特低滲透砂巖油藏初始含水率影響因素探討

黨海龍，葛宏選，趙鵬飛

(陜西延長石油 (集團)有限責任公司研究院，陜西西安 710069)

特低滲透油藏具有“低壓、低孔、低滲”特征，地層導(dǎo)流能力差，動用難度大，給開發(fā)帶來很大困難。此類油藏的油井初始含水率與中高滲透油藏不同，中高滲透油藏初始含水率分布主要受構(gòu)造和沉積環(huán)境控制，高部位和低部位初始含水率差異明顯，一般物性較差及低部位初始含水率高。而特低滲油藏初始含水率除受構(gòu)造、沉積及成巖作用影響外，還受毛細管壓力、巖石特征、賈敏效應(yīng)、水鎖效應(yīng)、微裂縫、啟動壓力等微觀因素影響［1－6］。以上各種影響因素導(dǎo)致初期含水率較高，嚴重影響初期產(chǎn)量及后期水驅(qū)油開發(fā)，制約特低滲透油藏的高效開發(fā)。本文主要從宏觀因素和微觀機理分析初期含水率較高原因，選取典型子北采油廠毛家河區(qū)塊長6油層組為例進行剖析，并且在實際生產(chǎn)作業(yè)過程中，避免或者降低對地層傷害，希望為特低滲透油田開發(fā)起到借鑒意義。

1 研究區(qū)開發(fā)簡況

毛家河區(qū)塊位于陜西省延安市子長縣澗峪岔鎮(zhèn)北部，主要生產(chǎn)層位為長6油層組，物性較差，非均質(zhì)性較強;2006年投入開發(fā)時共完鉆7口井，初期含水率都在80%～90%之間，平均為84.4%。2個月后，含水率開始下降。半年后，其中5口井含水率均值下降到79.4%(圖1)。對毛家河區(qū)塊開發(fā)資料分析發(fā)現(xiàn)，油井初始含水較高，隨著開發(fā)進行，含水率呈下降趨勢，趨于穩(wěn)定后仍然較高。毛家河鄰近區(qū)塊特低滲透油藏也有此種現(xiàn)象，尤其是新鉆油井，投產(chǎn)后含水率非常高。

圖1 研究區(qū)單井含水率變化特征圖Fig.1 Variation of single－well water cut of the study area

2 初始含水率與原始含水飽和度關(guān)系

含水飽和度與初始含水率之間的關(guān)系符合分流量方程。初始含水率公式為:

式中 fw——初始含水率，%;

Qrw——產(chǎn)水量，t;

Qro——產(chǎn)油量，t;

μrw——水的黏度，mPa·s;

μro——原油的黏度，mPa·s;

Krw——水的滲透率，mD;

Kro——原油滲透率，mD;

Srw——原始含水飽和度，%。

若定義:

式中 a、b——指數(shù)函數(shù)系數(shù)。

由式 (2)代入式 (1)，得:

從式 (3)中可以看出，frw與Srw表現(xiàn)為指數(shù)關(guān)系，Srw越大，frw越大，反之亦然。

室內(nèi)物理模擬實驗也表明，原始含水飽和度越大，初始含水率越高［7］。2008年研究區(qū)兩口密閉取心井——理A井和理B井長6油層組初始含水飽和度分別為53%和60%，對目的層射孔投產(chǎn)，初始含水率分別為70%和81%，表明原始含水飽和度越高，則初始含水率較高。

3 初始含水率控制因素研究

3.1 宏觀因素分析

3.1.1 構(gòu)造因素

毛家河區(qū)塊延長組為一東高西低單斜構(gòu)造，從東到西初始含水率分布規(guī)律不明顯，油井實際初始含水率與構(gòu)造相關(guān)性較差 (圖2)。且研究區(qū)長6油藏屬巖性油藏，構(gòu)造不是油井初期含水率的主要影響因素。

圖2 毛家河區(qū)塊油井初始含水率與構(gòu)造關(guān)系圖Fig.2 Correlation between the initial water cut and the structure of oil wells in Block Maojiahe

3.1.2 沉積微相因素

根據(jù)巖石相、測井相及野外剖面資料綜合分析，研究區(qū)上三疊統(tǒng)延長組長6油層組主要發(fā)育三角洲平原亞相［8］。微相類型為水上分流河道、河道側(cè)緣及分流間洼。

沉積微相對物性具有控制作用，從而控制原始含水飽和度。直接影響初始含水率，水上分流河道砂體泥質(zhì)含量少、粒度粗;分流間洼砂體泥質(zhì)含量多，粒度細。而水上分流河道頂部和底部泥質(zhì)含量相對較高，粒度相對細，因此，水上分流河道中部砂體物性好 (圖3)，初始含水飽和度低，初始含水率較低，分流間洼沉積泥質(zhì)含量高、粒度細、束縛水飽和度較大，原始含水飽和度較高。

3.1.3 成巖作用因素

成巖作用中的溶蝕作用可產(chǎn)生次生孔隙，改善儲層物性。本區(qū)長6油層組砂巖中的溶蝕作用發(fā)生在成巖作用的中—晚期［9］。溶蝕作用主要表現(xiàn)為碎屑顆粒 (長石、巖屑)和填隙物 (濁沸石、黏土)的溶蝕，以碎屑顆粒溶蝕最為重要。長石、巖屑沿其節(jié)理縫、微裂縫及顆粒邊緣被溶蝕 (圖4)，溶孔直徑從數(shù)微米到數(shù)十微米，本區(qū)溶蝕作用形成的粒間溶孔一般占總孔隙度的40%左右。

圖3 理825井長6油層組沉積微相與物性關(guān)系Fig.3 Correlation between the microfacies and the physical property of Chang 6 Oil Layer in Well Li 825

圖4 長石粒內(nèi)溶蝕孔隙Fig.4 Dissolution pores in feldspar

石英加大和方解石的交代充填導(dǎo)致孔喉變小，進而影響原始含水飽和度的分布［10］。在研究區(qū)，次生孔隙發(fā)育，形成大量的有效孔隙;而且夾雜大溶孔形成，產(chǎn)生碎屑溶蝕微粒和自生黏土礦物，使得束縛水飽和度和原始含水飽和度增加，新井投產(chǎn)后初始含水率響應(yīng)增加。

3.1.4 儲層非均質(zhì)性因素

研究區(qū)主力儲層中存在的4種類型砂巖組合，即石英、長石、巖屑和黏土基質(zhì)，分別經(jīng)歷了不同的成巖演化過程。高塑性巖屑砂巖和鈣質(zhì)致密膠結(jié)砂巖因早期成巖作用變致密，常以隔夾層的形式存在。不同尺度的鈣質(zhì)隔夾層、軟巖屑隔夾層及泥巖、泥質(zhì)砂巖、泥質(zhì)粉砂巖隔夾層以網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)分隔主力儲層，使儲層在流體動力學(xué)上具有隔而不斷、封而不閉的特征。儲層中差異化的流體流動、成巖過程和油氣聚集導(dǎo)致該區(qū)特低滲透油藏具有極強的非均質(zhì)性。宏觀統(tǒng)一的油藏實質(zhì)上是由多個相對封閉或半封閉的含油和含水空間所組成，造成“油藏”油水關(guān)系復(fù)雜，油水混儲，無統(tǒng)一油水界面。開采過程中油井壓裂投產(chǎn)，打破了這種封閉—半封閉體系，使油水同時釋放，導(dǎo)致油井初期含水率較高。

3.2 初始含水率微觀影響因素

3.2.1 巖石物性特征

根據(jù)成藏理論，初始狀態(tài)下地層中主要為水，原油運移到達儲層后將地層水驅(qū)走，形成油藏。特低滲透油藏的孔喉半徑特別小，流體最先進入大孔隙，由于毛細管壓力作用，流入小孔隙的流體主要為地層水［11－12］。因此與中高滲透油藏相比，特低滲透油藏的原始含水飽和度較高。巖心分析表明，其原始含水飽和度高于束縛水飽和度。根據(jù)分流量方程，原始含水飽和度高，導(dǎo)致油井初始含水率也比較高。研究區(qū)理839井的巖心資料分析發(fā)現(xiàn) (圖5)，巖石孔喉越細小，原始含水飽和度越高，油井初始含水率也越高。

3.2.2 水鎖效應(yīng)

鉆完井過程中，鉆井液會進入井底附近的地層，造成油層傷害［13］。特低滲透儲層投產(chǎn)之前要經(jīng)過壓裂，壓裂液進入地層，也會對井底地層造成傷害。雖然壓裂后都有壓裂液的返排過程，但是即使少量的殘留液體也會對油藏造成強烈的傷害［14］。油井投產(chǎn)后，地層中的侵入水首先排出。而且此類油藏由于孔喉極小，在毛細管壓力影響下會發(fā)生水鎖效應(yīng)。

圖5 理839井巖心分析化驗數(shù)據(jù)圖Fig.5 Core analysis test data of Well Li 839

目前一般根據(jù)毛細管束模型研究水鎖程度［13］，地層中毛細管壓力公式如下。

式中 p——毛細管壓力，MPa;

pwf——井底流壓，MPa;

pe——原始地層壓力，MPa;

Re——平均井距，m;

Rw——井底半徑，m;

R——動態(tài)變化的半徑，m。

式中 pc——地層中毛細管壓力，MPa;

σ——油水界面張力，mN/m;

θ——潤濕角度，(°);

r——孔喉半徑，μm。

根據(jù)毛細管束模型可以得出以下3種情況:

(1)當巖心兩端流動壓差大于最大毛細管壓力時，壓差能夠克服所有毛細管壓力，不會發(fā)生水鎖效應(yīng)。油井生產(chǎn)時，初始含水高，但是含水呈下降趨勢。

(2)當流動壓差處于最大與最小毛細管壓力，時，這時外加壓差只能克服大孔道毛細管壓力，不能克服小孔道阻力，此時生產(chǎn)井初始含水較高，呈下降趨勢，但是持續(xù)時間較長。

(3)當流動壓差小于最小毛細管壓力時，這時油層被“憋死”，開井生產(chǎn)，含水非常高，而且持續(xù)時間更長。

根據(jù)研究區(qū)60塊樣品資料統(tǒng)計，儲層平均孔隙度為11.13%，平均滲透率為0.43mD，最大孔喉半徑為0.56μm，平均孔喉半徑為0.26μm，排驅(qū)壓力平均為 0.61MPa，平均中值壓力為3.5MPa。該區(qū)平均井距為 300m，井底半徑為0.1m，設(shè)流體侵入的距離為井底周圍1m范圍，原始地層壓力為5.7MPa，井底流壓力為1.5MPa，地層水黏度為0.5mPa·s，油水界面張力為3mN/m，潤濕角度θ為零。公式計算距離井底1m位置的地層壓力為2.7MPa，流動壓差為1.3MPa，可知油井在開抽以后很長一段時間內(nèi)含水率比較高，但隨著開采時間延長，含水率持續(xù)下降。

3.2.3 賈敏效應(yīng)的影響

研究區(qū)中砂巖儲層屬于細孔微喉型，非均質(zhì)性強。油滴或氣泡通過細小喉道時，在兩端產(chǎn)生毛細管壓力 (阻力)，喉道改變了油滴形狀，從而增加額外的阻力，在水驅(qū)油過程中，容易產(chǎn)生“卡斷”現(xiàn)象［14］。由于潤濕性差異，水可以通過巖石的表面以水膜的形式流動，在一些極小孔道中，主要是水在流動，這也是導(dǎo)致油井初始含水率較高的一個主要原因。

3.2.4 微裂縫的影響

研究區(qū)長6油層組巖心薄片分析發(fā)現(xiàn)，存在大量方向為南北、東西向10°～45°的微裂縫，因此可認為研究區(qū)油藏為雙重介質(zhì)，具有孔隙基質(zhì)和天然微裂縫介質(zhì)。

油藏未動用前，微裂縫可能處于開啟、半開啟或閉合狀態(tài)。由于特低滲透油藏滲流能力差，周圍注水井井底壓力異常高，將開啟部分閉合或者半開啟狀態(tài)的微裂縫，注入水沿著微裂縫向遠處傳播，并從微裂縫向基質(zhì)中滲流，改變了地層中油水分布特點，含水飽和度上升。微裂縫傳播水量與微裂縫發(fā)育程度有很大關(guān)系，距井底越遠的微裂縫存儲的水量越少，2006年子北426－2井開發(fā)初期地層水礦化度為84133.9mg/L，而后期未動用區(qū)域的新井地層水礦化度低于該值 (74324.7mg/L)，說明地層水受到了注入水影響。

毛家河區(qū)塊利用超前注水開發(fā)，注水一段時間后對新井壓裂投產(chǎn)，井底壓力降低很快，井底周圍微裂縫中的水很快流入井底，導(dǎo)致油井初始含水率較高。隨著油井繼續(xù)生產(chǎn)，井底流壓繼續(xù)降低，井底附近能量得不到及時補充，微裂縫隨之閉合，基質(zhì)開始向油井中供油，這即是特低滲透油藏生產(chǎn)初期含水率較高，但持續(xù)一段時間后逐漸降低的原因。

3.2.5 啟動壓力梯度

啟動壓力梯度公式為:

式中 Gdp——啟動壓力梯度，MPa/m;

K——滲透率，mD;

τ0——流體的屈服應(yīng)力;

φ——孔隙度，%。

根據(jù)毛細管束模型，滲透率與孔隙度存在以下關(guān)系［15］:

式中 r——孔喉半徑，μm。

將式 (7)代入到 (6)的表達式中，整理得:

從式 (8)可以看出，Gdp與r成反比關(guān)系。r越小，Gdp越大，非均質(zhì)程度越嚴重，地層壓降越大。

根據(jù)油水兩相流動模型得知:在同一壓差下，水相易流動，油相流速慢，油井的含水率上升較快［16］，因此初期含水率較高。根據(jù)研究區(qū)敏感性試驗資料對5塊不同滲透率 (1號、7號、9號、25號及40號巖心滲透率分別為0.1mD、0.23mD、0.31mD、0.56mD和0.77mD)的巖心進行分析，發(fā)現(xiàn)研究區(qū)壓力敏感性較強，當井底壓力下降4MPa時，平均滲透率下降40%，根據(jù)式 (8)可知，孔喉半徑減小25%，啟動壓力梯度增加25%，結(jié)果導(dǎo)致初始含水率上升 (圖6)。

圖6 研究區(qū)巖心壓力敏感性分析曲線圖Fig.6 Curves of core pressure sensitivity analysis of the study area

4 結(jié)束語

(1)特低滲透油藏油井初始含水率較高，投產(chǎn)一段時間后含水率有所下降。初始含水率與原始含水飽和度呈正相關(guān)關(guān)系。

(2)與中高滲透油藏相比，研究區(qū)構(gòu)造對初始含水率沒有起到主導(dǎo)作用;沉積微相對儲層物性具有控制作用，從而影響原始含水飽和度的分布及油井初始含水率;溶蝕作用產(chǎn)生大量的碎屑溶蝕微粒和自生黏土礦物，增加了原始含水飽和度。

(3)孔喉半徑大小與原始含水飽和度呈負相關(guān)性，孔喉半徑越小，原始含水飽和度越高，初始含水率越大。

(4)水鎖效應(yīng)阻礙流體通道，使得原油排出侵入水需要更長時間;賈敏效應(yīng)和啟動壓力梯度使原始含水飽和度升高;油井投產(chǎn)時首先產(chǎn)出微裂縫中水，隨著地層壓力降低，微裂縫閉合，含水率下降。

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