紅河油田長(zhǎng)8裂縫性致密儲(chǔ)層微觀水驅(qū)油特征

，，.

(中國(guó)石化華北油氣分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，河南鄭州 450006)

裂縫性油氣藏與常規(guī)孔隙型油氣藏相比，在儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)和驅(qū)油機(jī)理等方面有著顯著的區(qū)別，典型特征是基質(zhì)儲(chǔ)層喉道狹小，同時(shí)裂縫較發(fā)育，注水常沿裂縫快速推進(jìn)而難以進(jìn)入基質(zhì)驅(qū)油，導(dǎo)致有效開(kāi)發(fā)難度大[1-3]。前人已針對(duì)此類油藏開(kāi)展了大量的室內(nèi)試驗(yàn)、理論研究和礦場(chǎng)試驗(yàn)，孫衛(wèi)、曲志浩等[2]提出裂縫性雙重孔隙介質(zhì)儲(chǔ)層注水過(guò)程中存在3種驅(qū)油方式；付曉燕、孫衛(wèi)[4]采用真實(shí)巖心研究了水驅(qū)油過(guò)程中流體的滲流特征和殘余油分布規(guī)律；何文祥等[5]重點(diǎn)探討了儲(chǔ)層物性、注入體積倍數(shù)、水驅(qū)速度及驅(qū)動(dòng)壓力等對(duì)驅(qū)油效率的影響；黃俊等[6]指出啟動(dòng)壓力梯度和應(yīng)力敏感性是影響注水開(kāi)發(fā)低滲透油藏效果的重要因素；任大忠等[7]通過(guò)恒速壓汞、核磁共振等試驗(yàn)研究，認(rèn)為致密低滲儲(chǔ)層喉道大小及分布規(guī)律與水驅(qū)油滲流規(guī)律密切相關(guān)。這些研究工作指出了裂縫性致密低滲油藏注水開(kāi)發(fā)需要克服的主要技術(shù)難點(diǎn)，因此明確其驅(qū)油機(jī)理，進(jìn)一步提高開(kāi)發(fā)水平是當(dāng)前急需深入研究和解決的重要課題。

本次研究的紅河油田位于鄂爾多斯盆地南部，受盆地西南緣多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)影響，區(qū)內(nèi)局部發(fā)育NEE、NW向斷層，且斷層附近常發(fā)育高角度構(gòu)造伴生裂縫[8-9]。三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng)8油層組是該地區(qū)主力油層，屬辮狀河三角洲前緣沉積，水下分流河道砂是主要儲(chǔ)集體；砂巖顆粒以細(xì)粒、極細(xì)粒為主，受后期成巖作用影響，基質(zhì)儲(chǔ)層孔喉組合以小孔—微細(xì)喉為主[10]，滲透率普遍低于1.0 mD；同時(shí)由于發(fā)育裂縫，注入水常常沿裂縫快速推進(jìn)而導(dǎo)致采油井易發(fā)生水竄和水淹，開(kāi)發(fā)效果不理想[7]。

因此重新認(rèn)識(shí)長(zhǎng)8儲(chǔ)層的微觀孔喉和水驅(qū)油特征，積極探索合理的注水開(kāi)發(fā)技術(shù)政策是實(shí)現(xiàn)有效開(kāi)發(fā)的必然之路。由于儲(chǔ)層滲透率低，流體與固體之間的相互作用非常強(qiáng)烈，導(dǎo)致多孔介質(zhì)中的滲流規(guī)律明顯偏離達(dá)西定律，即存在啟動(dòng)壓力梯度，流體必須克服這一門檻才能流動(dòng)[11]。為此針對(duì)長(zhǎng)8儲(chǔ)層重點(diǎn)開(kāi)展了恒速壓汞、低速非達(dá)西滲流、注水適應(yīng)性評(píng)價(jià)以及不同模式下的水驅(qū)油等試驗(yàn)，在獲取了長(zhǎng)8儲(chǔ)層微觀孔隙表征參數(shù)(微觀孔喉大小、孔喉組合、啟動(dòng)壓力梯度等)的基礎(chǔ)上，明確了不同條件下(不同注入體積倍數(shù)、不同注入速度、不同類型儲(chǔ)層及組合方式等)的水驅(qū)油特征，揭示了裂縫性致密儲(chǔ)層注水采油具有驅(qū)替—滲吸協(xié)同作用。將室內(nèi)試驗(yàn)成果應(yīng)用到礦場(chǎng)注水試驗(yàn)，建立了適合長(zhǎng)8裂縫性致密儲(chǔ)層的有效注水技術(shù)政策，為此類油藏實(shí)現(xiàn)有效開(kāi)發(fā)提供了技術(shù)依據(jù)。

1 儲(chǔ)層微觀特征

1.1 微觀孔喉特征

低滲透儲(chǔ)層根據(jù)滲透率的大小通常劃分為三大類，即滲透率在10～50 mD為一般低滲，滲透率在1～10 mD為特低滲，而滲透率在0.1～1 mD為致密—超低滲儲(chǔ)層[12]。根據(jù)常規(guī)物性試驗(yàn)分析結(jié)果，紅河油田長(zhǎng)8儲(chǔ)層滲透率普遍小于1.0 mD，結(jié)合鑄體薄片分析結(jié)果，顆粒間的接觸關(guān)系以線和凹凸?fàn)顬橹?，顆粒支撐類型；主要粒徑為0.15～0.45 mm，以細(xì)粒、極細(xì)粒碎屑顆粒為主；孔隙類型以剩余粒間孔為主，平均孔隙直徑為18.6 μm；喉道類型以片狀、彎片狀為主，孔喉組合方式復(fù)雜，連通性較差，為典型超低滲儲(chǔ)層。

喉道大小是制約儲(chǔ)層滲流能力的關(guān)鍵因素，關(guān)系開(kāi)采效果的好壞[13]，而常規(guī)的試驗(yàn)分析方法難以將孔隙、喉道有效區(qū)分開(kāi)來(lái)，因此采用恒速壓汞室內(nèi)試驗(yàn)，實(shí)現(xiàn)了對(duì)孔隙、喉道大小及數(shù)量的測(cè)量[14-15]。在對(duì)紅河長(zhǎng)8儲(chǔ)層巖心常規(guī)物性分析的基礎(chǔ)上，優(yōu)選不同滲透率級(jí)別的樣品，揭示了其微觀孔喉特征。測(cè)試結(jié)果表明，長(zhǎng)8儲(chǔ)層最大喉道半徑為1.66 μm，平均喉道半徑為0.82 μm。

通過(guò)建立平均喉道半徑與滲透率的關(guān)系，長(zhǎng)8儲(chǔ)層平均喉道半徑與滲透率呈良好正相關(guān)關(guān)系，即平均喉道越大，儲(chǔ)層滲透率越高(圖1)。不同滲透率巖心喉道對(duì)滲透率的貢獻(xiàn)率存在較大差異(圖2)，其中滲透率較小的巖心，由于喉道半徑集中在低值區(qū)，且分布區(qū)間窄、峰值高；隨著巖樣滲透率的增大，貢獻(xiàn)率曲線跨度越來(lái)越大，同時(shí)貢獻(xiàn)率曲線峰值開(kāi)始向高值區(qū)移動(dòng)，且區(qū)間較寬，這說(shuō)明對(duì)于滲透較大的巖心，滲透率主要由較大半徑的喉道貢獻(xiàn)。

圖1 長(zhǎng)8儲(chǔ)層平均喉道半徑與滲透率的關(guān)系Fig.1 Relationship between average throat radius and permeability of Chang-8 reservoir

圖2 不同滲透率巖心喉道對(duì)滲透率的貢獻(xiàn)率Fig.2 Contribution of core throat with different permeability to permeability

1.2 非達(dá)西滲流特征

1.2.1 啟動(dòng)壓力梯度

由于低滲透儲(chǔ)層喉道細(xì)小，流體在流動(dòng)過(guò)程中受到固壁的作用較大，因此使壁面的流體性質(zhì)發(fā)生變化，呈現(xiàn)出非牛頓流體的特征；并且孔隙壁面上存在一層吸附液膜，隨著壓力梯度的變化，吸附在壁面的液膜厚度也發(fā)生變化，因此其在滲流過(guò)程中表現(xiàn)出非線性特征，即存在啟動(dòng)壓力梯度[6,11-15]。

紅河長(zhǎng)8儲(chǔ)層平均最小啟動(dòng)壓力梯度為0.082 MPa/m，平均擬啟動(dòng)壓力梯度為0.255 MPa/m。通過(guò)建立啟動(dòng)壓力梯度與滲透率的關(guān)系，結(jié)果表明滲透率越高，最小啟動(dòng)壓力梯度和擬啟動(dòng)壓力梯度越低；反之，驅(qū)動(dòng)流體流動(dòng)所需克服的阻力越大，啟動(dòng)壓力梯度也就越大。

1.2.2 非線性滲流理論模型

致密低滲儲(chǔ)層微觀孔喉測(cè)試結(jié)果表明：對(duì)不同滲透率級(jí)別的巖心，其孔道大小及分布性質(zhì)差別不大，差別主要體現(xiàn)在喉道大小及分布上，表明其儲(chǔ)層性質(zhì)主要受喉道控制，即喉道大小決定了儲(chǔ)層滲流能力的高低。同時(shí)也可以看出致密低滲儲(chǔ)層中小的喉道半徑所占的比例較高，而且由于發(fā)育裂縫導(dǎo)致儲(chǔ)層應(yīng)力敏感性較強(qiáng)，因此儲(chǔ)層滲透率隨壓力梯度的變化而發(fā)生變化。根據(jù)理論研究，結(jié)合對(duì)致密砂巖油藏的大量試驗(yàn)研究工作，提出了非線性滲流觀點(diǎn)[16]，認(rèn)為：

(1)致密砂巖油藏某一點(diǎn)的有效滲透率不應(yīng)是定量，而應(yīng)是隨壓力梯度變化的變量。

(2)致密砂巖油藏流體在油藏中滲流時(shí)存在3個(gè)區(qū)域：油藏中的壓力梯度小于真實(shí)啟動(dòng)壓力梯度時(shí)的區(qū)域，稱為無(wú)法動(dòng)用的死油區(qū)；油藏中的壓力梯度大于真實(shí)啟動(dòng)壓力梯度而小于最小啟動(dòng)壓力梯度時(shí)的區(qū)域，稱為非線性滲流區(qū)；油藏中的壓力梯度大于最小啟動(dòng)壓力梯度時(shí)的區(qū)域，稱為擬線性滲流區(qū)。

(3)理論研究和礦場(chǎng)實(shí)際表明：在致密砂巖油藏中，非線性滲流區(qū)要大于擬線性滲流區(qū)，從而驗(yàn)證了對(duì)于致密砂巖油藏來(lái)說(shuō)采用非線性滲流理論的重要性。

基于致密油藏儲(chǔ)層特征和滲流規(guī)律，提出了新的致密油藏流體非線性滲流模型。即

(1)

對(duì)大量致密巖芯滲流曲線形狀進(jìn)行分析后，建立了滲透率的狀態(tài)方程：

K*(p)

(2)

即建立了流體非線性滲流模型：

(3)

μ——流體黏度，mPa·s；

v——流速，m/s；

K——滲透率，mD；

a，b——滲透率校正系數(shù)，無(wú)量綱。

2 注入性評(píng)價(jià)

低滲透油藏的開(kāi)發(fā)實(shí)踐及經(jīng)驗(yàn)表明，采用注水開(kāi)發(fā)仍是目前最經(jīng)濟(jì)有效的途徑[17]。但由于致密低滲儲(chǔ)層基質(zhì)孔喉細(xì)小，存在啟動(dòng)壓力梯度，滲流阻力大，注入水難以進(jìn)入基質(zhì)；同時(shí)由于發(fā)育裂縫，注入水常常沿裂縫快速推進(jìn)而導(dǎo)致采油井極易發(fā)生水竄和水淹，因此，注入水能夠進(jìn)入儲(chǔ)層并實(shí)現(xiàn)波及是實(shí)現(xiàn)有效注水開(kāi)發(fā)的關(guān)鍵。

2.1 驅(qū)替—滲吸協(xié)同作用

在對(duì)儲(chǔ)層微觀特征認(rèn)識(shí)的基礎(chǔ)上，針對(duì)長(zhǎng)8儲(chǔ)層不同滲透率級(jí)別的巖心開(kāi)展注入性評(píng)價(jià)試驗(yàn)研究。長(zhǎng)8儲(chǔ)層微觀特征研究結(jié)果表明，當(dāng)滲透率小于0.4 mD時(shí)，儲(chǔ)層幾乎不發(fā)育半徑大于1 μm的喉道；而從注入性評(píng)價(jià)試驗(yàn)得知，注水阻力梯度與喉道大小成反比，即當(dāng)主流喉道半徑小于1 μm時(shí)，阻力梯度急劇增加，注水難度逐漸增大，即認(rèn)為致密油藏中喉道半徑大于1 μm的儲(chǔ)量基本可實(shí)現(xiàn)水驅(qū)動(dòng)用。

裂縫性致密儲(chǔ)層注水驅(qū)替理論認(rèn)為，潤(rùn)濕相(水)驅(qū)替非潤(rùn)濕相(油)為驅(qū)替過(guò)程，反之為滲吸過(guò)程[1]，認(rèn)識(shí)滲吸作用及其影響因素，對(duì)于合理開(kāi)發(fā)裂縫性致密油藏具有不可忽視的重要意義[18]。借助核磁可動(dòng)油測(cè)試技術(shù)，建立了在注水采油過(guò)程中分別通過(guò)驅(qū)替和滲吸方式采出量與儲(chǔ)層滲透率的關(guān)系(圖3)，結(jié)果表明裂縫性致密儲(chǔ)層注水采油具有驅(qū)替—滲吸協(xié)同作用，等作用點(diǎn)儲(chǔ)層滲透率約為0.4 mD，即當(dāng)滲透率大于0.4 mD時(shí)，孔喉半徑大，滲流阻力小，基本可以實(shí)現(xiàn)有效驅(qū)替；當(dāng)滲透率小于0.4 mD時(shí)，以滲吸作用為主，驅(qū)替為輔。

圖3 長(zhǎng)8儲(chǔ)層可動(dòng)油比例與滲透率的關(guān)系Fig.3 Relationship between movable oil ratio and permeability of Chang-8 reservoir

2.2 有效注入壓力條件

圖4 長(zhǎng)8儲(chǔ)層破裂壓力、裂縫重張壓力與滲透率的關(guān)系Fig.4 Relationship between fracture pressure & fracture retension pressure and permeability in Chang-8 reservoir

低滲透儲(chǔ)層注入難度大，往往通過(guò)提高注入壓力來(lái)提高儲(chǔ)層吸水能力，但注入壓力過(guò)高容易導(dǎo)致地層破裂產(chǎn)生裂縫，或者導(dǎo)致已有的裂縫重新開(kāi)啟，注入水將沿裂縫快速推進(jìn)，油井極易發(fā)生水竄或水淹，影響開(kāi)發(fā)效果。為評(píng)價(jià)適合紅河長(zhǎng)8儲(chǔ)層有效注入的壓力條件，借助三軸應(yīng)力室內(nèi)測(cè)試裝置，優(yōu)選長(zhǎng)8儲(chǔ)層不同滲透率級(jí)別的巖心分別開(kāi)展破裂壓力、裂縫重張壓力測(cè)試，結(jié)果表明長(zhǎng)8儲(chǔ)層平均破裂壓力范圍在20～45 MPa之間，裂縫重張壓力范圍在20～30 MPa之間，兩者隨著滲透率增大均有逐漸變小的趨勢(shì)(圖4)。理論研究認(rèn)為，如有效提高儲(chǔ)層的吸水能力，同時(shí)避免由于裂縫導(dǎo)致的水竄或水淹，井底注入壓力應(yīng)控制在略低于裂縫重張壓力且遠(yuǎn)低于破裂壓力的水平，即在致密低滲油藏開(kāi)發(fā)中通常采用的溫和注水方式。

3 水驅(qū)油特征

3.1 水驅(qū)油試驗(yàn)

水驅(qū)采收率是衡量油田開(kāi)發(fā)水平高低的重要指標(biāo)。其中影響驅(qū)油效率的因素一是與儲(chǔ)層本身特性(物性、裂縫發(fā)育情況、非均質(zhì)性等)有關(guān)，二是與注入?yún)?shù)(注入體積倍數(shù)、注入速度、注入方式等)有關(guān)[5]。為更真實(shí)地反映地層條件下的水驅(qū)油效率，針對(duì)紅河長(zhǎng)8儲(chǔ)層優(yōu)化設(shè)計(jì)出不同條件下的水驅(qū)油試驗(yàn)裝置，其中多組巖心夾持器相互并聯(lián)，可模擬縱向上發(fā)育不同基質(zhì)物性、發(fā)育或不發(fā)育裂縫的儲(chǔ)層及其組合，結(jié)合地層圍壓情況，盡量接近實(shí)際油藏條件；注入端則根據(jù)需要設(shè)計(jì)可采用不同注入?yún)?shù)的裝置。

3.2 驅(qū)油效率及影響因素分析

3.2.1 儲(chǔ)層特性影響分析

由于長(zhǎng)8儲(chǔ)層物性變化快，非均質(zhì)性強(qiáng)，小巖心并不能完全代表全直徑巖心甚至整個(gè)油藏的儲(chǔ)層特性[4]，因此開(kāi)展了孔隙—孔隙、裂縫—孔隙等不同儲(chǔ)層組合模式下的水驅(qū)油試驗(yàn)，以求更接近實(shí)際油藏條件。

(1)不同滲透率極差下的孔隙—孔隙組合模式。

從滲透率極差小的1、2號(hào)巖樣測(cè)試結(jié)果看(表1)，物性相當(dāng)，最終采收率相差較小，表明此類油藏層間矛盾不突出，基本能夠?qū)崿F(xiàn)均勻驅(qū)替。但從滲透率極差較大的3、4號(hào)巖樣測(cè)試結(jié)果看，物性越好，采收率越高，最終采收率相差近8%，表明此類油藏層間矛盾突出，驅(qū)替不均勻，物性差的層動(dòng)用難度大。

(2)相似滲透率級(jí)別下的裂縫—孔隙組合模式。

由于局部發(fā)育裂縫，加劇了儲(chǔ)層非均質(zhì)性，也會(huì)影響驅(qū)油效率，因此也設(shè)計(jì)了含裂縫儲(chǔ)層的水驅(qū)油試驗(yàn)。結(jié)果表明，含裂縫儲(chǔ)層的采收率普遍低于基質(zhì)型儲(chǔ)層(表2)，主要原因是注水先沿著造縫巖心突破，導(dǎo)致含水率上升較快，最終采出程度普遍較低，即基質(zhì)區(qū)未實(shí)現(xiàn)有效驅(qū)替。

3.2.2 注入?yún)?shù)影響分析

通過(guò)開(kāi)展不同注入體積倍數(shù)、不同注入速度、不同注入方式下的水驅(qū)油試驗(yàn)，明確了注入?yún)?shù)對(duì)驅(qū)油效率的影響。其中注入體積在5～10 PV時(shí)采出程度提高最快，10 PV以上提升幅度不大，表明合理注入量是影響采收率的重要因素；增大注入速度采收率略有提高，總體上對(duì)采收率影響不大，表明宜采用相對(duì)較低的速度注入，即溫和注水的方式。研究認(rèn)為針對(duì)紅河油田長(zhǎng)8儲(chǔ)層，注入體積倍數(shù)影響采收率的提高，注入速度則對(duì)采收率影響不大。

表1 不同滲透率極差下的孔隙—孔隙組合模式水驅(qū)油試驗(yàn)結(jié)果Table 1 Experimental results of water flooding with pore-pore combination model under different permeability range

表2 相似滲透率級(jí)別下的裂縫—孔隙組合模式水驅(qū)油試驗(yàn)結(jié)果Table 2 Experimental results of water flooding in fracture-pore combination model with similar permeability levels

4 應(yīng)用效果評(píng)價(jià)

注水先導(dǎo)試驗(yàn)效果表明，部分油井見(jiàn)效明顯，主要特征為產(chǎn)量較注水前提高1～2倍，含水率明顯下降，但見(jiàn)效期較短，分析原因主要是儲(chǔ)層裂縫發(fā)育且裂縫孔隙中含油，注入水優(yōu)先驅(qū)替了裂縫中的原油，但裂縫孔隙占比小，可驅(qū)替油量相對(duì)有限；而基質(zhì)儲(chǔ)層孔喉細(xì)小，驅(qū)替難度大，導(dǎo)致后期油井產(chǎn)量仍然下降。但同時(shí)應(yīng)注意到，基質(zhì)孔隙中的滲吸作用不應(yīng)忽略(試驗(yàn)表明滲吸采出程度可達(dá)19.4%)，其對(duì)后期穩(wěn)產(chǎn)貢獻(xiàn)較大，綜合認(rèn)為長(zhǎng)8儲(chǔ)層驅(qū)油方式以裂縫驅(qū)油+基質(zhì)滲吸為主。統(tǒng)計(jì)注水見(jiàn)效情況，最高注水壓力大于地層破裂壓力，對(duì)應(yīng)油井快速水淹比例達(dá)77.7%，見(jiàn)水時(shí)間3～4 d；最高注水壓力介于裂縫重張壓力和破裂壓力之間，對(duì)應(yīng)油井水淹比例我26.7%；而注水壓力低于裂縫重張壓力的，未見(jiàn)水竄或水淹。

5 結(jié)論

紅河油田長(zhǎng)8儲(chǔ)層孔喉組合以小孔—微細(xì)喉為主，平均喉道半徑為0.8 μm，為裂縫性致密儲(chǔ)層，且存在較明顯的啟動(dòng)壓力梯度，注入水難以進(jìn)入基質(zhì)驅(qū)油并實(shí)現(xiàn)有效波及；有效注入并波及的壓力條件為注入壓力略低于裂縫重張壓力，且遠(yuǎn)低于地層破裂壓力；注水采油具有驅(qū)替—滲吸協(xié)同作用，等作用點(diǎn)儲(chǔ)層滲透率為0.4 mD，驅(qū)油方式以裂縫驅(qū)油+基質(zhì)滲吸為主。