克拉瑪依礫巖油藏儲層分類特征及水驅油規(guī)律

呂建榮，譚鋒奇，許長福，孫 楠，周元澤，付瑋琪

(1.新疆油田分公司 勘探開發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依 834000；2.中國科學院 計算地球動力學重點實驗室，北京 100049；3.新疆油田分公司 工程技術研究院，新疆 克拉瑪依 834000；4.塔爾薩大學 石油工程學院，美國 奧克拉荷馬 74104 )

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克拉瑪依礫巖油藏儲層分類特征及水驅油規(guī)律

呂建榮1，譚鋒奇2，許長福1，孫 楠3，周元澤2，付瑋琪4

(1.新疆油田分公司 勘探開發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依 834000；2.中國科學院 計算地球動力學重點實驗室，北京 100049；3.新疆油田分公司 工程技術研究院，新疆 克拉瑪依 834000；4.塔爾薩大學 石油工程學院，美國 奧克拉荷馬 74104 )

克拉瑪依礫巖油藏目前處于高含水開發(fā)階段，儲層精細分類特征研究及不同油藏類型水驅油機理和影響因素分析成為油藏提高采收率的基礎和關鍵.首先利用儲層綜合對比技術，從沉積物源、巖石學特征、物性特征、滲流特征及孔隙結構等方面分析三類油藏，明確導致不同類型礫巖油藏水驅油機理存在差異的根本原因；然后基于核磁共振巖心分析技術進行微觀水驅油機理研究.實驗結果表明：水驅過程中大孔隙中的原油采出程度最高，而滲吸過程中主要動用中小孔隙中的原油，水驅方式與滲吸作用的結合可有效提高礫巖油藏采收率.分析三類礫巖油藏儲層物性、孔隙結構、微觀非均質性、潤濕性及原油黏度對水驅油效率的影響，其中物性及微觀孔隙結構的不同導致微觀水驅油機理的差異，而在宏觀上儲層的非均質性、潤濕性和原油黏度又對注入水的滲流體系和驅替路徑起決定作用.綜合分析結果表明:Ⅰ類油藏水驅油效率最高，Ⅱ類的次之，Ⅲ類的最差.最后結合測井與生產動態(tài)資料，討論水驅油特征對儲層整體水淹規(guī)律的控制作用.當儲層性質相似時，注水條件越強，水淹程度越高；當注水條件相似時，儲層物性越好，水淹越強，另外，相同油藏類型物性較差的Ⅲ、Ⅳ類流動單元儲層在非強水洗條件下，一般表現(xiàn)為弱水淹層，甚至為油層，成為剩余油富集的有利區(qū).

礫巖油藏； 儲層分類特征； 水驅油機理； 影響因素； 水淹規(guī)律； 克拉瑪依油田

0 引言

克拉瑪依油田位于準噶爾盆地西北緣，是典型的礫巖油藏集中發(fā)育區(qū)，經過50多年的注水開發(fā)，大部分油藏已進入高含水期，不同油藏類型的儲層特征和水驅油規(guī)律研究成為目前油藏開發(fā)的難點，也是控水穩(wěn)油和提高采收率的關鍵[1-3].對于礫巖油藏儲層特征的研究，胡復唐等[4]根據物性和孔隙結構把礫巖油藏分為3類:Ⅰ類油藏,最好，中高滲透性；Ⅱ類油藏,分布最廣，低滲透性；Ⅲ類油藏,滲透性較差，為層內嚴重非均質的擬雙重介質型油藏.徐懷民等[5]在巖心儲層研究及測井解釋的基礎上，動靜結合將八區(qū)礫巖油藏劃分為4類儲層，其中Ⅰ類的最好，Ⅳ類的最差.王婷灝[6]等利用薄片觀察和掃描電鏡等技術分析六中區(qū)礫巖儲層特征，認為粒內溶蝕孔和粒間溶蝕孔為主要油氣儲存類型，微裂縫、裂隙為主要運移通道.李映艷[7]和葉穎[8]等研究六區(qū)和八區(qū)礫巖儲層，儲集空間類型以剩余粒間孔、粒內溶孔為主，儲層可以劃分為4種類型，其中以Ⅱ類和Ⅲ類的儲層為主.這些研究成果突出單一區(qū)塊礫巖油藏的儲層分類特征，針對整個礫巖油藏的研究比較少，并且基于油藏分類的水驅油機理研究鮮見報道.

對于礫巖油藏水驅油機理及影響因素的研究，高永利等[9]利用微觀仿真地層模型將儲層的孔隙結構照片用顯影技術復制到透明材料上，然后進行水驅油實驗，表明水的突進現(xiàn)象明顯，細長喉道中油水以大量的段塞交替運移，驅油效率較低.唐洪明等[10]以七區(qū)礫巖油藏為例，開展不同非均質程度模型恒壓水驅油實驗，表明滲透率越高的巖心越先啟動，含水率上升越快，無水采收率越低，驅油效率越高，層間滲透率級差越大，模型驅油效率越低.韋雅等[11]研究不同礫巖油藏的遞減規(guī)律，而對于不同類型礫巖油藏的儲層特征和水驅油規(guī)律缺乏整體性的分析.譚鋒奇等研究提高礫巖油藏水淹層識別準確率，對于水驅油機理的探索較少[12-15].

基于沉積學理論，筆者利用儲層綜合對比技術研究礫巖油藏的分類特征，分析不同類型油藏的水驅油機理，闡明影響驅油效率的控制因素，明確微觀水驅規(guī)律與宏觀水淹特征之間的關系，為礫巖油藏高含水期開發(fā)提供指導.

1 儲層分類特征

1.1 沉積物源

克拉瑪依油田克下組油藏是中三疊系在準噶爾盆地西北緣，沿著與扎伊爾山垂直方向發(fā)育的一系列深切谷[16].扎伊爾山持續(xù)而穩(wěn)定地為盆地提供大量的沉積物，且物源方向具有良好的繼承性(見圖1)[17].由圖1可知：3個研究區(qū)塊具有相同的沉積物源，其中，六區(qū)的離沉積物源最近，一區(qū)的次之，七區(qū)的最遠，其沉積物的搬運需要經過一區(qū)和六區(qū).由于克下組地層是在古生界下石炭統(tǒng)的古風化殼上接受的一套正旋回山麓洪積扇沉積，取心井資料分析表明3個區(qū)塊克下組油藏巖性呈下粗上細的正韻律旋回特征，巖性主要包括粉細砂巖、砂巖、含礫粗砂巖、砂礫巖和礫巖等5種，各種巖性質量分數比較相似(見圖2)，且主力含油巖性為含礫粗砂巖和砂礫巖[18].

圖1 克拉瑪依油田克下組油藏沖積扇沉積相示意Fig.1 Alluvial fan deposit of lower Karamay group in Karamay oilfield

1.2 巖石學特征

三類油藏砂礫巖儲層巖石顆粒成分以石英、長石和巖屑為主，但各組分質量分數差別明顯.Ⅰ類油藏砂礫巖石英質量分數最高，為30.6%～64.5%，平均為48.4%；長石質量分數為5.9%～40.6%，平均為22.1%；巖屑質量分數為13.9%～39.2%，平均為25.2%.Ⅱ類油藏砂礫巖石英質量分數為12.6%～49.9%，平均為33.5%；長石質量分數為17.9%～37.9%，平均為30.2%；巖屑質量分數為14.1%～60.2%，平均為29.3%.Ⅲ類油藏砂礫巖石英質量分數為5.8%～55.2%，平均為23.2%；長石質量分數為3.8%～47.6%，平均為33.4%；巖屑質量分數為34.9%～65.3%，平均為40.2%.三類油藏砂礫巖儲層礦物質量分數表明，在成分成熟度方面，Ⅰ類的最高，Ⅱ類的次之，Ⅲ類的最差.在顆粒磨圓和分選方面，Ⅰ類油藏砂礫巖儲層巖石顆粒分選因子為2.0～4.7，磨圓為半圓狀—次棱角狀，結構成熟度較高；Ⅱ類油藏分選因子為2.3～5.2，磨圓為半圓狀—次棱角狀，結構成熟度較低；Ⅲ類油藏分選因子為2.9～7.6，磨圓為次棱角狀，結構成熟度最低.三類油藏沉積物源相同，由于沉積環(huán)境、水動力、搬運距離及后期成巖作用差異，導致儲層巖石學特征差別明顯.

圖2 三類油藏巖性組分分布Fig.2 Lithologic component distribution of three types

1.3 物性和孔隙結構

1.3.1 儲層物性

三類油藏砂礫巖儲層物性分布特征表明，Ⅰ類油藏儲層孔隙度為13.7%～22.1%，平均為16.9%；滲透率為(0.010～225.000)×10-3μm2，平均為117.600×10-3μm2，孔—滲分布相對集中，屬于中低孔—中滲透型儲層.Ⅱ類油藏儲層孔隙度為11.2%～22.9%，平均為15.8%；滲透率為(0.005～331.900)×10-3μm2，平均為49.900×10-3μm2，其物性較Ⅰ類差，屬于中低孔—中低滲型儲層.Ⅲ類油藏儲層孔隙度為13.0%～25.3%，平均為18.7%；滲透率為(0.020～1 025.600)×10-3μm2，平均為298.400×10-3μm2，其滲透性最好，屬于中孔—中高滲透型儲層.

圖3 三類油藏砂礫巖孔隙類型百分數Fig.3 The pore type percentage figure of three type conglomerate reservoir

1.3.2 孔隙類型和孔隙結構

通常，礫巖油藏儲層具有原生孔隙與次生孔隙并存的孔隙類型組合特點.分析研究區(qū)鑄體薄片，三類油藏砂礫巖儲層發(fā)育粒間孔、填隙物微孔(晶間孔)、粒間溶孔、粒內溶孔、微裂縫及礫緣縫等6種孔隙類型(見圖3).其中，Ⅰ類油藏砂礫巖儲層粒間孔最為發(fā)育，粒間溶孔和粒內溶孔依次發(fā)育，填隙物微孔相對較少，礫緣縫和微裂縫少見，該種孔隙類型組合導致儲層滲透性較好(見圖4(a))；Ⅱ類油藏砂礫巖儲層以粒間孔和粒內溶孔為主，粒間溶孔次之，填隙物微孔和微裂縫較為常見，礫緣縫相對少見，該種孔隙類型組合導致儲層滲透性較差(見圖4(b))；Ⅲ類油藏砂礫巖儲層以粒間溶孔為主，粒內溶孔次之，粒間孔較少，填隙物微孔和微裂縫較常見，礫緣縫少見，該種孔隙類型組合導致儲層滲透性較好(見圖4(c)).

三類油藏砂礫巖典型的壓汞曲線(見圖5)存在較大差別.Ⅰ類油藏排驅壓力較高，曲線斜度較大，幾乎無明顯平臺段(見圖5(a))，偶見孔隙平臺段的樣品，其平臺部分占進汞飽和度的10%以下，表明最大連通孔隙喉道集中程度低，進汞飽和度為75%～92%，反映儲層微孔和小孔發(fā)育，微觀非均質性較強；Ⅱ類油藏排驅壓力與Ⅰ類的相似，但曲線斜度更大，完全無孔隙平臺段(見圖5(b))，表明最大連通孔隙喉道集中程度很低，進汞飽和度為56%～70%，反映儲層微孔和小孔發(fā)育程度高，孔隙連通性很差，微觀非均質性強；Ⅲ類油藏排驅壓力較低，曲線斜度相對前2類較小，且有較明顯的孔隙平臺段，平臺部分占進汞飽和度的10%～25%(見圖5(c))，表明最大連通孔隙喉道集中程度高于前2類油藏，滲透性最好，進汞飽和度為60%～92%，說明儲層微孔和小孔發(fā)育，由于排驅壓力段明顯傾斜，表明其孔喉分選性很差.因此，該類儲層滲透性能好，但微觀非均質性是三類油藏里面最強的.

圖4 三類油藏砂礫巖典型鑄體薄片F(xiàn)ig.4 Typical cast slices of three type conglomerate reservoirs

對于礫巖油藏的三類儲層特征，Ⅰ類油藏滲透性中等，非均質性相對最弱，儲層品質最好；Ⅱ類油藏滲透性最差，非均質性較強，儲層品質較差；Ⅲ類油藏滲透性最好，但顆粒分選差、分布不均勻及接觸關系復雜等因素導致非均質性嚴重，儲層品質最差.

圖5 三類油藏砂礫巖儲層壓汞曲線形態(tài)Fig.5 Mercury penetration curve form figures of three type conglomerate reservoirs

2 水驅油機理

2.1 微觀規(guī)律

礫巖油藏多物源、多水系、快速多變的沉積環(huán)境導致儲層非均質性比較強，復模態(tài)的孔隙結構特征進一步增加水驅油的難度，驅油效率的影響因素更加復雜，因此，以驅替實驗為基礎，分析礫巖油藏的水驅油機理，為提高水驅油藏采收率提供理論依據.傳統(tǒng)實驗方法把巖心當作“黑盒”模型，只能研究巖心水驅油或滲吸過程中一些宏觀參數對水驅油效率的影響，無法給出水驅油過程中巖石不同孔隙的動用狀況，而對于具有復模態(tài)孔隙結構的礫巖油藏，不能滿足水驅油機理研究的需要.

2.1.1 實驗步驟

(1)將代表性的儲集層巖心抽空，飽和地層水，用核磁共振技術測試飽和水狀態(tài)下弛豫時間T2分布；(2)飽和模擬原油，測試束縛水狀態(tài)下T2分布；(3)進行水驅油實驗，驅替一定體積的地層水后，測試T2分布；(4)重復實驗步驟(3)，分析驅替不同體積地層水條件下T2分布.

2.1.2 結果分析

實驗過程得到多條T2分布曲線，分別為飽和水狀態(tài)曲線、飽和模擬原油狀態(tài)曲線及驅替不同體積地層水條件曲線(見圖6(a)).由于核磁共振探測的信號完全是地層水的信號，所以測試結果反映地層水在孔隙中的分布特征.飽和水狀態(tài)T2分布反映巖心孔喉分布特征；飽和油狀態(tài)T2分布反映束縛水在孔隙中分布特征；水驅油過程中地層水進入巖心排出模擬原油，水的信號增加，增加量與水驅排出的油量成正比.不同級別孔隙在水驅過程中采出程度的變化規(guī)律見圖6(b)(R為毛管半徑).水驅初期超大孔隙采出程度可達35%，而小孔隙采出程度只有12%，說明水驅過程中優(yōu)先動用的是超大孔隙中的原油；采出程度隨著注入孔隙體積倍數的增加而增加，中大孔隙采出程度增加幅度明顯,而小孔隙增加幅度較??；在長期驅替后超大孔隙采出程度可達97%，大孔隙采出程度可達65%以上，而小孔隙采出程度僅有45%，因此水驅開采過程中對采出程度起主要貢獻的是中大孔隙.

圖6 水驅油過程微觀孔隙變化結果Fig.6 Result of micro pores change in water display oil process

2.2 微觀孔隙動用規(guī)律

用不含氫核的特殊合成油作為模擬原油進行滲吸實驗，利用核磁共振技術監(jiān)測滲吸過程中水T2分布的變化規(guī)律，實驗步驟同微觀水驅油機理，可以得到多條T2分布曲線，分別為飽和水狀態(tài)曲線、飽和模擬油狀態(tài)曲線及不同滲吸時間曲線(見圖7(a)).飽和水狀態(tài)T2分布反映巖心孔喉分布特征；飽和油狀態(tài)T2分布反映束縛水在孔隙中分布特征；在滲吸過程中地層水自發(fā)滲吸進入巖心排出模擬原油，水的信號增加，增加量與吸滲排出的油量成正比.不同級別孔隙在滲吸過程中采出程度的變化規(guī)律見圖7(b).在滲吸初期，小孔隙采出程度可達20%以上，而超大孔隙采出程度不到10%，說明滲吸過程中，優(yōu)先動用小孔隙中的原油；隨著滲吸時間的增加，小孔隙采出程度增幅明顯,而大孔隙采出程度增幅很小；在長期滲吸之后，小孔隙采出程度可達50%以上，而超大孔隙采出程度僅有15%，因此滲吸過程中主要動用中小孔隙中的原油，滲吸作用可作為水驅的有益補充，以進一步提高油藏采收率.

圖7 滲吸過程微觀孔隙變化結果Fig.7 Result of micro pores change in imbibition process

2.3 水驅油差異性

影響儲層微觀水驅油機理的因素包括儲層內在因素(儲層物性、微觀非均質性、潤濕性及原油黏度等)和外部因素(注入孔隙體積倍數、注入速度及注入水黏度等)2個方面[19].克拉瑪依三類礫巖油藏典型的相對滲透率和水驅油效率曲線特征表明，在相同的注入水黏度、注入孔隙體積倍數和注水速度條件下，進行水驅油實驗，最終殘余油飽和度、水驅油效率及水驅過程中相對滲透率曲線的變化趨勢等有較大的差異(見圖8，Sw為含水飽和度)，說明不同類型礫巖油藏的儲層特征對水驅油機理的影響存在一定的差異性.

圖8 三類油藏相對滲透率與水驅油效率曲線Fig.8 Relative permeability and water displacing oil efficiency curves for three types of conglomerate reservoirs

三類礫巖油藏儲層特征和對應的水驅油結果見表1.由表1可知：Ⅰ類油藏為中低孔中滲儲層，物性較好，微觀非均質性相對較弱，儲層弱親水，原油黏度低，在同等注水條件下水波及程度最均勻，能夠獲得較高的水驅油效率.Ⅱ類油藏與Ⅰ類油藏相比，物性較差，潤濕性為中性—弱親水，導致束縛水飽和度高，且原油黏度較高，水驅油相對困難，加之非均質性強，注入水主要沿分布不均的大孔道等優(yōu)勢疏導體系滲流，導致殘余油飽和度較高，水驅油效率比Ⅰ類油藏的低.Ⅲ類油藏滲透性最好，但微觀非均質性最強，注入水波及范圍嚴重不均勻導致大量小孔和中孔道內的原油無法被驅替；另外,儲層潤濕性表現(xiàn)為弱親油且原油黏度比較高，增加驅替難度，最終水驅油效率明顯低于Ⅰ、Ⅱ類油藏的.三類礫巖油藏的儲層物性、微觀非均質性、潤濕性及黏度差異決定儲層的最終水驅油效率.

表1 三類油藏砂礫巖儲層特征和水驅油結果

Table 1 Reservoir character and result of water/oil displacement test comparison of three type conglomerate reservoirs

油藏類型物性微觀非均質性潤濕性原油黏度/(mPa·s)束縛水飽和度/%殘余油飽和度/%水驅油效率/%Ⅰ類中滲較強弱親水6.0～6.221.327.065.7Ⅱ類中低滲強中性—弱親水6.1～27.933.528.157.7Ⅲ類中高滲極強弱親油28.9～86.317.838.253.5

3 影響因素分析

由于礫巖油藏具有孔隙結構復雜，巖性、物性變化劇烈，非均質性強等特征，在注水開發(fā)過程中整體上表現(xiàn)為見效持續(xù)時間短、見水時間快及含水率上升迅速等特點.由于三類油藏砂礫巖儲層物性及微觀孔隙結構的不同導致儲層微觀水驅油機理的差異，在宏觀上儲層的非均質性和潤濕性又對注入水的滲流體系和驅替路徑起決定作用[20]，進而影響不同類型礫巖油藏的最終采收率.

3.1 微觀孔隙結構

礫巖油藏微觀孔隙結構對驅油效率的影響基于儲集層真實巖心的水驅油實驗，并結合鑄體薄片、含油薄片及壓汞資料等，綜合分析不同類型孔隙結構儲集層的水驅油特征，該方法克服微觀仿真孔隙模型難以模擬真實巖心中填隙物及孔道內表面性質影響的缺點.結合圖8的驅油效率曲線，可以得到三類儲層孔隙結構對驅油效率的影響：

(1)Ⅰ類油藏為高孔—高滲儲層，大孔中喉孔隙結構，顆粒分選相對較好，孔隙類型以未被充填或半充填的粒間孔為主，孔喉分布相對均勻，喉道類型以縮頸狀為主，孔喉配位數為3～5，孔喉連通呈網狀，連通率達70%以上.水驅油過程中，可形成網狀滲流通道，水驅波及系數相對較高，水驅油效率最高，平均為61%.Ⅰ類儲集層剩余油分布主要以油斑、油珠附著于孔隙壁面為主.

(2)Ⅱ類油藏為中大孔中細喉孔隙結構，顆粒分選差，孔隙以半充填粒間孔為主，發(fā)育界面裂縫，孔喉分布不均勻，局部發(fā)育大孔道.喉道類型以片狀為主，孔喉配位數為1～3.Ⅱ類儲集層孔喉分布不均勻，并存在微裂縫，水驅油過程中水竄嚴重，含水率上升快，導致驅油效率較低，平均為45%.Ⅱ類儲集層剩余油富集于小孔道、孔喉交會處及盲孔.

(3)Ⅲ類油藏為中孔中滲儲集層，中孔中細喉孔隙結構，孔隙以半充填粒間孔為主，孔喉分布相對均勻，連通性好.Ⅲ類儲集層水驅油時可以形成稀網狀滲流通道，水驅波及系數相對較高，水驅油效率高，平均為50%.Ⅲ類儲集層剩余油富集于小孔道及盲孔.

由于《手稿》的寫作恰好在1848年《共產黨宣言》發(fā)表和1867年《資本論》第一卷德文第一版正式面世之間，因而《手稿》成了馬克思思想發(fā)展的重要節(jié)點。《手稿》通過對勞動的發(fā)展邏輯和資本的使命邏輯的系統(tǒng)闡述，展開了對資本主義的現(xiàn)實批判和人的自由全面發(fā)展的瞻望，從而揭示了“歷史向世界歷史的轉變”的深層動因。

3.2 儲層非均質性

3.2.1 層間

圖9 取心井韻律特征Fig.9 Analysis of prosodic features by coring well

3.2.2 平面

表2 三類油藏層滲透率平面分布統(tǒng)計Table 2 Permeability distribution statistics in plane of three type reservoirs for the layer

3.2.3 水驅油效率

分析三類礫巖油藏試油資料和產液剖面，結合微觀水驅油機理研究成果[21-22]，在注水驅油的過程中，礫巖油藏注入水總是沿著物性好、低阻力滲流通道突進，物性越好，大孔道區(qū)域越集中，越能控制注入水的流動方向，其水洗作用也越強；另外，孔隙結構是影響水驅油效率和微觀剩余油分布特征的關鍵因素，長期水驅導致黏土充填物發(fā)生膨脹、分散和運移，一方面大孔道增多，另一方面也導致許多小吼道被堵塞，儲層的非均質性進一步增強，進而影響后期的水驅油效率和注水開發(fā)效果.分析三類油藏儲層特征和水驅油效果，三類礫巖油藏中，Ⅰ類的水驅油效果最好，Ⅱ類的次之，Ⅲ類的最差.結合層內和平面上物性的非均質性特征，三類油藏水驅油規(guī)律體現(xiàn)在2個方面：

(2)平面上，由于注入水總是沿著大孔道等優(yōu)勢疏導體系驅替儲層中的原油，其水驅油規(guī)律遵循大孔道、高滲透區(qū)水驅程度強，中孔、小孔、低滲透區(qū)水驅程度較弱的規(guī)律，其中以Ⅲ類油藏表現(xiàn)最為明顯，Ⅱ類油藏的次之，Ⅰ類油藏水驅油平面分布規(guī)律相對較均勻.

3.3 潤濕性

在油氣開采過程中，巖石潤濕性影響油水在多孔介質中的分布和流動狀態(tài)，進而影響油藏的驅油效率[23].礫巖油藏三類典型潤濕性巖樣的水驅油效率見圖10.由圖10可知：在相同的注入孔隙體積倍數下，水濕性儲層驅油效率最高，可達60%；其次為中性潤濕儲層，驅油效率為50%左右；親油儲層驅油效率較低，一般為45%左右.另外，親油性儲層含水率上升最快，但在中高含水期采收率仍有較大幅度提高，而親水性儲層含水率上升最慢.

圖10 典型巖樣水驅油曲線Fig.10 Water displacing oil curves of typical samples

3.4 原油黏度

利用實驗方法評價不同原油黏度對水驅油效率的影響.為保證實驗結果具有可對比性，選擇巖心滲透率基本相等的3組巖心，其滲透率分別為(636、628、703)×10-3μm2；原油和煤油混合調配到實驗所需要的黏度.原油黏度越高水驅油效率越低，44-3號巖心原油黏度為50 mPa·s，最終驅油效率為74.21%；46-1號巖心原油黏度為200 mPa·s，最終驅油效率為56.59%；50-1號巖心黏度居中，最終驅油效率為65.78%.原油黏度越高,含水率上升越快，水對原油的驅替能力越弱，波及范圍越小，容易形成高滲通道，因而油層見水后含水率迅速上升，導致儲層水淹嚴重.

4 水驅油規(guī)律對儲層水淹的影響

(1)在儲層性質相似時，注水強度越大，水淹程度越強，即注水條件為儲層水淹的主控因素；

(2)在同等注水條件下，儲層性質差異對水淹結果影響比較大，注入水總是優(yōu)先沿著物性和滲流性較好的路徑流動，進而驅替儲層中的原油，即物性好的儲層水淹快，水淹程度強；

(3)三類礫巖油藏特殊的沉積環(huán)境和后期成巖作用導致儲層性質差異比較大，而相同類型油藏的孔隙結構和滲流體系也存在較大差異.為了適應高含水期儲層精細注水的要求，提高油藏的開發(fā)效率，根據壓汞驅替參數和微觀孔隙結構參數進一步細分儲層類型.礫巖油藏的儲層類型劃分見表3.由表3可知：不同的儲層類型微觀孔隙結構參數差異比較大，水淹規(guī)律表現(xiàn)出不同的特征.Ⅰ、Ⅱ類流動單元儲層在中—強水洗條件下，一般表現(xiàn)為中強或強水淹層；物性較差的Ⅲ、Ⅳ類流動單元儲層在非強水洗條件下，一般表現(xiàn)為弱水淹層，甚至為油層，是剩余油富集的主要區(qū)域.

表3 三類油藏儲層類型劃分Table 3 Reservoir classification of three types of conglomerate reservoir

5 結論

(1)受沉積環(huán)境、水動力情況、搬運距離及成巖作用的影響，三類礫巖油藏儲層特征差異明顯，無論在成分成熟度和結構成熟度上，還是微觀孔隙結構和微觀非均質性上，Ⅰ類油藏的儲層特征最優(yōu)，非均質性相對最弱，Ⅱ類的次之，Ⅲ類的最差.

(2)水驅過程中優(yōu)先動用的是超大孔隙中的原油；長期驅替后超大孔隙采出程度最高，大孔隙的次之，小孔隙的最低，水驅開采過程中對采出程度起主要貢獻的是中大孔隙.另外，滲吸過程中主要動用中小孔隙中的原油，滲吸作用可以作為水驅的有益補充，可有效提高油藏采收率.

(3)三類礫巖油藏的儲層物性、孔隙結構、微觀非均質性、潤濕性及原油黏度差異共同決定儲層的最終水驅油效率，其中物性及微觀孔隙結構的不同導致微觀水驅油機理的差異，而在宏觀上儲層的非均質性、潤濕性和原油黏度又對注入水的滲流體系和驅替路徑起決定作用.Ⅰ類油藏的水驅油效率最高，Ⅱ類的次之，Ⅲ類的最差.

(4)當儲層性質相似時，注水條件越強，水淹程度越高；當注水條件相似時，儲層物性越好，水淹越強；相同油藏類型Ⅰ、Ⅱ類流動單元儲層在中—強水洗條件下，一般表現(xiàn)為中強或強水淹層，物性較差的Ⅲ、Ⅳ類流動單元儲層在非強水洗條件下，一般表現(xiàn)為弱水淹層，甚至為油層，成為剩余油富集的有利區(qū).

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2014-12-05；編輯：關開澄

中國科學院大學校部青年教師科研啟動基金項目(55103BY00)；國家基礎研究發(fā)展計劃(973計劃)項目(2007CB209600)

呂建榮(1980-)，男，碩士，工程師，主要從事油田開發(fā)地質方面的研究.

譚鋒奇，E-mail:fengqitan@163.com

TE122

A

2095-4107(2015)04-0021-10

DOI 10.3969/j.issn.2095-4107.2015.04.003