致密油藏儲(chǔ)層驅(qū)替特征及開(kāi)發(fā)效果
——以鄂爾多斯盆地上里塬地區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng)7油層組為例

韓永林，劉軍鋒，余永進(jìn)，王勝華，沈 強(qiáng)

(中國(guó)石油 長(zhǎng)慶油田分公司 第二采油廠，甘肅 慶陽(yáng) 745100)

位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡西南段的上里塬地區(qū)上三疊統(tǒng)延長(zhǎng)組長(zhǎng)7油層組致密油資源量巨大(圖1)，是中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司開(kāi)發(fā)的重點(diǎn)地區(qū)和層位之一。但隨著探索開(kāi)發(fā)的不斷深入，油田開(kāi)發(fā)方面的一些瓶頸問(wèn)題逐漸顯露出來(lái)。主要表現(xiàn)為常規(guī)直井產(chǎn)能低，注水壓力高，低含水期較短，油井含水上升快等特征[1-5]。為此，筆者在眾多研究成果的基礎(chǔ)上，從儲(chǔ)層敏感性研究、滲流特征研究及開(kāi)發(fā)效果出發(fā)，探討了驅(qū)替特征對(duì)常規(guī)直井水驅(qū)油情況下開(kāi)發(fā)效果的影響。

1 長(zhǎng)7油層組儲(chǔ)層特征

研究區(qū)長(zhǎng)7油層組可進(jìn)一步劃分為長(zhǎng)73、長(zhǎng)72和長(zhǎng)71三個(gè)油層，本次研究以長(zhǎng)72、長(zhǎng)71為主。區(qū)內(nèi)長(zhǎng)7油層組儲(chǔ)集砂巖類型為長(zhǎng)石砂巖和巖屑長(zhǎng)石砂巖，為深湖濁積扇沉積。儲(chǔ)集砂巖多發(fā)育中-小孔微細(xì)喉型孔隙結(jié)構(gòu)，屬于典型的致密油藏。粘土礦物的類型以伊利石為主，相對(duì)含量為62%～65%；綠泥石次之，介于20%～30%；伊/蒙混層的含量變化較大。

圖1 研究區(qū)區(qū)域位置Fig.1 Location of the study area

2 儲(chǔ)層的敏感性

為定量分析長(zhǎng)7油層組中儲(chǔ)層敏感性，參照行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5385—2002[6-15]，利用研究區(qū)儲(chǔ)層巖心樣品，分別完成了速敏、水敏、酸敏、堿敏及鹽敏等五敏室內(nèi)評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)。

2.1 速敏性實(shí)驗(yàn)

研究區(qū)A3井和A20井長(zhǎng)7油層組中儲(chǔ)層粘土礦物組分含量大體一致，但兩口井的速敏實(shí)驗(yàn)的結(jié)果差異較大(圖2)。A3井隨著驅(qū)替速率的增加，巖樣滲透率未見(jiàn)明顯下降，無(wú)速敏傷害；A20井注入速度的增加，巖樣滲透率下降明顯，弱速敏傷害。分析認(rèn)為，兩口井速敏曲線的差別源于儲(chǔ)層物性不同，由于該區(qū)孔隙結(jié)構(gòu)為中-小孔微細(xì)喉，巖樣中參與流動(dòng)的毛細(xì)管數(shù)隨著流速的增加而增加。具體表現(xiàn)為：若微粒半徑小于孔喉半徑，微粒將被流體沖刷出來(lái)；若微粒半徑大于孔喉半徑，微粒會(huì)在喉道處堆積堵塞，形成“橋堵”[8]，致使儲(chǔ)集物性變差。由此可見(jiàn)該區(qū)儲(chǔ)層為弱速敏。因此在開(kāi)發(fā)注水工程中，保持儲(chǔ)層中流體略低于臨界流速即可。

圖2 上里塬長(zhǎng)7油層組儲(chǔ)層速敏曲線Fig.2 Velocity sensitivity curve for Chang 7 oil layer in Shangliyuan area

2.2 水敏、鹽敏性實(shí)驗(yàn)

從研究區(qū)A3井和A20井巖樣水敏、鹽敏性實(shí)驗(yàn)結(jié)果(表1)可以看出，當(dāng)注入水分別為地層水、50%地層水、25%地層水及無(wú)離子水時(shí)，巖樣滲透率變化不明顯，同時(shí)水敏指數(shù)分別為-0.01和-0.02，總體說(shuō)明儲(chǔ)層無(wú)水敏、鹽敏性。

2.3 酸敏性實(shí)驗(yàn)

研究區(qū)儲(chǔ)層粘土礦物綠泥石含量高達(dá)24%，遇酸后膨脹運(yùn)移，生成的氫氧化鐵膠體沉淀會(huì)堵塞孔喉，降低儲(chǔ)層滲透率。向研究區(qū)儲(chǔ)層巖樣注入15%的HCl，注酸前和注酸后滲透率有所下降，樣品酸敏指數(shù)分別為0.08和0.21，基本呈現(xiàn)弱酸敏性(表2)。

2.4 堿敏性實(shí)驗(yàn)

本次實(shí)驗(yàn)分別用地層水和pH值為11的KOH溶液測(cè)試了不同巖樣滲透率的響應(yīng)，結(jié)果表明，兩塊樣品的堿敏指數(shù)分別為0.15和0.04，認(rèn)為研究區(qū)儲(chǔ)層基本為弱-無(wú)堿敏性。

表1 上里塬長(zhǎng)7油層組儲(chǔ)層水敏、鹽敏性實(shí)驗(yàn)結(jié)果Table 1 Water and salt sensitivity experiment results for Chang 7 oil layer in Shangliyuan area

表2 上里塬長(zhǎng)7油層組儲(chǔ)層酸敏性實(shí)驗(yàn)結(jié)果Table 2 Acid sensitivity experiment results for Chang 7 oil layer in Shangliyuan area

圖3 上里塬長(zhǎng)7油層組儲(chǔ)層單相滲流特征曲線Fig.3 Single-phase flow curve of Chang 7 oil layer in Shangliyuan area

綜上，研究區(qū)儲(chǔ)層基本為弱速敏、無(wú)水敏、無(wú)鹽敏、弱酸敏、弱堿敏。

3 儲(chǔ)層滲流特征

3.1 單相滲流特征

單相滲流實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，壓力梯度不僅影響儲(chǔ)層的流速，而且影響儲(chǔ)層的滲透率；隨著壓力梯度的增大，單相液體流速隨之增大，二者呈正相關(guān)(圖3)；超臨界流速對(duì)滲透率具有一定的影響。

3.2 油水兩相滲流特征

實(shí)驗(yàn)巖心取自上里塬A20區(qū)塊長(zhǎng)7油層組儲(chǔ)層。分析4塊巖心的油水兩相相對(duì)滲透率曲線，具有以下特征(圖4) ：①儲(chǔ)層油水兩相共滲區(qū)狹窄，變化為23.5%～28.6%，平均只有26.3%；②隨著含水飽和度增大，油相滲透率急速下降，水相滲透率快速上升，最大可上升至0.589；③束縛水飽和度相對(duì)較低，變化為14.9%～20.2%，平均為17.1%；殘余油飽和度較高，變化為54.73%～59.56%，平均為56.63%。等滲點(diǎn)低，其含水飽和度變化為20.3%～26.4%，平均為24.2%。等滲點(diǎn)低預(yù)示著油井見(jiàn)水后產(chǎn)液量和產(chǎn)油量均有較大幅度降低。

3.3 潤(rùn)濕性

根據(jù)等滲點(diǎn)處含水飽和度大小，可以定性分析巖石潤(rùn)濕性情況。測(cè)試結(jié)果表明，研究區(qū)4塊樣品相滲曲線的共滲點(diǎn)含水飽和度皆小于50%，說(shuō)明長(zhǎng)7油層組儲(chǔ)層潤(rùn)濕性主要表現(xiàn)為親油。同時(shí)也呈現(xiàn)出隨含水飽和度的增大親油巖石水相滲透率迅速增大/親水巖石水相滲透率增長(zhǎng)緩慢的特征。說(shuō)明親油儲(chǔ)層與親水儲(chǔ)層相比，注水開(kāi)發(fā)效果差，采油率低。

3.4 水驅(qū)油特征

根據(jù)上里塬長(zhǎng)7油層組儲(chǔ)層的4塊巖樣的水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果(圖5)，結(jié)合不同驅(qū)油階段含水率和驅(qū)油效率的變化，將長(zhǎng)7油層組儲(chǔ)層水驅(qū)油開(kāi)發(fā)劃分為3個(gè)不同的開(kāi)采階段：

① 無(wú)水期。在水驅(qū)油的初期，持續(xù)短暫；當(dāng)注水倍數(shù)在0.09～0.19倍時(shí)，巖心中的水通常處于束縛水狀態(tài)下，油相是流動(dòng)相，水相是不流動(dòng)相，巖心出口產(chǎn)出液是純油，不含水，采收率平均為18.1%。

② 含水快速上升期。當(dāng)驅(qū)油見(jiàn)水后含水率迅速上升，從0急劇上升至90%以上，到達(dá)95%左右才開(kāi)始變緩，由此驅(qū)油進(jìn)入高含水期。該階段注水量不大，但含水率急劇上升；采收率提高了約3.3%，增幅較小。

③ 高含水期。當(dāng)含水率達(dá)到95%以后，驅(qū)油效率曲線上升速度急劇變緩，進(jìn)入高含水采油期。此驅(qū)油階段注水量需求很大，但原油產(chǎn)量低，驅(qū)油效率增長(zhǎng)緩慢；含水率達(dá)到98%時(shí)，驅(qū)油效率平均為24.73%，增加了約3.3%。直到驅(qū)油結(jié)束油田廢棄，最終驅(qū)油效率平均可達(dá)到31.72%，遠(yuǎn)低于西峰油田的45%[3]。

4 開(kāi)發(fā)效果初探

上里塬A20區(qū)共完鉆井18口，平均單井鉆遇油層25.6 m，電測(cè)孔隙度為10.8%，滲透率為0.29×10-3μm2；完試17口，試油日產(chǎn)油平均為3.8 t，日產(chǎn)水1.5 m3。投產(chǎn)13口，初期日產(chǎn)油1.5 t，綜合含水18.6%，目前日產(chǎn)油0.5 t，綜合含水82.2%，投注4口，日注水140 m3。從目前情況分析，該區(qū)水井配注過(guò)高，結(jié)合該區(qū)相滲特點(diǎn)及儲(chǔ)層親油特性，注水開(kāi)發(fā)對(duì)提高單井產(chǎn)量效果不明顯。

圖4 上里塬長(zhǎng)7油氣組儲(chǔ)層油、水兩相滲流曲線Fig.4 Oil-water two-phase flow curve of Chang 7 oil layer in Shangliyuan area

圖5 上里塬長(zhǎng)7油層組儲(chǔ)層水驅(qū)油曲線Fig.5 Water displacing oil curve of Chang 7 oil layer in Shangliyuan area

5 結(jié)論

1) 對(duì)研究區(qū)儲(chǔ)層開(kāi)展五敏實(shí)驗(yàn)，顯示儲(chǔ)層敏感性不強(qiáng)，對(duì)生產(chǎn)影響較小。

2) 相滲實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，儲(chǔ)層單相液體流速與壓力梯度呈正相關(guān)；油水兩相滲流表明束縛水含水飽和度為17.1%，殘余油含水飽和度為43.4%；共滲區(qū)狹窄，平均只有26.3%；長(zhǎng)7油層組儲(chǔ)層潤(rùn)濕性屬于親油。

3) 根據(jù)不同驅(qū)油階段含水率和驅(qū)油效率的變化，可將長(zhǎng)7油層組儲(chǔ)層水驅(qū)油開(kāi)發(fā)劃分為無(wú)水期、含水快速上升期及高含水期等3個(gè)開(kāi)采階段；無(wú)水期驅(qū)油效率為18.1%，最終驅(qū)油效率為31.7%。根據(jù)儲(chǔ)層微觀特征，結(jié)合研究區(qū)開(kāi)發(fā)效果，認(rèn)為該區(qū)注水開(kāi)發(fā)還需謹(jǐn)慎。

參 考 文 獻(xiàn)

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