高压低渗砂岩油藏储层驱替特征及影响因素

王瑞飞，吕新华，国殿斌

(1.西安石油大学 石油工程学院，陕西 西安，710065；2.中石化 中原油田分公司，河南 濮阳，457001)

深层高压低渗透砂岩油藏属于低渗透油藏范畴，但又有别于常规低渗透油藏。该类油藏储层埋藏深、高温、高压，开发中注水压力高，地层压力下降幅度大，见水后采液指数、采油指数下降快[1−3]。以往低渗油藏驱替研究都是以常压油藏为研究对象[4−9]，对于深层高压低渗油藏的驱替问题研究较少。为改善该类油藏的开发效果、提高水驱采收率，根据深层高压低渗油藏注水较为困难的现状，以东濮凹陷文南深层高压低渗砂岩油藏为研究对象，在室内进行水驱油、氮气驱油实验以探讨该类油藏的驱替特征及影响因素。

1 实验

1.1 实验简介

实验用油为现场脱水原油，黏度为 4.19 mPa·s。为避免产生水敏，饱和岩心以及水驱油过程均用矿化度为30×104mg/L的NaCl水溶液。实验温度为70 ℃。实验岩心取自东濮凹陷文南深层高压低渗砂岩油藏。实验方法及实验装置采用岩石中两相相对渗透率测定方法(SY/T 5345—2007)中的非稳态法测定油水相对渗透率及开展水(气)驱油驱替实验，主要实验设备由岩心夹持器、循环泵、压力传感器、油水分离器及定值器等组成[10]。

按模拟条件，在油藏岩样上进行恒速(水驱)或恒压(气驱)驱油实验。水驱油实验中，驱替速度分别为0.5，0.8，1.0和1.2 mL/min，净覆压力分别为2，10和20 MPa。岩样出口端记录每种流体的产量和岩样两端压力差随着时间的变化，整理实验数据、绘制相对渗透率曲线、计算驱油效率和采收率。

基于国内缺少CO2及烃类气源的现状，气驱实验中采用氮气驱(气源充足、成本低)。实际地下油藏开发时考虑用氮气驱及水/氮气交替驱的方法。

1.2 实验步骤

室内驱替实验过程：(1)将岩心抽真空饱和NaCl水溶液，计算饱和水量及孔隙体积。(2)用原油驱替含水岩心，不再出水时计量驱出的水量，计算束缚水饱和度和油相渗透率。(3)水(氮气)驱油，用NaCl水溶液(氮气)驱替含油岩心，驱替时以恒速(水驱)或恒压(气驱)的方式进行。驱替开始前，在岩样入口建立一定的压力(压力差小于测油相渗透率时的压力差)。记录见水(气)前的油、水量(油、气量)以及注入压力差和驱替时间，记录见水(气)时的累积产油量、累积产液量、岩样两端的压力差及驱替时间。(4)当不再出油时，测定水相(气相)渗透率，结束实验。

1.3 实验结果

选择低渗、特低渗岩心样品共5块，按上述方法进行水(气)驱油实验。实验数据整理如表1和2所示。

表1 水驱油实验数据Table 1 Testing datasheet of water flooding experiment

表2 氮气驱油实验数据Table 2 Testing datasheet of N2 flooding experiment

2 驱替特征

实验中，水驱油采用束缚水状态下的油相渗透率作为基准渗透率，气驱油采用气驱结束后的气体渗透率作为基准渗透率。由实验数据绘制相应的相对渗透率曲线及采收率曲线如图1所示。水(气)驱油驱替特征如下：

(1)由图1(a)和图1(b)可见：随岩心物性变好，两相共渗区变宽，曲线变缓且两相交叉点右移。水驱中交叉点分布相对集中，5块样品中有4块样品交叉点含水饱和度(Sw)在 50%～53%(质量分数)，渗透率最低的样品交叉点Sw略小于50%。相对于水驱的水相相对渗透率(Krw)，气驱的气相相对渗透率(Krg)更为发散。这表明气驱容易发生气窜，其驱替效果较水驱差。

(2)由图1(c)可见：同一岩样无水采收率高于无气采收率。不同物性岩心的气体平衡饱和度(气驱时，气体开始流动的最小饱和度)均很低(3%～5%)，无气采收率也很低(4%～9%)。无水采收率随渗透率(K)的增大而增大，无气采收率随K的增大而减小至某一恒定值不变。

(3)由图1(d)可见：不论气驱还是水驱，采收率(ER)均随着K的增大而增大，气驱采收率(ERg)变化范围小(40.6%～53.2%)，水驱采收率(ERw)变化范围大(35.9%～61.5%)。不同岩样ERg和ERw有差异。特低渗岩心ERw低于ERg，而低渗以上物性岩心ERw高于ERg。这与相对渗透率曲线相吻合(随驱替相饱和度的增加，气相流动能力强，气相相对渗透率曲线发散)。

分析水、气驱油实验中驱替特征的差异。低渗及低渗以上储层，水、油流度比远小于气、油流度比且水比气更能润湿岩石，水能渗入细小喉道，故ERw高于ERg[11−13]。特低渗储层，由微观孔隙结构研究可知：其喉道细小且小喉道数量多，毛管力作用较强，束缚水饱和度高，水驱油时注入水易沿孔隙内表面水膜突进形成卡断，驱油效率较低[14−16]；气驱时，因特低渗岩心大孔道比例小，突进现象不明显，细小孔道气驱较为充分，因此，ERg高于ERw。气体(N2)和液体(NaCl水溶液)虽同属于流体，但二者的低速渗流规律差异大。液体需要克服液−固吸附阻力才能流动，储层视渗透率(Ka)减小。气体因滑脱效应而附加了一种滑脱动力，储层Ka增大，更易流动。

图1 水驱及氮气驱实验结果Fig.1 Experiment results of water flooding and N2 flooding

基于以上分析，对于水驱开发适应性差的特低渗透砂岩油藏可以考虑进行氮气驱(或氮气/水交替驱)以改善开发效果、提高原油采收率。

3 驱替特征影响因素

3.1 驱替速度

油水相对渗透率曲线是水驱油微观驱替机理的综合体现。油、水渗流具有启动压力的现象，水驱油的微观驱替机理及表现形式受驱替压力(驱替速度)的影响。因此，驱替速度影响油水两相在孔隙中的运动规律，影响含水上升规律及驱油效率。低渗、特低渗岩心不同驱替速度下的油水相对渗透率曲线如图2所示。

图3 驱替速度与驱油效率及无水采收率的关系Fig.3 Relative curves between displacement efficiency,coarse oil recovery and displacement rate

(1)低渗样品(图2(a))：不同驱替速度油相相对渗透率(Kro)中间区域呈规律性发散，两端区域收敛；Krw在低含水饱和度区域呈规律性发散，在高含水饱和度区域基本平行向上。说明K越高，一定程度提高驱替速度有利于提高驱替效果。

(2)特低渗样品(图2(b))：不同驱替速度下Krw发散程度高于Kro，在高含水饱和度区域更为明显。说明Sw越高，不同孔道中水渗流的差异越大。不同驱替速度下Kro随着Sw的增加有逐渐收敛的趋势，说明油相渗流能力减弱。在最高驱替速度下，油水相对渗透率曲线具有亲油的特征(油相渗流能力弱)。

图2 不同驱替速度的油水相对渗透率曲线Fig.2 Relative permeability curves with various displacement rates

分析驱油效率与驱替速度的关系(图3)，随着K的增大，驱油效率增大，不同驱替速度均有这一特征。这也说明水驱油以驱替机理为主，即沿孔道中心驱替原油。不同物性岩心驱替速度对驱油效率(或无水采收率)的影响不同：(1)对于特低渗样品，存在一最佳驱替速度。实验驱替速度为0.8 mL/min时，水驱油效率(或无水采收率)最高。表明特低渗岩心在这一驱替速度下剥蚀机理与驱替机理能够形成有机结合，剥蚀掉的原油能及时被驱走。(2)实验速度范围内，低渗岩心驱油效率(或无水采收率)随驱替速度的增大而增大，这与岩心孔道分布有关。随驱替速度的增大，注入水沿大孔道中心部位突进，油流在喉道处卡断形成液阻效应。油珠与喉道配合较好，大孔道油水渗流阻力增加，迫使注入水的一部分沿较小孔道驱油，形成连续驱替。不论何种岩心，建立适宜的驱替速度可改善水驱驱替效果[17−20]。

3.2 净覆压

研究表明：微观孔隙结构是影响驱替效果的主要因素[21]，深层高压低渗砂岩油藏储层因存在较大的净覆压力致使驱替过程中孔隙结构发生变化。水驱油实验时，岩心夹持器加围压以模拟实际地层净覆压。图4所示为净覆压条件下的相对渗透率曲线及驱替效果。由图4可知：随着净覆压的增加，相对渗透率曲线两相渗流区略有减小，说明净覆压增大不利于水驱替原油。随着净覆压的增大，驱油效率、无水采收率均相应减小；驱油效率及无水采收率减小幅度随着K的减小而增大。低渗储层孔喉系统中细小喉道数量多，净覆压增加时，喉道变小，无效喉道比例增加，孔喉系统中不可动油比例也随之增加，驱油效率、无水采收率相应减小。这也从另一个角度说明低渗油藏原油可动用程度低，地层压力亏空越大(净覆压越大)，原油可动用程度越差[22−25]。

3.3 两相启动压力梯度

气(水)驱油时，两相流体相互干扰使各相的相渗透率及启动压力梯度均有变化，这必然影响驱替效果。气(水)驱中，未见气(水)阶段，两相启动压力梯度是单相原油的启动压力梯度。见气(水)后，油、气(水)按各自的渗流规律流动。将油、气(水)相对渗透率转换成各自的相渗透率，再根据油和气(水)的启动压力梯度规律分别计算出两相流动时各相的启动压力梯度(图5)。

图4 净覆压条件下的相对渗透率曲线及驱替效果Fig.4 Relative permeability curves and displacement effect with effective overburden pressure

图5 两相启动压力梯度Fig.5 Start-up pressure gradient of two phases

3.3.1 油气两相启动压力梯度

图5所示为两相启动压力梯度。由图5(a)可见：见气后，气相启动压力梯度(λg)急剧减小，油相启动压力梯度(λo)增大，λg变化幅度远大于λo变化幅度。随着Sg的增加，λg呈指数规律减小，λo呈指数规律增大。随着Sg的进一步增加，λo偏离规律而急剧增大。相同压差下，气相渗流相对更容易。因此，高气油比时气驱阶段较长是气驱油的显著特征。气驱后期，λo急剧增大，因孔喉的非均质性影响，部分细小孔道中的原油在同一驱动压力梯度下不能流动。因此，ERg较低。

3.3.2 油水两相启动压力梯度

由图5(b)可见：见水后，水相启动压力梯度(λw)、λo开始发散，λw逐渐减小，λo逐渐增大。水驱后期λo和λw均偏离指数规律。见水后，两相启动压力梯度的规律性变化导致同一驱动压力梯度下水油比呈规律性上升。水驱后期因λo急剧增大、λw急剧减小致使水油比规律遭到破坏。储层中更细小孔道的原油不能流动，而水的流动加剧。提高驱替压力，虽可部分提高细小孔道的原油动用程度，但因水更容易流动，水油比急剧上升，故水驱后期强水洗阶段驱油效率急剧降低。

在储层非均质性较强的砂岩油藏中因两相启动压力梯度的存在必将使部分细小孔道的原油得不到有效动用而残留下来，这是气驱或水驱驱油效率不会大幅提高的根本原因。

3.4 岩石物性

由以上分析可知：驱替速度、净覆压及两相启动压力梯度均对驱油效率产生影响。对于油田现场生产，储层物性是最容易获得的参数。建立物性与驱油效率的相关规律也相对较为实用。图6所示为渗透率与采收率的关系曲线。由图6可知：可得出正常围压下驱油效率、无水采收率与空气渗透率的关系。

物性与采收率(或驱油效率)、无水采收率呈正相关关系。即岩石渗透率越大，水驱采收率、无水采收率越高，二者间为对数关系。驱油效率与渗透率的相关关系好于无水采收率与渗透率的相关关系。

特低渗样品采收率、无水采收率与渗透率呈较好的线性关系，相关程度高。低、中渗储层采收率、无水采收率与渗透率间相关程度差(相关系数低)。这是储层非均质性造成的，同一类型储层随物性变好，储层非均质性增强。

图6 渗透率与采收率的关系曲线Fig.6 Relative curves between permeability and oil recovery

4 结论

(1)随着物性变好，两相共渗区变宽、相渗曲线交点右移。水驱中，两相交叉点分布相对集中。气驱中气相相对渗透率曲线发散。特低渗岩心气驱效果好，低渗及低渗以上岩心水驱效果好。气驱与水驱驱替特征的差异在于流度比、润湿性、储层微观孔隙结构及气、液渗流规律的差异。特低渗砂岩油藏开发可考虑进行氮气驱(或氮气/水交替驱)以改善开发效果、提高采收率。

(2)影响驱替特征及驱油效率的因素主要有：①驱替速度。特低渗储层驱替时存在一最佳驱替速度，低渗储层一定范围内提高驱替速度有利于提高驱替效果；② 净覆压力。驱替时要求净覆压力尽可能小；③两相启动压力梯度。两相启动压力梯度的存在致使水驱或气驱驱油效率不会大幅度提高；④ 储层物性。特低渗储层驱油效率与物性的相关程度好于低、中渗储层，其原因在于储层非均质性。同类储层，随物性变好，储层非均质性增强。

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