鄂尔多斯盆地长7油层微观渗流特征及其影响因素研究——以胡尖山油田安83区为例

李 珊，朱玉双，张翠萍，苟永俊，周创飞1，

(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;3.长庆油田分公司第六采油厂，陕西 西安 710018)

随着盆地勘探程度的不断提高，近些年鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7油层不断获得突破，且发现了多个含油富集区。目前关于鄂尔多斯盆长7地层的研究主要停留在烃源岩层面上［1－2］，而对其油层微观水驱油特征的研究和认识尚少，因此本文通过真实砂岩模型对安83区长7油层微观水驱油特征及主要的影响因素进行了实验研究。

1 实验方法

1.1 真实砂岩模型制作

选用研究区长7储层代表性天然岩心，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。模型尺寸约为 2.5×2.5 cm2，承受压力能力为 0.2 MPa。由于其精细的制作技术，它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，使研究结果可信度较其它模型大大增加［3］。

1.2 实验流体和实验步骤

实验用模拟水和模拟油是根据实际地层水的矿化度、离子组成和原油的性质配置而成，为了实验便于观察，模拟水中加入少量甲基蓝呈蓝色，模拟油中加入少了油溶红，呈红色。

实验步骤是模拟油气进入储层和注水开发过程进行的。首先将真实砂岩模型抽真空饱和模拟地层水，然后油驱水至束缚水状态，最后进行水驱油。在油水两相驱替过程中观察微观油水两相渗流特征、残余水和残余油特征，计算原始含油饱和度和水驱油效率。

2 微观油驱水渗流特征

实验结果表明，长7油层微观油驱水过程主要有均匀型和非均匀型，以非均匀驱替为主。本文所谓的均匀型就是驱替相前缘均匀推进，驱替相波及面积大而均匀［4］(见图1a);非均匀型包括指状型和网状型，指状驱替型指驱替相前缘初期成指状突进，随着驱替的进行，指状突进逐渐变宽，相互之间逐渐连成一片［5］(见图 1b);网状型是指驱替相前缘有多个突进，驱替过程中逐渐结成网状渗流通道，随着驱替的进行，网状渗流通道逐渐变小、变密［6］(见图1c)。长7油层不同的驱替类型最终形成的油水分布有一定的差异(见图2)，非均匀驱替得到的含油饱和度明显低于均匀驱替，平均低 16.5%(见表 1)，而且油水分布不均匀。不论是均匀驱替还是非均匀驱替，油驱水后，形成的微观束缚水主要有绕流、簇状、孤岛状等形式，非均匀驱替会形成更多的绕流束缚水。

图1 长7油层微观驱替类型

图2 长7油层不同驱替类型形成的绕流束缚水状态

3 微观水驱油渗流特征

实验结果表明(见表2)，水驱油过程中多数模型为非均匀驱替，主要为网状驱替类型，其次为指状驱替，均匀驱替类型较少;并且均匀驱替较非均匀驱替平均水驱油效率高14.6%。残余油类型与孔隙介质的结构及其表面性质有关，也与驱替条件有关［7－8］。镜下观察表明，本区残余油类型主要为绕流形成的不同尺度的簇状残余油(见图3)，其次为盲孔残余油、膜状残余油以及部分串珠状、孤立状残余油等。

表2 长7油层驱替类型与微观水驱油效率关系

4 影响长7油层微观水驱油效率的主要因素

4.1 储层岩石渗透率对水驱油效率的影响

对于大多数储层来说，储层渗透率越大，则其最终水驱油效率越高［9］。但是从表3可以看出该区的渗透率和最终驱油效率并未呈现这一规律，分析其原因认为研究区储层非均质性是影响驱油效率的主要原因。储层非均质性越强，残余油越多，驱油效率越低。

表3 长7油层渗透率对水驱油效率的影响

图3 长7油层微观水驱油绕流形成的残余油

4.2 驱替压力对水驱油效率的影响

镜下观察表明，提高驱替压力后，长7储层砂岩模型油水分布出现两个方面的变化，一方面孔隙中油膜厚度减薄，甚至被剥离;另一方面压力使细小孔道中的残余油重新参与流动，绕流形成的簇状残余油明显减少，驱油效率明显增高［10－11］(见图 4)，本文实验压力范围内微观水驱油效率随驱替压力提高了10%～20%。故在实际注水过程中，控制合适的注采井压差对提高驱油效率和降低经济成本十分重要［12］。

图4 长7油层驱替压力对微观水驱油效率的影响

4.3 孔隙结构非均质性对水驱油效率的影响

通过压汞资料分析了各模型储层岩石孔隙结构的分选系数，并与其微观水驱油效率建立了关系。结果表明(见图5)，储层岩石孔隙结构分选系数越大，微观水驱油效率越低，并呈较好的线性关系，表明微观孔隙结构非均质性对驱油效率的影响较大。

5 结语

1)研究区长7油层油水微观驱替类型 主要为非均匀驱替，含油饱和度和最终水驱油效率均较低;

2)影响长7油层微观水驱油效率的主要因素是储层岩石孔隙结构的均质性和驱替压力，孔隙结构非均质性越强及驱替压力越低微观水驱油效率就越低。

图5 分选系数与最终驱油效率关系

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