储层物性与水驱油微观渗流特征——以鄂尔多斯盆地长9与延10油层组为例<br/>

储层物性与水驱油微观渗流特征——以鄂尔多斯盆地长9与延10油层组为例

2012-09-04陈大友朱玉双

地下水 2012年6期

关键词：驱油物性微观

陈大友，朱玉双

(1.西北大学大陆动力学国家重点实验室，陕西西安 710069;2.西北大学地质学系，陕西西安 710069)

随着我国各大油田进入高含水期，有大量问题开始凸显，如产能迅速下降、含水上升速度快、甚至油井水淹等，研究流体在储层中的渗流机理，分析储层物性与水驱油渗流特征的内在联系，对于解决此类问题具有重要的理论意义［1－3］。

本次研究通过真实砂岩微观模型实验，对不同物性储层的水驱油渗流特征在微观尺度上进行了细致的对比研究，并结合了储层物性资料，深入剖析了微观渗流规律与储层物性的内在联系，为油层组提高采收率、油田科学合理开发提供理论依据。

1 地质概况

鄂尔多斯盆地是我国大型沉积盆地之一，其位于中国大陆中部，呈矩形轮廓，地跨陕、甘、宁、晋、蒙五省区，处于华北地台西部，面积约为37×104km2。鄂尔多斯盆地构造形态总体为一东翼宽缓、西翼陡窄的不对称大向斜的南北向矩形盆地。盆地边缘断裂褶皱较发育，而盆地内部构造相对简单，地层平缓，一般倾角不足1°，是一个稳定的大型内陆克拉通盆地［4，5］。盆地内沉积了自古生代以来的多套生储盖组合，蕴藏着丰富的油气资源。整个盆地可划分为6个次级构造单元［6－8］(见图 1)。

长9油层组属上三叠统延长组，主要为一套河流相灰绿色、灰色的厚层状中、粗粒长石砂岩夹深灰色及暗紫色泥岩，整体属于特低孔－特低渗储层。

延10油层组位于下侏罗统延安组底部，大多为沉积于富县组上的河道充填长沉积，岩性主要以灰色、灰绿色粗粒长石质石英砂岩夹深灰色泥岩，整体属于低孔－低渗储层。

2 储层物性特征

储层的物理性质包括储层的孔隙性、渗透性、孔隙结构以及含油饱和度等［9］，其中孔隙性和渗透性是储集层的两大基本特性。本次研究选用孔隙性和渗透性作为研究对象，从长9和延10储层各选取具有代表性的样品30个，测定其孔隙度和渗透率。

图1 鄂尔多斯构造分区简图

2.1 孔隙度

根据其孔隙度分析结果，对长9储层与延10储层砂岩孔隙度进行统计，长9砂岩孔隙度主体值分布在6% ～14%，平均为9.6%(见图2)，总体上属特低－低孔储层;延10砂岩孔隙度主体值分布在12% ～18%，平均为15.6%(见图3)，总体上属低孔－中孔储层。可见，延10储层孔隙度明显优于长9储层。

图2 长9孔隙度分布频率图

图3 延10孔隙度分布频率图

2.2 渗透率

渗透率分析结果表明，长9砂岩渗透率主体值分布在0.5 ×10－3～3 ×10－3μm2，平均为 1.3 ×10－3μm2，总体上属超低渗－特低渗储层;延10砂岩渗透率主体值分布在5×10－3～25×10－3μm2，平均为 15.6 ×10－3μm2，总体上属特低渗－低渗储层。与孔隙度一致，延10储层的渗透率高于长9储层。

图4 长9渗透率分布频率图

图5 延10渗透率分布频率图

3 微观渗流实验

3.1 实验模型及实验设备

图6 真实砂岩微观模型

本次实验采用真实砂岩微观模型［10－13］，该模型是取用研究区的储层天然岩心，经抽提、烘干、切片、磨平等工序之后，粘贴在两片玻璃之间制作而成的。模型大小约为2.5×2.5 cm2，耐压力能力为 0.2 MPa，耐温 200℃ (图 6)。由于精细的制作技术，模型保留了储层岩石本身的孔隙结构特征、岩石表面物理性质及部分填隙物，大大增加了研究结果的可信度。实验另一优点是可以通过显微镜和图象采集系统直接观察流体在实际油层岩石孔隙空间的渗流特征，并能拍照及录像。

实验设备主要包括抽真空系统、加压系统、显微镜观察系统和图像采集系统。

3.2 实验流体与实验方法

实验流体包括模拟油和模拟水，模拟油是根据研究区的油藏粘度配制而成，为了便于实验观察，加入了少量油溶红，使模拟油呈现红色;实验用模拟水是根据实际地层水离子组成及矿化度配置而成，黏度约为1.0 mPa·s，同样为了便于观察，在模拟水中加入了微量甲基兰，使其呈蓝色。

水驱油实验主要按以下步骤进行:(1)模型抽真空、饱和水;(2)测定砂岩模型的液体渗透率;(3)油驱水至束缚水饱和度，观察微观渗流特征，并统计原始含油饱和度;(4)水驱油至残余油饱和度，观察渗流特征的变化;(5)分析、解释微观渗流特征及其影响因素。

4 不同物性储层对应的渗流特征

分别于长9和延10储存选取具有代表性的部位，各制作6个模型，进行微观水驱油实验。结果表明，较高孔渗的延10储层与较低孔渗的长9储层具有明显不同的渗流特征。

4.1 低孔低渗储层

对于低渗低渗的长9储层模型，注入水进入模型的启动压力较高，较低的驱替压力难以使水进入模型;当提高驱替压力，使水进入模型进行驱替油时，水驱油路径一般较单一，多呈指状或者网状突进。模型在无水期结束时，注入水的主要渗流通道已具雏形，待加压继续驱替，水驱油路径变化甚微，注入水沿着原已形成的路径到达出口，油水分布变化很小(图7)。最终整体驱油效率较低，平均为37.83%(表1)。

图7 鄂尔多斯盆地长9储层水驱油镜下显微照片

低渗低渗储层的残余油以片状为主，这是由于注入水的绕流造成的(图8)。

图8 鄂尔多斯盆地长9储层残余油分布

4.2 高孔高渗储层

对于高孔高渗的延10储层模型，注入水易于进入模型，水按照较为均匀的方式注入整个模型中;模型在无水期结束时，注入水的主要渗流通道已具雏形，待加压继续驱替，注入水的主要渗流通道更加显著，且注入水由各主渗流通道向周围扩散，形成了更多的渗流通道，同时更多的油被驱除(图9)。最终整体驱油效率较高，平均达到56.33%(见表2)。

图9 鄂尔多斯盆地长9储层水驱油镜下显微照片

高孔高渗储层的残余油多呈现膜状、小簇状及孤岛状，残余油零星分布于模型各个部位(图10)。

图10 鄂尔多斯盆地长9储层残余油分布

5 物性储层对驱油效率的影响

有诸多因素会影响水驱油的驱油效率，归纳起来主要有两个方面。一方面是外界因素，包括注入水的性质、注入水的加压方式和注入倍数等;另一方面是储层本身特征，包括储层物性、孔隙结构及储层的润湿性等［14，15］。本文主要探讨储层物性对驱油效率的影响。

在研究中发现，储层物性对于水驱油效率具有重要的影响，孔隙度、渗透率越大，最终驱油效率越高。其原因在于，水驱油的实质是一种能量释放的过程。对于低孔渗储层而言，渗透率差，大多孔道细小，并且连通性差，造成储层微观水驱油困难，水难以注入，当压力加大到一定程度后，造成能量积累，在释放的瞬间沿较粗的孔道突进，使后期进入的水沿之前“突破”的单一孔道流动，很难波及其他部位，造成大量片状残余油;而物性较好的储层孔道整体较粗，连通性较好，注入水更易于进入，能量积累小，注入水往往按较为均匀的方式进入，水波及面积大，使得驱油效率较高。

另外研究还发现，在水驱油的后期，提高驱替压力之后，高孔渗的延10储层的驱油效率持续增长，而较低渗透率的长9储层则增长缓慢乃至停滞。究其原因，是高孔渗的储层在水驱油的后期残余油所在部位的物性条件仍旧较好，水仍然可以进入之前没有进入的部位，持续驱替残余油;而低孔渗的储层残余油多处于孔渗较差的部位，短时期水很难进入，造成大量成片分布的残余油。