謝曉慶，張賢松，張鳳久，孫福街，陳民鋒

（1.海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室，北京100027；2.中國海洋石油研究總院，北京100027；3.中國海洋石油有限公司，北京100027；4.中國石油大學(xué) 石油工程教育部重點實驗室，北京102249）

薄層低品位油藏是指油層有效厚度比較?。ǎ?m）、埋藏比較深（＞3km）、滲透率比較低（＜10×10－3μm2）、儲量豐度低（＜25×104t／km2）、開采難度大的窄條狀復(fù)雜小斷塊油藏。隨著油田勘探開發(fā)程度提高和技術(shù)進步，薄層低品位儲量油藏勘探開發(fā)地位越來越突出，主要表現(xiàn)在以下方面：新增探明儲量中薄層低滲、低豐度油藏占有較大比重；原油產(chǎn)量中薄層低滲、低豐度油藏比例越來越高；薄層低滲、低豐度油藏物質(zhì)基礎(chǔ)雄厚，開發(fā)潛力大；薄層低滲、低豐度油藏開發(fā)中暴露的矛盾越來越突出。

要開發(fā)好薄層低品位油藏，必須正確認識其儲層特征和滲流規(guī)律，確定合理的開發(fā)方案。

選取典型區(qū)塊巖心，通過油藏孔隙特殊性、滲流特征、啟動壓力梯度、巖石壓縮性實驗，分析油層的微觀孔隙結(jié)構(gòu)特殊性、相滲曲線的特征、啟動壓力和壓力敏感性的規(guī)律，并運用油藏工程方法進行理論分析，提出改善開發(fā)效果、提高采收率的思路、對策和做法，為此類油田的開發(fā)提供可參考的理論依據(jù)。

1 儲層孔隙結(jié)構(gòu)特殊性

通過分析儲層毛管壓力曲線特征，計算油藏儲層各類典型的特征參數(shù)（基本參數(shù)、滲流與采收率相關(guān)參數(shù)等），以描述油層的微觀孔隙結(jié)構(gòu)特殊性，分析其特殊性及對開發(fā)效果的影響。

研究區(qū)塊具有含油層系多、砂層組多的特點，是受構(gòu)造、巖性控制的層狀小斷塊油藏。油層物性差，為典型的低孔、低滲—特低滲、細喉型儲層。各含油斷塊油層平均孔隙度為12.1%～14.3%，平均滲透率為（1.9～44）×10－3μm2，碳酸鹽的質(zhì)量分數(shù)高，為12.8%～19.4%。中等孔徑37.1～57.5μm，平均主要流動喉道半徑為1.2～3.6 μm，流動孔喉體積普遍低于45%，流動孔隙度為4.6%～6.2%，排驅(qū)壓力為0.08～0.28MPa，地層測試有效滲透率為（0～5.5）×10－3μm2。砂巖儲層黏土礦物組合特殊，垂向和平面特征變化大。

1.1 實驗內(nèi)容

a.巖心基本物性參數(shù)測定：測定每類巖心的滲透率、孔隙度、泥質(zhì)含量。

b.毛管壓力曲線測定：用壓汞法測定2類巖心的毛管壓力曲線，包括進汞曲線、退汞曲線；每類巖心測取的每條曲線不少于10個數(shù)據(jù)點。

1.2 實驗結(jié)果

測試了不同滲透率級別的9塊巖心的毛管壓力曲線，具體結(jié)果見表1。

典型毛管壓力曲線可分為3段：初始段、中間平緩段和末端上翹段，曲線表現(xiàn)出兩頭陡、中間緩的特點。根據(jù)實驗結(jié)果，繪制9塊巖心的進汞壓力曲線（圖1）。

圖1 進汞壓力曲線Fig.1 Pressure curve of Hg into

可以看出：K＝158×10－3μm2和168×10－3μm2的2條中滲毛管壓力曲線與其他7條低滲毛管壓力曲線有明顯的不同。初始段幾乎與縱坐標軸方向平行，都存在一段不進汞段，即進汞量為0；毛管壓力曲線的中間平滑段比較長，表明巖石孔隙喉道的分布越集中，分選性越好（都大于2）；滲透率比較低時，平緩段的位置比較靠上，表明巖石喉道半徑比較?。ㄈ鏢4井、S5井、S7井樣品的滲透率低，最大喉道半徑在1.01～3.96μm之間；而T7井樣品的滲透率高，最大喉道半徑為9.94μm）；滲透率比較高時，平滑段的位置比較靠下，表明喉道半徑比較大（如T7井的2個樣品平滑段的位置最低）；最大進汞飽和度（82—93—96）按照低滲—中滲—高滲的次序不斷變大，說明滲透率越大，最大進汞飽和度越大，儲集層的性能越好［1，2］。

2 兩相滲流規(guī)律

通過此類低滲透、低豐度油藏典型巖心的水驅(qū)油實驗，分析油藏儲層油水相對滲透率特征對含水變化及油藏采收率的影響。

2.1 實驗內(nèi)容

a.巖心基本物性參數(shù)的測定：測定每類巖心的滲透率、孔隙度。

b.不同巖心水驅(qū)油實驗：取相對高滲、低滲兩類巖心，測定其油水相對滲透率曲線。

2.2 實驗結(jié)果

測試了6塊巖心的相對滲透率曲線，實驗結(jié)果見表2，測試得到的相對滲透率曲線見圖2。

對于S4井的2塊巖心，束縛水飽和度平均為28%，殘余油飽和度一般在33%左右，兩相共滲區(qū)范圍為36%。對于H17井的4塊巖心，束縛水飽和度為44%左右，殘余油飽和度一般在28%左右，兩相共滲區(qū)范圍較窄，為27%左右。隨含水飽和度增加，油相相對滲透率急劇下降，交叉點處含水飽和度65%左右；水相相對滲透率一般為0.1～0.2。

表1 壓汞實驗數(shù)據(jù)匯總表Table 1 Experimental data of mercury penetration

表2 相對滲曲線測試結(jié)果Table 2 Test result of the relative permeability curves

圖2 測試相對滲透率曲線Fig.2 The tested relative permeability curves

3 啟動壓力梯度

通過地層水、地層油單相巖心滲流實驗，建立描述此類低滲透、低豐度油藏單相流體（油、水）滲流規(guī)律方程，分析低滲儲層滲流非線性規(guī)律、儲層介質(zhì)有效滲透率變化及啟動壓力梯度，重點分析啟動壓力梯度與儲層滲透性的關(guān)系，以及油藏儲層啟動壓力梯度對含水變化及采收率的影響［8］。

3.1 實驗內(nèi)容

a.巖心基本物性參數(shù)的測定：測定每類巖心的滲透率、孔隙度。

b.測定巖心啟動壓力梯度：對2類巖心，分別測定對油相、水相的啟動壓力梯度。

3.2 實驗方法

采用靜液柱方式給巖心施加一定壓差，逐漸增加液柱高度，觀測液柱變化情況，將進口液柱初次產(chǎn)生向下移動、出口液柱初次產(chǎn)生向上移動的液柱壓差確定為啟動壓力（排除環(huán)境溫度對液體膨脹或收縮的影響），再根據(jù)巖心長度折算啟動壓力梯度。

3.3 實驗結(jié)果

不同巖心啟動壓力梯度的測試結(jié)果見表3。

3.4 啟動壓力梯度與流動系數(shù)的關(guān)系

啟動壓力梯度的大小隨儲層滲透率、原油黏度的變化而改變，即流動系數(shù)越低，啟動壓力梯度越大。這一方面可能是吸附滯留性質(zhì)的不同，另一方面是由于黏滯阻力的影響［1－4］。在雙對數(shù)坐標上，作啟動壓力梯度與流動系數(shù)關(guān)系圖（圖3、圖4），得到較好直線關(guān)系。其關(guān)系式為

其中Δp0／Δl為啟動壓力梯度。

表3 啟動壓力梯度測試結(jié)果Table 3 Test result of the starting pressure gradients

圖3 造束縛水后水驅(qū)啟動壓力梯度對數(shù)與流動系數(shù)對數(shù)的關(guān)系Fig.3 The relationship between the log of starting pressure gradient and the log of flow coefficient when water is flooded after building bound water

圖4 飽和油（水）后油（水）驅(qū)，啟動壓力梯度對數(shù)與流動系數(shù)對數(shù)的關(guān)系Fig.4 The relationship between the log of starting pressure gradient and the log of flow coefficient when oil／water is flooded after saturating oil／water

造束縛水后水驅(qū)實驗條件下，啟動壓力梯度與流動系數(shù)對數(shù)的關(guān)系如圖3。

飽和油（水）后油（水）驅(qū)實驗條件下，啟動壓力梯度與流動系數(shù)關(guān)系如圖4。

造束縛水后水驅(qū)的方法測得的啟動壓力梯度是油水兩相的啟動壓力梯度；飽和油（水）后油（水）驅(qū)測得的啟動壓力梯度是油（水）的單相啟動壓力梯度。兩相啟動壓力梯度要比單相滲流大很多，這主要是毛管壓力（賈敏效應(yīng)）影響的結(jié)果［6］。

低滲油藏開發(fā)過程中，大部分情況流體是以油水兩相形式存在的。因此，實際應(yīng)用過程中，應(yīng)以造束縛水后水驅(qū)的方法測得的油水兩相啟動壓力梯度為依據(jù)進行油藏工程論證。驅(qū)替過程中，兩相的存在造成互相干擾和影響，降低了各相的相滲透率，滲流規(guī)律有所改變。不同的相在不同的含水情況下具有不同的啟動壓力梯度。

4 儲層壓力敏感性

利用油藏典型儲層巖心，進行變圍壓條件下低滲砂巖儲層滲透率變化規(guī)律實驗研究，包括單向加壓實驗及加壓－松弛循環(huán)實驗，分析巖石孔隙結(jié)構(gòu)和骨架結(jié)構(gòu)力學(xué)性質(zhì)對滲透率、壓縮系數(shù)的影響。

4.1 實驗內(nèi)容

a.巖心基本物性參數(shù)測定：測定每類巖心的初始滲透率、孔隙度、壓縮系數(shù)、密度、泥質(zhì)含量等。

b.不同類型巖心單向加壓實驗：對選取的2類巖心，分別測定在飽和流體時、圍壓達到地層壓力時的滲透率、孔隙度、壓縮系數(shù)。

c.巖心加壓－松弛往復(fù)變化實驗：選取相對低滲、高滲2類巖心，分別測定在飽和流體時，圍壓依次增加至地層壓力時的滲透率、孔隙度、壓縮系數(shù)；然后分別測定在飽和流體時，圍壓依次降低至初始壓力時的滲透率、孔隙度、壓縮系數(shù)。測取的每條曲線不少于4個數(shù)據(jù)點。

4.2 實驗結(jié)果

壓力敏感性室內(nèi)實驗結(jié)果及分析見表4。

4.3 巖石圍壓與滲透率的關(guān)系

測試了7塊巖心加壓和降壓過程中滲透率與初始滲透率比值隨圍壓的變化關(guān)系，以S7（低滲）和T7（高滲）為例（圖5、圖6）。

表4 壓力敏感性室內(nèi)實驗結(jié)果Table 4 Test result of pressure sensitivity

圖5 圍壓與滲透率比值的關(guān)系Fig.5 The relationship between confinement pressure and permeability K＝0.304×10－3μm2

圖6 圍壓與滲透率比值的關(guān)系Fig.6 The relationship between confinement pressure and permeability K＝93.195×10－3μm2

滲透率較低時，通過巖心加壓－松弛變化試驗，滲透率不會恢復(fù)到初始值，要遭受很大損失；當滲透率較高時，通過巖心加壓－松弛變化試驗，滲透率差不多可以恢復(fù)到初始值。

產(chǎn)生以上現(xiàn)象的主要原因如下。

a.對于低滲巖心，小孔道占多數(shù)，大孔道相對較少；在有效應(yīng)力的作用下閉合的主要是小孔道，一旦小孔道被壓縮，則巖心的滲透率下降較大，所以有效應(yīng)力對低滲巖心滲透率的影響比較明顯。

b.對于中、高滲巖心，大孔道較多，對巖心滲透率起主要作用的是大孔道，被壓縮的小孔隙基本可以忽略；因此，有效應(yīng)力對中、高滲巖心的滲透率影響不明顯［7，8］。

通過非線性回歸，圍壓與滲透率存在較好的指數(shù)關(guān)系（表5）。

實驗過程中，用圍壓模擬應(yīng)力的變化，建立典型低滲透彈塑性油藏滲透率與應(yīng)力變化的關(guān)系，用油藏壓力變化值代替應(yīng)力變化，得到彈塑性儲層壓力變化時滲透率的變化關(guān)系［5－8］

表5 圍壓與滲透率之間的指數(shù)關(guān)系Table 5 The exponent relationship between confinement pressure and permeability

式中：K為原始地層壓力下降至p時的滲透率（10－3μm2）；K0為原 始地層 壓力下 的滲透率（10－3μm2）；αK為滲透率形變因子（MPa－1）；pi為原始地層壓力（MPa）。

5 結(jié)論

a.薄層低品位油藏的孔隙結(jié)構(gòu)和滲流特征與中高滲油藏有明顯的不同。通過室內(nèi)儲層孔隙結(jié)構(gòu)、兩相滲流規(guī)律、啟動壓力梯度、壓力敏感性等基礎(chǔ)實驗和多孔介質(zhì)基礎(chǔ)滲流理論的研究，揭示了由于啟動壓力梯度和壓敏效應(yīng)的存在而使得低滲透儲層產(chǎn)生的非達西滲流規(guī)律。

b.如果為提高油井產(chǎn)能而大幅度降低井底流壓，一方面增大生產(chǎn)壓差可提高產(chǎn)量；另一方面，過低的井底流壓會造成井底附近地層的壓力大幅度降低，造成嚴重的壓力敏感性傷害，反而限制了油井產(chǎn)能的提高，甚至造成產(chǎn)能降低：因此要選擇一個合理的平衡點，才能充分發(fā)揮儲層的生產(chǎn)能力。

c.啟動壓力和壓敏效應(yīng)的存在，使得單井產(chǎn)油量減小，采油速度降低，含水率上升的速度快。對生產(chǎn)井，要想達到設(shè)計的產(chǎn)量，必須降低井底流壓以抵消由于啟動壓力梯度而產(chǎn)生的附加流動阻力。對注水井，必須提高井底流壓才能達到設(shè)計的注入量。通過改善油井附近地層的滲透性，縮小井距，增大生產(chǎn)壓差，可以提高油井產(chǎn)量。

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