摘要：南海東部某油田主力儲層為典型的高含泥疏松砂巖，具有埋深淺、膠結(jié)弱、巖性細、泥質(zhì)含量高、分布類型雜、非均質(zhì)性極強等特征，這對于巖心分析樣品前處理、孔滲等基本物性參數(shù)測試，以及單相非線性滲流規(guī)律、油水兩相滲流規(guī)律實驗測試均提出了極大的挑戰(zhàn)。通過持續(xù)深入研究，初步建立了以全流程液氮冷凍制樣、低沸點蒸餾抽提、恒溫恒濕法烘干為代表的高含泥疏松砂巖制樣技術(shù)，以壓差流量法測試啟動壓力梯度、高倍水驅(qū)為代表的高含泥疏松砂巖單相/兩相滲流實驗技術(shù)體系。成功評價了高含泥疏松砂巖這一復(fù)雜儲層的巖石物理參數(shù)及油水兩相滲流規(guī)律，為油田產(chǎn)能綜合評價、開發(fā)方案的合理調(diào)整提供了堅實的實驗依據(jù)。

關(guān)鍵詞：高含泥；疏松砂巖；巖心分析；巖石物理；滲流規(guī)律

南海東部以某油田為代表的高含泥疏松砂巖油藏大多位于三角洲前緣，埋深淺，小于1 500 m，以細砂巖、粉砂巖為主，巖性細，成巖作用弱，以泥質(zhì)膠結(jié)為主，泥質(zhì)含量高。測井曲線組合法［1］測定泥質(zhì)含量為17.3%～28.5%，且泥質(zhì)分布類型復(fù)雜。該類高含泥疏松砂巖儲層的巖心分析實驗面臨諸多挑戰(zhàn)：合格樣品的制備、基礎(chǔ)的物性測試，以及單相非線性滲流規(guī)律實驗技術(shù)、兩相真實油水滲流規(guī)律實驗技術(shù)等，由于受泥質(zhì)含量高、分布復(fù)雜等因素的影響，克服這些挑戰(zhàn)變得異常困難。即使采用常規(guī)巖心分析技術(shù)手段獲取了實驗結(jié)果，這些研究結(jié)果對于油田開發(fā)的指導(dǎo)性也不夠充分，油田開發(fā)遇到的困難便是最明顯的例證?；诖?，本研究在廣泛調(diào)研及總結(jié)經(jīng)驗的基礎(chǔ)上，開發(fā)出了一套適合高含泥疏松砂巖巖心分析實驗的系列技術(shù)。

1高含泥疏松砂巖制樣技術(shù)

巖心分析實驗通常要求制備直徑大于或等于2.50 cm，長度5.00 cm的圓柱形柱塞樣品，并在分析測試前對柱塞樣品進行徹底清洗（油、鹽、水）和烘干。制備合格的樣品對于孔隙度、滲透率等常規(guī)物性參數(shù)以及巖石電性、敏感性、滲流規(guī)律等的實驗評價至關(guān)重要。

由于高含泥疏松砂巖的巖心膠結(jié)作用弱甚至無，泥質(zhì)含量高，采用水/空氣鉆塞會導(dǎo)致樣品不成型。而甲苯洗油、甲醇洗鹽以及常規(guī)烘箱烘干的前處理技術(shù)則由于蒸餾抽提過程、烘干過程溫度過高，會造成黏土礦物脫水，使黏土礦物的賦存形態(tài)發(fā)生變化，導(dǎo)致實驗測試孔滲值、顆粒密度偏高，后期滲流實驗會面臨黏土吸水膨脹、束縛水飽和度過高等一系列問題。

通過調(diào)研文獻及實驗對比［2］，建立了一套針對高含泥疏松砂巖的全流程冷凍制樣技術(shù)：通過井場冷凍保存巖心，液氮冷凍剖切巖心，液氮冷凍鉆取巖心柱塞，并用錫皮加不銹鋼網(wǎng)保護柱塞，采用苯乙醇低溫洗油（沸點50～60 ℃，防止粘土礦物產(chǎn)狀發(fā)生變化）、恒溫恒濕（溫度60 ℃，相對濕度40%）烘干技術(shù)、恒溫恒濕保存柱塞樣品等技術(shù)制備滲流實驗用巖心柱塞，克服了常規(guī)制樣方法巖心柱塞不成形、缺角開裂等問題，取得很好效果。對于巖石鑄體薄片，采用液氮冷凍鉆樣，不銹鋼網(wǎng)保護取樣，注環(huán)氧樹脂固定，然后切片磨片制片等巖石薄片制樣技術(shù)，這些技術(shù)可保證黏土礦物成分、結(jié)構(gòu)等不發(fā)生變化。

對于部分高含泥樣品，采用常規(guī)制樣方法處理后，樣品外觀形態(tài)良好，但內(nèi)部黏土礦物已發(fā)生脫水等變化。為了研究不同制樣技術(shù)對這部分樣品的影響，針對同一批樣品首先采用濕度烘干技術(shù)，烘干至恒重后測量樣品孔隙度、滲透率、顆粒密度，然后再將樣品放置常規(guī)烘箱（116 ℃）烘干至恒重，再次測量樣品的孔隙度、滲透率、顆粒密度。研究發(fā)現(xiàn)，不同烘干技術(shù)對高含泥樣品物性影響很大，采用常規(guī)烘干技術(shù)處理的樣品孔隙度、滲透率、顆粒密度值都要比采用濕度烘干技術(shù)處理的測量值要大。尤其是樣品的顆粒密度值偏差較大，采用常規(guī)烘干技術(shù)測量顆粒密度2.65～2.75 g/cm3，平均2.70 g/cm3左右，采用濕度烘干技術(shù)測量顆粒密度平均2.65 g/cm3，更符合常規(guī)砂巖顆粒密度理論值。不恰當?shù)念w粒密度值將對測井解釋儲層孔隙度造成較大偏差。

2單相非線性滲流測試技術(shù)

高含泥疏松砂巖儲層孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，目標油田的主力油藏均為普通稠油油藏。稠油主要由烷烴、芳烴、膠質(zhì)瀝青質(zhì)組成，隨著膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量的增加，稠油的相對密度及黏度也增大。稠油的高黏特性與其化學組成結(jié)構(gòu)有關(guān)，其分子結(jié)構(gòu)屬于不均勻的膠體分散體系，故稠油具有非牛頓流體的特點，并且在多孔介質(zhì)中的滲流特征與常規(guī)原油不同，一般表現(xiàn)為非線性滲流。由于可能存在啟動壓力梯度，只有當驅(qū)替壓力梯度超過啟動壓力梯度時，稠油才開始流動［3］。在研究目標油藏設(shè)計開發(fā)方案時，沒有考慮啟動壓力梯度的影響，ODP投產(chǎn)后油田產(chǎn)量急劇下降，穩(wěn)產(chǎn)產(chǎn)量比ODP設(shè)計低50%左右。經(jīng)過油藏技術(shù)人員研究表明，準確評估稠油油藏啟動壓力梯度大小對準確評估油藏產(chǎn)能非常重要。

目前國內(nèi)測量啟動壓力的方法主要有：穩(wěn)態(tài)法、非穩(wěn)態(tài)法、毛細管平衡法、氣泡法等［45］。經(jīng)過試驗對比，結(jié)合油田實際，本研究最終建立穩(wěn)定流法啟動壓力梯度測試技術(shù)。其基本原理為：在巖心兩端建立一定壓差，待系統(tǒng)穩(wěn)定后測定該壓差下的流量，依次測定不同壓力下的滲流速度，然后通過數(shù)學公式擬合最小啟動壓力梯度值。具體技術(shù)細節(jié)為：首先利用高含泥疏松砂巖制樣技術(shù)制取柱塞樣品，測試基礎(chǔ)物性參數(shù)后將樣品抽真空，飽和吸取地層水，將樣品裝入驅(qū)替流程中，加壓至地層有效應(yīng)力狀態(tài)，進行油驅(qū)以制造束縛水，達到束縛水狀態(tài)后停止驅(qū)替，待流動完全靜止后從0.001 mL/min的速度開始油驅(qū)，待驅(qū)替穩(wěn)定后計量驅(qū)替壓差、流量，然后逐步升高驅(qū)替壓力，計量各階段穩(wěn)定狀態(tài)下驅(qū)替壓力、流量。最后通過數(shù)學擬合的方法求取最小啟動壓力梯度值。

3高含泥疏松砂巖高倍水驅(qū)油技術(shù)

南海東部海相砂巖油田開發(fā)實踐表明，油田實際采收率已超過實驗室測定水驅(qū)油效率。密閉取心結(jié)果表明，近井地帶過水倍數(shù)遠超常規(guī)驅(qū)油效率及相滲實驗，殘余油飽和度也遠低于相滲測試結(jié)果。實踐表明，常規(guī)實驗室水驅(qū)油效率及油水相滲曲線測試結(jié)果已不能滿足指導(dǎo)油田后期開發(fā)的需求。

勝利油田及渤海油田類似的高含泥疏松砂巖油藏開發(fā)實踐表明，油藏開發(fā)后期會出現(xiàn)嚴重井筒堵塞情況，使采油采液指數(shù)急劇下降，且通過提液等常規(guī)措施并不能改善開發(fā)效果。常規(guī)相滲實驗一般驅(qū)替30～70 PV，水相相對滲透率不會出現(xiàn)明顯下降情況，表明采液指數(shù)并沒有出現(xiàn)嚴重下降現(xiàn)象，與開發(fā)實踐相矛盾。

綜合各油田開發(fā)實踐可知，實驗室必須突破常規(guī)油水相滲實驗壁壘，建立一種真正能夠指導(dǎo)高含泥疏松砂巖油藏開發(fā)的油水兩相滲流實驗技術(shù)。

通過技術(shù)攻關(guān)，建立了一種地層條件高倍水驅(qū)油實驗技術(shù)。該技術(shù)的關(guān)鍵點，一是改變實驗室驅(qū)替速度的確定方法，依據(jù)目標油田生產(chǎn)動態(tài)折算注入速度；二是延長水驅(qū)注入倍數(shù)，由標準規(guī)定含水率達到99.95%或注水30倍孔隙體積，變更為注水2 000倍孔隙體積。

高含泥疏松砂巖的高倍水驅(qū)實驗結(jié)果表明，100～500 mD樣品70 PV驅(qū)油效率平均36.4%，2 000 PV平均驅(qū)油效率為58.6%，500～1 000 mD樣品70 PV驅(qū)油效率平均46.9%，2 000 PV平均驅(qū)油效率為70.7%，1 000～2 000 mD樣品70 PV驅(qū)油效率平均46.1%，2 000 PV平均驅(qū)油效率為74.7%。2 000 PV水驅(qū)油效率比常規(guī)水驅(qū)油效率提高22.2%～28.6%，且物性級別越好驅(qū)油效率越高。

注水70 PV時，殘余油飽和度隨物性變好而降低，最終維持在30%附近，代表在低倍PV狀態(tài)下殘余油飽和度30%是個極限。注水2 000 PV殘余油飽和度同樣隨物性變好而降低，且最低降至10%左右。

4高含泥疏松砂巖巖心分析技術(shù)局限

對于高含泥疏松砂巖這一特殊復(fù)雜儲層，當前巖心分析技術(shù)和手段存在很大局限性。

（1） 樣品的有效保存問題。巖心樣品是實驗室開展各種巖心分析實驗的物質(zhì)基礎(chǔ)，樣品的狀態(tài)必須能夠代表儲層特性。而室內(nèi)研究的周期一般較長，如何有效保存該類樣品成為研究者必須解決的切實問題。采用常規(guī)保存手段，高含泥疏松砂巖巖心會風化成散沙，致使無法取樣，如采用冷凍保存的方法會由于冰的升華作用，導(dǎo)致黏土失水收縮，形成微裂縫，樣品失真。如果沒有合理的樣品保存方法，油田后期開發(fā)方案調(diào)整、注水評價項目等研究將面臨無樣品可用的嚴峻局面。

（2） 現(xiàn)有室內(nèi)實驗研究的深入程度有限，目前的技術(shù)手段基本解決了一維巖心柱塞的巖心分析實驗問題，而對于微觀的滲流機理和宏觀的油水波及情況缺乏系統(tǒng)研究。微觀滲流機理研究，目前比較成熟的是微觀驅(qū)替技術(shù)，而微觀的刻蝕模型由于精度限制，確定泥質(zhì)在孔喉中的大小和分布將面臨極大挑戰(zhàn)。宏觀波及系數(shù)的研究通常基于二維/三維物理模型的水驅(qū)實驗，在大尺度物理模型制作的過程中，如何保證加進去的黏土不被膠死，黏土礦物的成分形態(tài)等特征不發(fā)生變化等，也將是極具挑戰(zhàn)性的課題。

5結(jié)論

（1） 高含泥疏松砂巖樣品前處理技術(shù)是巖心分析實驗的基礎(chǔ)。全流程冷凍制樣、低溫蒸餾抽提、恒溫恒濕烘干保存的技術(shù)適用于該類樣品前處理，不恰當?shù)那疤幚韺?dǎo)致顆粒密度偏高，黏土礦物損害等影響。

（2） 高含泥疏松砂巖稠油油藏存在啟動壓力梯度，最小啟動壓力梯度與流度成指數(shù)關(guān)系。

（3） 高含泥疏松砂巖高倍水驅(qū)實驗結(jié)果表明，2 000 PV水驅(qū)油效率比常規(guī)水驅(qū)油效率提高22.2%～28.6%，且物性級別越好驅(qū)油效率提高越多。

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作者簡介：蘇金長，男，工程師，碩士，從事油田勘探開發(fā)實驗分析工作。