)象[1][2]。高注采比現(xiàn)象在低/特低滲透油藏開發(fā)中普遍存在，應(yīng)用常規(guī)的中高滲透油藏注采比概念難以解釋低/特低滲透油藏高注采比的原因。目前普遍認為低/特低滲透油藏非均質(zhì)嚴(yán)重、啟動壓力梯度大、應(yīng)力敏感、無效注水、儲層彈性形變和非儲層吸水等客觀因素是引起高注采比[3][4][5][6]的原因，比如吳瓊等人[7][8]認為高注采比主要受無效注水、垂直裂縫、彈性存水量、儲層沉積特點和固井質(zhì)量等因素影響，特別是參與形變的油層體積大小對油層彈性存水量影響顯著，但卻未深入研究不同巖性的吸水變化特征；吳杰和HEGGHEIM T 等人[9][10]指出導(dǎo)致低滲透油藏“注不進、采不出”的原因是儲層非均質(zhì)性、儲層孔喉細小、滲透率低、非線性滲流、啟動壓力梯度和應(yīng)力敏感現(xiàn)象等客觀因素造成的；熊偉[11]指出注采比是影響低滲透油藏有效驅(qū)動的因素，低注采比不利于建立油藏有效驅(qū)動系統(tǒng)，但過高注采比導(dǎo)致注采壓差的升高，易造成粘性指進及單層突進；周莉等人[12][13]開展粗砂巖、中砂巖和細砂巖吸水特性試驗，研究結(jié)果表明砂巖中的黏土礦物具有遇水膨脹特性，且孔隙分型特征與吸水特性具有良好的相關(guān)性，但未針對單一純泥巖或含砂泥巖等巖性的吸水特征進行定量描述。因此，為了進一步量化非儲層吸水和儲層彈性形變引起的無效注水量對注采比的貢獻，本文研制了反映低/特低滲透油藏縱向巖性分布特征的砂–泥巖復(fù)合巖性模型，同時開展砂–泥巖復(fù)合巖性模型吸水特征實驗，深入研究了低/特低滲透油藏砂–泥巖復(fù)合巖性模型中不同巖性不同部位的壓力變化規(guī)律，明確了儲層、過渡巖性、泥巖等不同巖性的油水分布狀況及吸水特征，為低/特低滲透油藏砂–泥巖儲層有效開發(fā)對策的制定提供了依據(jù)。

2.砂–泥巖復(fù)合巖性模型研制

低/特低滲透油藏吸水剖面測試主要研究不同滲透率級別儲層的吸水狀況[14]，并未深入研究儲層注入水對過渡巖性和泥巖等非儲層的影響，因此，本文以朝陽溝油田為研究對象，首次研制砂–泥巖復(fù)合巖性模型，探索低/特低滲透油藏高注采比的成因[15]。選取朝陽溝油田密閉取心井朝85-檢153 井巖性數(shù)據(jù)資料，結(jié)合測井解釋曲線，研究低/特低滲透油藏縱向巖性分布特征、設(shè)計模型參數(shù)，制作符合朝陽溝油田地層特征的砂–泥巖復(fù)合巖性模型，為開展低/特低滲透油藏復(fù)合巖性模型吸水特征研究提供基礎(chǔ)。

2.1.模型參數(shù)設(shè)計

根據(jù)取心井資料，朝陽溝油田縱向巖性分別有砂巖、粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖、含泥粉砂巖、灰質(zhì)粉砂巖、含砂泥巖、粉砂質(zhì)泥巖、泥灰?guī)r、泥巖共9 種，其中，砂巖、粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖、含砂泥巖和純泥巖為5 種主要巖性，合計占總巖性的99.16%，其它類型僅占0.82%，5 種巖性厚度比例如圖1 所示。按照離儲層從近到遠，砂巖、粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖、粉沙質(zhì)泥巖厚度分布比例分別為9.68%、5.48%、12.21%、15.30%，而純泥巖厚度比例高達57.33%，僅能反映取心井鉆遇純泥巖巖性的概率，并不能真實反映儲層發(fā)育及巖性過渡情況[16]。

Figure 1.Thickness ratio of main lithology in coring wells圖1.取心井主要巖性厚度比例圖

根據(jù)巖性相似的原則將巖性劃分為儲層、過渡巖性和泥巖3 種類型，取心井F173 層縱向巖性分布參數(shù)見表1。與儲層發(fā)育相對應(yīng)的純泥巖厚度所占比例明顯降低，儲層砂巖、過渡巖性和泥巖厚度之比為1:1.06:1.21，可用來設(shè)計符合朝陽溝油田地層特征的砂–泥巖復(fù)合巖性模型。結(jié)合砂–泥巖復(fù)合巖性模型設(shè)計要求，設(shè)計砂–泥巖復(fù)合巖性尺寸為32 cm × 33 cm × 5 cm，厚度之比為1:1.33:1.33，并考慮到不同巖性內(nèi)部縱向分布差異，將儲層分成3 種滲透率規(guī)格(25、15、5 × 10?3μm2)，過渡巖性分成2 種滲透率規(guī)格(3、1 × 10?3μm2)，泥巖分成2 種滲透率規(guī)格(0.5、0 × 10?3μm2)。

Table 1.Parameter design of composite lithology model表1.復(fù)合巖性模型參數(shù)設(shè)計

2.2.復(fù)合巖性模型制作

根據(jù)復(fù)合模型參數(shù)設(shè)計，將代表不同巖性的天然露頭巖心膠結(jié)在一起，通過環(huán)氧樹脂將其包裹，對砂–泥巖復(fù)合模型進行制作，如圖2 所示。對比天然露頭巖心和朝陽溝油田取心井巖石成分，密閉取心井取心巖石以石英、長石以及巖屑為主，平均含量分別為26.07%、24.90%、32.35%，從表2 可以看出，復(fù)合巖性模型巖石成分與密閉取芯井相近，平均含量分別為28.98%、27.86%、25.41%，確保復(fù)合巖性模型儲層的實驗精度。

Figure 2.Made-up product of composite lithology model圖2.復(fù)合巖性模型制作成品

Table 2.Rock composition of composite lithology model表2.復(fù)合巖性模型巖石成分

3.復(fù)合巖性模型吸水實驗

圖2 中復(fù)合巖性模型左側(cè)為注入端，右側(cè)為采出端，為模擬低/特低滲透油藏真實水驅(qū)開發(fā)過程，注入端和采出端均只在儲層處注入和采出。然后開展復(fù)合巖性模型水驅(qū)油實驗，實驗溫度45℃，開始前控制注入端和采出端壓力均為3 MPa，保持注入速度不變逐漸降低采出端壓力，直至建立有效驅(qū)動體系為止。最后研究注采比和模型不同部位壓力變化特點，進一步確定復(fù)合巖性模型中純泥巖、含砂泥巖、過渡巖性和各類儲層在地層中的吸水特征。

3.1.設(shè)備材料

實驗中用到的主要設(shè)備有：ZJ-HK 型特I 型恒溫箱；Φ600 × 600 型高壓模擬容器；2XZ-8B 旋片式真空泵；HBS-S50/70 雙缸恒速恒壓驅(qū)替泵；OTS-550 無油空氣壓縮機；ZR-3 型回壓；HPV 型回壓閥；YB-150A、B 型壓力表若干；圍壓泵、六通閥。

模擬油為油田地面脫氣原油(朝86 區(qū)塊綜合油樣，其粘度29.2～67.5 mPa?s)與煤油按一定比例配制而成，溫度45℃時粘度為9.8 mPa?s；模擬水為蒸餾水和NaCl 等藥品配制而成，礦化度為5231 mg/L。

3.2.實驗步驟

將復(fù)合巖性模型置于45℃恒溫箱中，按照實驗流程對設(shè)備進行連接，測壓點連接壓力表，出口處接入回壓閥，應(yīng)用HBS-S50/70 雙缸恒速恒壓驅(qū)替泵進行驅(qū)替，控制采出端壓力，記錄不同測壓點的壓力變化。復(fù)合巖性模型水驅(qū)油實驗具體實驗步驟如下：

1) 在高壓模擬容器中，設(shè)置復(fù)合巖性模型圍壓為3 MPa。

2) 控制注入端壓力為3 MPa，打開回壓閥，控制采出端壓力為3 MPa，用來模擬實際地層壓力。

3) 將回壓閥壓力降低0.1 MPa 后，每隔一固定時間記錄流量和壓力表數(shù)據(jù)，當(dāng)瞬時流量較低時，以0.1 MPa 為單位，繼續(xù)降低回壓閥壓力。

4) 重復(fù)上一操作，直至同一回壓閥壓力下所測的瞬時流量趨于穩(wěn)定為止，此時，模型中注入端和采出端已建立起有效驅(qū)動體系，注采壓差保持穩(wěn)定。

5) 增大測量時間間隔，每隔1 h 記錄采出端流量和壓力表壓力，直至采出液含水達到98%為止。

4.復(fù)合巖性模型實驗結(jié)果

4.1.流量變化特征

開展復(fù)合巖性模型水驅(qū)油實驗，注入速度為0.10 mL/min，研究采出端流量變化特征，采出端壓力和流量隨時間變化如圖3 所示。

采出端壓力(回壓閥壓力)剛開始降低時，驅(qū)替壓差很小，保持驅(qū)替壓差不變時，采出端瞬時流量不穩(wěn)定，呈下降趨勢，此時平均瞬時流量較低，注采比最大，為2.53；繼續(xù)降低采出端壓力，瞬時流量突然升高，然后呈下降趨勢，即瞬時流量發(fā)生周期性變化，隨著驅(qū)替壓差的增大，周期內(nèi)瞬時流量變化范圍逐漸減小，模型仍處于不穩(wěn)定滲流階段；當(dāng)采出端壓力降低至1.1 MPa 時，驅(qū)替時間達到25.0 h，此時模型剛剛建立起有效驅(qū)動體系，采出端瞬時流量不再變化，并逐漸趨于穩(wěn)定；建立有效驅(qū)動體系后，瞬時流量緩慢增大，注采比降低，當(dāng)瞬時流量增大至與注入速度相同時，注采比趨近于1，此時模型已進入穩(wěn)定滲流階段。

Figure 3.Pressure and flow variation curve of composite lithology model.(a) Production side pressure variation curve under unstable seepage stage;(b) Production rate variation curve under unstable seepage stage;(c) Production rate variation curve;(d) Injection-production ratio variation curve圖3.復(fù)合巖性模型儲層壓力和流量變化曲線。(a) 不穩(wěn)定滲流階段采出端壓力變化曲線；(b) 不穩(wěn)定滲流階段流量變化曲線；(c) 流量變化曲線；(d) 注采比變化曲線

4.2.壓力變化特征

根據(jù)復(fù)合巖性模型實驗數(shù)據(jù)，研究復(fù)合巖性模型儲層、過渡巖性和泥巖不同部位壓力變化特征，不同巖性注入端和中部壓力隨時間變化曲線如圖4 所示。

Figure 4.Pressure variation curve of different parts in composite lithology model.(a) Injection side pressure variation curve;(b) Injection side pressure variation curve圖4.復(fù)合巖性模型不同部位壓力變化曲線。(a) 注入端壓力變化曲線；(b) 中部壓力變化曲線

對于儲層，隨著注入時間增加，儲層注入端壓力最早發(fā)生變化，呈緩慢上升趨勢，達到穩(wěn)定滲流所需的時間最短，當(dāng)注入倍數(shù)為2.2 PV 時，達到穩(wěn)定滲流的壓力最大，為5.16 MPa，而中部壓力傳導(dǎo)具有滯后性，一段時間后壓力才出現(xiàn)明顯變化，呈先下降后上升的趨勢，且儲層物性越好，中部壓力開始變化和達到最低值對應(yīng)的時間越短，達到穩(wěn)定滲流的壓力越大。降低采出端壓力后，滲透率較高的儲層剩余油最先被動用，儲層1 中部壓力快速降低，當(dāng)注入倍數(shù)為0.2 PV 時，儲層中部壓力達到最低值，隨后快速升高，達到穩(wěn)定滲流時壓力最大，為3.45 MPa；然后滲透率居中的儲層剩余油被動用，儲層2 壓力降低，滲透率較低的儲層剩余油最后被動用，儲層3 壓力緩慢降低，當(dāng)注入倍數(shù)為0.7 PV 時，儲層中部壓力達到最低值，隨后緩慢升高，達到穩(wěn)定滲流時壓力最小，為3.39 MPa。

對于過渡巖性，隨著注入時間增加，過渡巖性注入端壓力變化趨勢與儲層注入端壓力相同，均呈緩慢上升趨勢，與儲層相比，過渡巖性注入端壓力發(fā)生變化所需的時間增長，達到穩(wěn)定滲流時的壓力較低，而中部壓力傳導(dǎo)同樣具有滯后性，水驅(qū)一段時間后壓力才出現(xiàn)明顯變化。研究表明，過渡巖性中含有一定體積的含氣飽和度以及干孔隙，在水驅(qū)油過程中，注入端儲層容水量逐漸增多形成憋壓，使得部分注入水在壓差作用下進入過渡巖性中，過渡巖性注入端處壓力緩慢上升，受賈敏作用影響，注入水難以進入被氣體和干孔隙占據(jù)的那一部分孔隙體積，接近水驅(qū)結(jié)束時注入端壓力基本保持穩(wěn)定，低于儲層壓力，而中部處過渡巖性壓力變化較為滯后，大多數(shù)注入水由注入端注入、采出端采出，只有少部分通過儲層中部的注入水在壓差作用下才進入過渡巖性中部，具有小幅壓力變化。

對于泥巖，隨著注入時間增加，泥巖注入端壓力最晚發(fā)生變化，呈緩慢上升趨勢，達到穩(wěn)定滲流所需的時間最長，當(dāng)注入倍數(shù)為2.2 PV 時，達到穩(wěn)定滲流的壓力最小，為4.21 MPa，而含砂泥巖以及純泥巖中部處并未出現(xiàn)明顯壓力變化，說明含砂泥巖以及純泥巖中部未受效，無需給出過渡巖性、含砂泥巖以及純泥巖采出端測壓點壓力變化曲線。研究表明，含砂泥巖既具有純泥巖的特性又具有一定的滲透性，說明含砂泥巖吸水能力較純泥巖強，在水驅(qū)油過程中，注入端儲層容水量增加，在儲層和過渡巖性界面上憋壓使得部分注入水進入過渡巖性中，同樣，在過渡巖性界面上憋壓后，才可能進入含砂泥巖以及泥巖中，隨著進入含砂泥巖以及純泥巖的注入水量增多，含砂泥巖與純泥巖注入端壓力增大，并且注入水進入純泥巖后不再流出，純泥巖憋壓，壓力繼續(xù)增大，而泥巖中部測壓點壓力無明顯變化。

4.3.容水特征對比

通過實驗測定單一巖性在不同時間的平均壓力和容水系數(shù)變化曲線，建立泥巖、含砂泥巖、過渡巖性容水系數(shù)與水浸端壓力、水浸端到巖樣中心距離關(guān)系。計算劈分系數(shù)，將累積吸水量劈分到不同巖性，復(fù)合巖性模型不同巖性吸水比例如圖5 所示，不同巖性累積吸水比例如圖6 所示。

Figure 5.Variation trend of water absorption ratio of different lithology in composite lithology model圖5.復(fù)合巖性模型不同巖性吸水比例變化趨勢

Figure 6.Cumulative water absorption ratio of different lithology in composite lithology model圖6.復(fù)合巖性模型不同巖性累積吸水比例

隨著時間增大，不同巖性吸水量均呈先上升后平穩(wěn)的趨勢，當(dāng)驅(qū)替時間為72 h 時，注采基本達到平衡，此時模型的注采比為1.46，且儲層、過渡巖性、含砂泥巖和純泥巖的吸水量依次降低，吸水比例為0.52:0.30:0.11:0.07。研究表明，在朝陽溝油田低/特低滲透油藏水驅(qū)開發(fā)過程中，注入水在儲層憋壓作用下被靠近儲層的過渡巖性和泥巖等吸水，封閉地層條件下僅剩余約52%的注入水發(fā)揮驅(qū)油作用，直接影響低/特低滲透油藏儲層吸水和驅(qū)油效果。從油藏開發(fā)客觀規(guī)律來看，過渡巖性和泥巖吸水引起的高注采比現(xiàn)象難以避免，不能簡單的使用注采比、吸水等參數(shù)評價儲層注入采出狀況、制定合理開發(fā)政策等，需要對累積注水量和驅(qū)替水量進行合理換算及修正。在綜合分析地層壓力、水驅(qū)動用程度、遞減速度、含水上升速度等主要開發(fā)指標(biāo)的基礎(chǔ)上，考慮油層段、非油層段的吸水量和彈性形變對總注水量進行劈分，確定儲層中起驅(qū)油作用的有效注入量，在油田開發(fā)調(diào)整過程中，適當(dāng)提高注水強度以保證驅(qū)替水量滿足注水政策要求，為低/特低滲透油藏砂–泥巖儲層有效開發(fā)對策的制定提供了依據(jù)。

5.結(jié)論

1) 根據(jù)密閉取心井資料和測井解釋資料，設(shè)計包括儲層以外的巖性分布特征及參數(shù)，研制符合朝陽溝油田地層特征的砂–泥巖復(fù)合巖性模型，反映儲層、過渡巖性和泥巖的沉積韻律規(guī)律，為深入研究低/特低滲透油藏吸水特征奠定基礎(chǔ)。

2) 砂–泥巖復(fù)合巖性模型室內(nèi)實驗研究表明，隨著儲層注水時間的增加，儲層、過渡巖性和泥巖注入端壓力依次發(fā)生變化，不同巖性注入端壓力均呈緩慢上升趨勢，達到穩(wěn)定滲流時壓力依次降低；中部壓力傳導(dǎo)具有滯后性，隨著儲層注水時間的增加，儲層中部壓力呈先下降后上升的趨勢，且物性越好的儲層壓力率先發(fā)生變化，達到穩(wěn)定滲流時壓力最大，而過渡巖性中部壓力呈緩慢上升趨勢，純泥巖中部壓力無明顯變化。

3) 除砂巖儲層吸水外，過渡巖性、含砂泥巖、純泥巖均有不同程度的吸水能力，吸水量分別占30%、11%、7%，即僅有52%左右的注入水在地層條件下真正驅(qū)替原油，揭示了低/特低滲透油藏注水量高、地層壓力低的原因。