周克明 袁小玲 劉婷芝 余華潔 繆海燕 張琳羚 王 艷 何家歡 肖紅林 宋林珂 張 容

1.中國石油西南油氣田公司勘探開發(fā)研究院 四川成都 610041

2.中國石油西南油氣田公司致密油氣勘探開發(fā)項目部 四川成都 610051

3.中國石油川慶鉆探工程有限公司地質勘探開發(fā)研究院 四川成都 610051

0 引言

致密油藏的概念最早由Ledingham[1]于1947年提出，用于描述含油的致密砂巖。致密油是指以吸附或游離狀態(tài)賦存于生油巖中，或賦存于與生油巖互層、緊鄰的致密砂巖、致密碳酸鹽巖等儲集巖中，未經大規(guī)模長距離運移的石油聚集[2]。北美將致密油定義為分布在成熟的烴源巖內、氣體滲透率小于1 mD、孔隙度小于10%、單井無自然工業(yè)產能的致密砂巖油藏和頁巖油藏。張映紅[3]等將致密油定義為以吸附或游離狀態(tài)賦存于滲透率極低的生烴灶內外砂巖或碳酸鹽巖層、生烴泥頁巖中，氣體滲透率小于2 mD、流度小于1 mD/(mPa·s)、單井無自然工業(yè)產能或自然產能低于工業(yè)油流下限的輕質油聚集。我國致密油可采資源量居全球第三位，但勘探開發(fā)起步相對較晚。四川盆地中部地區(qū)（簡稱“川中地區(qū)”）發(fā)現(xiàn)的5個致密油田和18個含油區(qū)塊，由于前期總體投入相對較少，使得實際所獲致密油產量與資源評價結果相距甚遠，勘探開發(fā)效益相對較差[4-7]?！笆濉币詠恚S著四川盆地致密油勘探開發(fā)的不斷深入，科技攻關力度持續(xù)加大，取得了一定成果，為四川盆地侏羅系致密油藏的勘探開發(fā)奠定了一定的技術基礎[8-11]。

對致密油藏開發(fā)效果的影響，除了儲層本身的物性條件、孔隙結構之外，儲層巖石的潤濕性至關重要。儲層巖石的潤濕性不僅決定原油的賦存狀態(tài)和油水的微觀分布，而且影響油水兩相的滲流機理和滲流特征。測定儲層巖石的潤濕性，能夠獲得油藏評價、開發(fā)方式研究、動態(tài)分析和儲層改造等工作中不可缺少的油藏物性參數。實驗室測定巖石潤濕性的方法主要有接觸角法、離心機法、Amott法[12]和USBM（United States Bureau of Mines，美國礦業(yè)局）法[13]等，近年來為了提高測試效率，又發(fā)展了相對滲透率曲線法[14]、自吸速率法[15]和核磁共振法[16-17]。我國石油天然氣行業(yè)已建立成熟的油藏巖石潤濕性測定方法標準[18]并得到廣泛應用。

大量研究表明，在低滲透致密油藏中，流體滲流不符合達西定律，計算兩相流體相對滲透率的傳統(tǒng)方法——JBN（Johnson、Bossler和Naumann）方法也不適用于該類油藏。趙國忠[19]等在考慮兩相滲流擬啟動壓力梯度的影響后，發(fā)現(xiàn)油水兩相相對滲透率曲線特征有明顯變化；Thomas L.K.[20]等也發(fā)現(xiàn)多孔介質中存在啟動壓力現(xiàn)象；Prada A.[21]等利用鹽水通過膠結巖心滲流時亦發(fā)現(xiàn)啟動壓力梯度現(xiàn)象；Zeng B.Q.[22]等研究了不同組分流體對巖石啟動壓力梯度的影響；丁景辰[23]和李寧[24]等研究了致密氣藏的啟動壓力梯度和氣體低速非達西滲流特征；孫東惺[25]研究了致密多孔介質低速非線性滲流機理，認為流體在致密多孔介質中存在低速非達西滲流現(xiàn)象；樊東艷[26]等認為，不同井型中流體的啟動壓力梯度主要影響中后期流動形態(tài)，考慮啟動壓力梯度后的壓力及壓力導數曲線后期出現(xiàn)不同程度的上翹，表明致密油藏中流體滲流需要更多的能量消耗，因此在致密油藏實際開發(fā)中，應注意合理配產，防止地層壓力下降過快。

常規(guī)多孔介質中油水、氣水和油氣兩相的滲流機理研究、相對滲透率測定方法均比較成熟，通過幾十年的發(fā)展，我國石油天然氣行業(yè)已形成完善的標準體系[27]。盡管致密油氣藏巖石中兩相流體相對滲透率曲線的測定比較困難，但目前也基本采用該標準體系。

本次以川中地區(qū)公山廟油田中侏羅統(tǒng)沙溪廟組一段致密油藏為研究對象，選取代表性樣品，開展儲層巖石潤濕性測定、流體低速滲流實驗、恒速水驅油實驗和自發(fā)滲吸實驗等多項研究，從而得到該油藏的流體滲流特征，為致密油藏的合理高效開發(fā)包括儲層改造措施提供技術支持。研究成果對四川盆地頁巖油的勘探開發(fā)也具有借鑒意義。

1 儲層巖石物性特征

公山廟油田沙一段致密油藏的儲層巖性主要為巖屑長石石英砂巖、巖屑長石砂巖、巖屑石英砂巖。平面上巖石礦物成分差異較大，其中石英含量50.92%～70.00%，長石含量9.08%～20.60%，巖屑含量8.43%～13.80% ；孔隙度分布在1.39%～4.50%之間，主要集中分布在3.50%左右；基質平均滲透率分布在0.072 4～0.592 0 mD之間；測井解釋含水飽和度在50.0%左右；儲集類型為裂縫-孔隙型[28]。沙一段儲層巖石喉道類型主要由點狀喉道、片狀喉道、縮頸喉道和管狀喉道組成（圖1），其中以片狀喉道居多，構造微裂縫不發(fā)育。片狀喉道對孔隙起連通作用，儲層巖石的滲透率高低也主要取決于片狀喉道的大小、分布和數量。

圖1 公山廟油田G30井沙一段儲層典型的孔隙結構特征圖（點狀、片狀、縮頸、管狀喉道）

2 儲層巖石潤濕性

儲層巖石的潤濕性是巖石吸水排油能力及水驅油效率的主要控制因素。參考油藏巖石潤濕性測定標準，本次研究利用中性煤油和80 g/L的標準鹽水（mNaCl∶mCaCl2∶mMgCl2·6H2O=7∶0.6∶0.4，m表示質量），采用自吸驅替法對公山廟油田沙一段致密油藏2口井（G27、G36井）的鉆井取心樣品進行巖石潤濕性測定。實驗結果表明：G27井沙一段席狀砂體油藏巖石的相對潤濕指數為0.10～0.17，G36井沙一段河道砂體油藏巖石的相對潤濕指數為0.24～0.30。按照潤濕指數判別標準[18]，公山廟油田沙一段致密油藏儲層巖石的潤濕性總體上為弱親水，且河道砂體的親水性略高于席狀砂體（表1）。

表1 公山廟油田沙一段致密油藏儲層巖石潤濕性測定結果表

3 儲層流體低速滲流特征

開展儲層巖石低速滲流實驗的目的，是為了研究公山廟油田沙一段致密油藏儲層巖石中流體的低速非達西滲流現(xiàn)象。前已述及，國內外學者已開展大量的低速滲流實驗研究，認為流體在低滲透致密儲層巖石中存在低速非達西滲流現(xiàn)象。當儲層巖石中存在一定量的自由水或束縛水時，也發(fā)現(xiàn)了氣體低速非達西滲流現(xiàn)象。低速非達西滲流的明顯特征為驅替壓力或壓力梯度與流量的關系曲線不經過坐標原點，表現(xiàn)出流體通過多孔介質時具有啟動壓力或啟動壓力梯度。啟動壓力梯度是指儲層巖石孔隙內流體通過單位長度的巖石所需要的最小壓力，該壓力理論上與油藏巖石的潤濕性、孔隙結構、孔隙連通性和通過流體的性質有關。孫黎娟[29]研究表明，油藏的啟動壓力梯度與其液體的流度呈雙曲反比例關系，二者的乘積為一常數，該常數僅與油層及通過的液體有關。

3.1 低速滲流實驗方法

選擇公山廟油田沙一段致密油藏G30井沙一段儲層樣品作為實驗樣品，采用80 g/L的標準鹽水（mNaCl∶mCaCl2∶mMgCl2·6H2O=7∶0.6∶0.4，m表示質量）作為實驗用地層水；采用現(xiàn)場分離器取得的原油，經脫水脫氣后與中性煤油進行復配作為實驗油。

低速滲流實驗流程簡化示意圖見圖2。實驗的主要步驟為：①按巖心分析方法標準[30]測定樣品的孔隙度和滲透率，然后將樣品抽真空加壓飽和地層水。②將飽和地層水后的樣品老化12 h以上并裝入巖心夾持器，在平流泵的計量精度范圍內，以盡可能低的速度進行恒速水驅實驗。③當巖心夾持器出口端見水時，記錄進、出口端的壓差作為地層水通過樣品的最小流動壓差，并以最小流動壓差為參考點，逐漸提高進口壓力來進行地層水的低速滲流實驗。④實驗油的恒速驅替實驗與地層水相同，但實驗前需將樣品飽和地層水并進行油驅水以建立束縛水飽和度（或原始含水飽和度）。

圖2 低速滲流實驗流程簡圖

3.2 實驗結果與分析

3.2.1 地層水和實驗油的低速滲流特征

無論基質樣品還是人工造縫樣品，在100%飽和地層水條件下的地層水低速滲流實驗，絕大部分樣品并未發(fā)現(xiàn)啟動壓力或啟動壓力梯度的存在，即單相地層水滲流依然符合達西滲流特征。但在通過油驅水建立束縛水飽和度的條件下（可簡稱為“束縛水飽和度條件下”“束縛水條件下”“含水條件下”），實驗油的低速滲流存在啟動壓力或壓力梯度，表現(xiàn)為低速非達西滲流特征。

以G30井4-35-1號樣品為例，該樣品長度5.26 cm，滲透率0.220 mD。在100%飽和地層水條件下，隨著驅替速度的增加，地層水的驅替壓力逐漸增大，低速滲流曲線為一條直線，且經過坐標原點（圖3），表明實驗樣品在完全飽和地層水條件下的單相低速滲流不存在啟動壓力或啟動壓力梯度，其低速滲流特征與單相氣體低速滲流實驗不存在啟動壓力梯度的特征一致[24,31-32]。沙一段油藏巖石雖然親水性較弱，但毛細管壓力仍然是流動的動力，因此，地層水在儲層巖石中的單相流動不存在啟動壓力梯度。而在束縛水飽和度條件下，隨著驅替速度的增加，實驗油的驅替壓力也逐漸增大，滲流曲線雖表現(xiàn)為一條直線，但直線不再經過坐標原點（圖3），表明在含水條件下實驗油的低速滲流存在啟動壓力或啟動壓力梯度，這與完全飽和地層水的水相滲流特征及單相氣體的低速滲流特征完全不同。實驗油的低速滲流曲線在縱軸上有明顯的截距，表明實驗油通過含水儲層時需要一個附加的啟動壓力或啟動壓力梯度。

圖3 G30井4-35-1號樣品壓力梯度與驅替速度的關系曲線圖

3.2.2 束縛水條件下的油相滲流特征

在束縛水飽和度條件下，實驗油低速滲流的啟動壓力和啟動壓力梯度實驗結果見表2。

表2 實驗油的啟動壓力和啟動壓力梯度實驗數據表

在束縛水飽和度條件下，實驗油的低速滲流普遍存在啟動壓力或啟動壓力梯度，即表現(xiàn)出低速非達西滲流特征。究其原因，是由于儲層巖石具有弱親水性，樣品孔隙中吸附的束縛水膜減小了流體滲流通道，這不僅增加了實驗油的流動阻力，同時使得油水兩相與巖石之間存在界面張力。當油相流經孔喉變異處時產生了水鎖效應，進而增大了附加流動阻力。因此，在相同的驅替速度條件下，較之100%的飽和地層水，實驗油在通過狹窄喉道時必須要克服更大的流動阻力。啟動壓力產生的根本原因，就是多相流體流經狹窄的孔道時，流體間接觸界面發(fā)生形狀變異而產生附加阻力，即產生了賈敏效應。致密儲層孔喉空間賦存水對流體滲流能力的影響十分顯著，油藏開發(fā)過程中一旦賦存水發(fā)生流動，將對油相滲流產生較大影響[33]。

3.2.3 啟動壓力梯度與滲透率的關系

啟動壓力梯度的大小不僅與樣品的含水飽和度大小有關，而且與樣品的滲透率高低有關。公山廟油田沙一段致密油藏儲層流體的啟動壓力梯度與實驗樣品的滲透率具有較好的相關性（圖4）。如圖4所示，隨著實驗樣品滲透率的增大，啟動壓力梯度逐漸降低。當滲透率從0.01 mD數量級增大到1.00 mD數量級時，啟動壓力梯度快速降低（圖4a）；當滲透率大于1.00 mD數量級后，啟動壓力梯度下降趨勢逐漸變緩（圖4a）。總體上，啟動壓力梯度隨滲透率的變化趨勢與根據趙國忠[19]實驗數據所繪圖（圖4b）的趨勢相似。

圖4 實驗油的啟動壓力梯度與樣品滲透率關系圖

3.2.4 裂縫的存在對滲流特征的影響

表2和圖4表明，裂縫的存在（表現(xiàn)為滲透率的數量級增大）使實驗油的啟動壓力大為降低。如4-33-1號樣品人工造縫后的滲透率高達59.900 mD，該樣品地層水的低速滲流實驗顯示不存在啟動壓力，在49.1%的束縛水飽和度條件下，實驗油的啟動壓力梯度只有0.04 MPa/m。裂縫在宏觀上改善了流體的滲流通道和滲流方式，因此對低滲透、特低滲透致密油藏進行大規(guī)模壓裂改造，可大幅度降低甚至消除流體滲流的啟動壓力，提高油井產能及致密油藏的動用程度[34-36]。此外，高含水致密油氣藏的試井解釋異常往往是由于沒有考慮啟動壓力梯度造成的。不考慮啟動壓力梯度時的單井控制半徑，通常遠小于考慮啟動壓力梯度時的單井控制半徑，如果采用前者作為單井控制半徑，那么計算的單井控制儲量也會偏小，與油氣藏實際嚴重不符[37]。

4 儲層油水兩相滲流特征

隨著油藏開發(fā)過程中地層能量逐漸衰減，油井產量也將不斷下降。為了保持地層能量、延長油藏穩(wěn)產時間，通常采取注水或注入表面活性劑等開發(fā)方式。油水兩相滲流實驗或水驅油實驗是模擬流體注入油藏的開發(fā)過程和評價其開發(fā)效果的重要手段。

4.1 油水兩相滲流實驗方法

油水兩相滲流實驗方法主要有恒壓驅替、恒速驅替和滲吸交換等幾種。恒速驅替實驗的基本原理是將獲得基本物性參數的實驗樣品，在建立束縛水飽和度后，以恒定的驅替速度將一定孔隙體積倍數的實驗流體（地層水）注入樣品中，獲得樣品的產出油量與驅替時間、驅替速度或注入倍數之間的關系，并計算水驅油的驅油效率[27]。

油水滲吸交換實驗是對獲得基本物性參數的實驗樣品，在建立束縛水飽和度后，將樣品浸泡于地層水中，在毛細管壓力的作用下，由于樣品的親水性，水相自發(fā)吸入樣品孔隙中，將原油從較大的孔隙或裂縫中排出，由此獲得滲吸時間與吸水排油量之間的關系，并計算滲吸驅油效率。油藏巖石的濕潤性對油水兩相滲吸驅油效率和油水兩相的相對滲透率具有重要影響[38]。

4.2 恒速水驅油實驗結果及分析

以G30井4-33-1號樣品為例，樣品造縫后的孔隙度為9.01%，滲透率為59.900 mD。將樣品建立束縛水飽和度，按0.1 mL/min的速度進行水驅油，驅替結束后重新建立束縛水飽和度，依次完成0.5 mL/min、1.0 mL/min、2.0 mL/min和3.0 mL/min速度下的水驅油實驗，獲得了不同驅替速度下的水驅油效率。實驗表明，5次恒速驅替實驗所建立的束縛水飽和度在48.0%～52.8%之間（實驗條件基本一致），不同驅替速度下的最終驅油效率在17.7%～23.0%之間，其中無水期驅油效率在10.1%～19.5%之間，剩余油飽和度在36.9%～42.8%之間（表3）。

表3 不同驅替速度下的水驅油效率實驗數據表

對于非均質性很強的裂縫樣品，在水驅油實驗過程中，由于裂縫滲流能力強，水驅油時容易出現(xiàn)水沿裂縫系統(tǒng)竄流或指進，造成水驅波及面積和波及效率較低，嚴重降低了驅油效率。在5種不同的驅替速度下，當注入倍數小于5 PV時，隨著注入倍數的增加，驅替效率快速上升；當注入倍數大于5 PV時，隨著注入倍數的增加，驅替效率逐漸趨于穩(wěn)定（圖5）。

圖5 G30井4-33-1裂縫樣品的驅替效率與注入倍數關系圖

不同驅替速度下的水驅油實驗表明，并非注入速度（即驅替速度）越大，水驅油效果越好。當驅替速度從0.1 mL/min提高至1.0 mL/min時，無水期驅油效率從16.4%增大為19.5%，最終驅油效率從18.6%增大到23.0%。但當驅替速度繼續(xù)增大至3.0 mL/min時，無水期驅油效率急劇下降為10.1%，最終驅油效率下降到17.7%（圖6）。分析原因是樣品存在裂縫，裂縫成為流體流動的優(yōu)勢通道，注入水在高速驅替下沿裂縫發(fā)生水竄，以及在大孔道中發(fā)生指進，導致波及面積和波及效率降低。

圖6 G30井4-33-1裂縫樣品的驅油效率與驅替速度關系圖

4.3 滲吸交換實驗結果及分析

選擇G27、G30井沙一段儲層4個樣品進行滲吸實驗（其中2個樣品具有裂縫）。實驗結果如表4所示，在束縛水飽和度條件下，沒有裂縫的2個基質樣品的最終滲吸驅油效率分別為9.2%和13.3%，平均值為11.3%；具有裂縫的2個人工造縫樣品的最終滲吸驅油效率分別為14.3%和17.9%，平均值為16.1%?？傮w上，滲吸驅油效率與樣品的滲透率有關，滲透率越大，驅油效率越高；裂縫樣品的滲吸驅油效率大于基質樣品的滲吸驅油效率。

表4 束縛水飽和度條件下的滲吸實驗結果表

驅油效率與滲吸時間的關系圖（圖7）顯示，樣品在吸水排油初期，驅油效率隨滲吸時間的增加而快速增高；當滲吸時間大于30 h后，滲吸驅油效率的增高逐漸變緩；滲吸時間大于60 h后，驅油效率的增高趨勢進一步變緩，漸趨穩(wěn)定。滲吸實驗中觀察到，大量的油珠成串分布在裂縫縫口，說明裂縫樣品的滲吸速度明顯大于基質樣品的滲吸速度。分析原因是當水從高滲透的裂縫面進入樣品深處后，與內部孔隙中的實驗油發(fā)生了滲吸交換，將實驗油從裂縫中排出。實驗結果表明，對低滲透、特低滲透致密油藏采取大規(guī)模的壓裂改造而形成大量的有效縫網[39]，同時輔以單井吞吐（水油滲吸交換）的開采方式，這種組合是提高油井產量的重要技術手段。

圖7 滲吸驅油效率與滲吸時間關系圖

比較恒速水驅油實驗與滲吸水驅油實驗的結果。恒速水驅油實驗中，束縛水飽和度條件下，造縫樣品（滲透率59.900 mD）在5種不同驅替速度下獲得的恒速水驅油效率分布在17.7%～23.0%之間，平均為20.4%（表3）；滲吸水驅油實驗，同樣在束縛水飽和度條件下，2個造縫樣品（滲透率分別為4.500 mD、33.100 mD）的滲吸驅油效率分別為14.3%和17.9%，平均為16.1%。兩個實驗結果具有一致性。通過恒速水驅油實驗和滲吸水驅油實驗，綜合預測公山廟油田沙一段致密油藏經過壓裂改造、再輔以注水進行單井吞吐開發(fā)，其采收率極限可達20%。

5 結論

利用公山廟油田沙一段低滲透、特低滲透致密油藏的巖石樣品，開展巖石潤濕性測定、低速滲流實驗、恒速水驅油實驗及自發(fā)滲吸實驗等多項研究，得到以下主要結論：

1）川中地區(qū)公山廟油田沙一段致密油藏的儲層巖石總體上呈弱親水性特征，在完全飽和地層水條件下的水相滲流曲線為一條直線，且經過坐標原點，地層水單相滲流符合達西定律且不存在啟動壓力或啟動壓力梯度。

2）在束縛水飽和度條件下，巖石孔隙表面吸附的水膜降低了油相滲流通道，油相流經狹窄孔道時產生賈敏效應，增加了油相滲流的附加阻力。油相低速滲流曲線不過坐標原點，含水油相的滲流不符合達西定律，存在啟動壓力或啟動壓力梯度，且儲層巖石的滲透率越低，啟動壓力或啟動壓力梯度越大。

3）驅替速度和巖石滲透率對水驅油效果有較大影響，在較高的驅替速度下，注入水在大孔道中發(fā)生指進和沿裂縫發(fā)生水竄是造成水驅油效率降低的主要原因。

4）巖石滲透率對滲吸驅油效果有顯著影響，且裂縫樣品的滲吸驅油效率大于基質樣品的滲吸驅油效率。

5）對致密油藏實施大規(guī)模壓裂改造，所形成的高滲透縫網可有效降低流體滲流的啟動壓力或啟動壓力梯度，再輔以單井吞吐（水油滲吸交換）的開采方式，這種組合是保證致密油藏長期穩(wěn)產的重要技術措施。

研究成果對致密油藏的合理高效開發(fā)包括儲層改造措施提供技術支持，對致密油藏以及頁巖油的開發(fā)具有重要的借鑒意義。