劳山油田W110井区长6储层微观渗流特征研究

2013-07-04刘秀婵陈西泮高浩锋师学耀

石油化工应用 2013年9期

刘秀婵，陈西泮，高浩锋，师学耀，4

（1.延安大学能源与环境工程学院，陕西延安 716000；2.延长油田股份有限公司，陕西延安 716000；3.中国石油集团测井有限公司，陕西西安 710077；4.西北大学大陆动力学国家重点实验室/地质学系，陕西西安 710069）

劳山油田W110井区位于陕西省延安市甘泉县境内，劳山乡西北侧，是劳山油田主要开发区块之一，构造位置为鄂尔多斯盆地陕北斜坡南部，主要开发层位为三叠系延长组长6油层组，油藏埋深890～1040 m。在开发区内，油井含水率上升较快，产油量递减快。利用W110井区长6储层岩心制作真实砂岩模型，进行储层微观渗流特征的研究，对后期的注水开发提供理论依据。

1 储层特征

1.1 岩石、孔隙特征

研究区长6储层沉积环境属于三角洲前缘水下分流河道微相，也是石油聚集的主要场所。岩性主要以浅灰色细粒长石砂岩、岩屑长石砂岩为主，碎屑成分中以长石含量较高（46.35%），多见斜长石，石英次之（32.35%）；胶结类型有孔隙－接触式胶结，局部见少量薄膜式胶结。

长6 砂岩储集层的孔隙类型主要有粒间孔、长石溶蚀孔，含少量岩屑溶孔和粒内溶孔和极少量自生矿物晶间微孔隙；面孔率平均为2.67%。据砂岩扫描电镜和铸体薄片分析统计，长6油层组砂岩平均孔径集中在0.12～0.25 μm，为微孔隙。连接孔隙之间的喉道主要有两种形式，一种是以残余孔隙为主的喉道，另一种是微孔隙为主的喉道。属微孔－微细喉型、微孔－微喉型储层。

1.2 润湿性特征

油藏岩石的润湿性理论上存在有5 种不同的润湿状态，即油湿、弱油湿、中间润湿、弱水湿、水湿[1]。根据W110井区10 块长6储层岩心润湿性化验分析结果，表明长6油层润湿性实验（见表1）结果表明，储层润湿性以弱亲水为主，这种润湿特性有利于前期油藏的注水开发。

2 渗流特征

2.1 油水相渗特征

长6油层为超低渗油层，油水两相渗流特征均反映出低渗透储层特有渗流规律，即：束缚水饱和度高，原始含油饱和度低；两相流动范围窄；残余油饱和度高；油相渗透率下降快；水相渗透率上升慢，最终值低；显示弱亲水特征；流体渗流存在启动压力梯度及贾敏效应[2]。

根据实验结果（见表2），本区长6 束缚水时含水饱和度最小为20.66%，最大为48.77%，平均为38.17%；此时的油相相对渗透率最大为0.0169×10-3μm2，最小为0.00024×10-3μm2，平均为0.0038×10-3μm2。交点处的含水饱和度最大为74.85%，最小为55.84%，平均为67.48%。等渗点油水相对渗透率最大为0.2×10-3μm2，最小为0.078×10-3μm2，平均为0.14×10-3μm2。残余油时的含水饱和度最小为72.53%，最大为96.31%，平均为86.42%；此时的水相相对渗透率最小为0.39×10-3μm2，最大为0.94×10-3μm2，平均为0.54×10-3μm2。

表1 W110井区长6 润湿性实验参数表

表2 W110井长6油层相对渗透率实验参数表

相对渗透率不仅与饱和度有关，还受岩石孔隙结构、润湿性，实验流体、温压条件，以及流体饱和顺序有关。油水相渗曲线可以综合反应这些影响因素[3-4]。由此可见（见图1），长6油层随含水饱和度增加，油相相对渗透率下降幅度较大，水相相对渗透率提升不大，两相流动范围较窄，表明可流动流体较少。说明研究区储层整体孔隙小，连通性不好，造成油田开发见水后，相对产油指数大幅度下降，油井产油量大幅度下降，相对产液指数升不起来，使靠提液延长稳产期的传统方法受到限制，油田稳产难度较大。

图1 W110井长6油层油水相渗曲线图

2.2 水驱油特征

实验发现，饱和油主要赋存在以下孔隙结构中，粒间孔、溶蚀孔和粒间孔-溶孔，其中以粒间孔-溶孔组合类型孔隙结构的含油饱和度最高。储层中岩性、物性和孔隙结构上存在的差异导致较强的非均质性，共同影响模型的最终含油饱和度。

注入水在孔道中的驱油方式有两种：近活塞式和非活塞式，主要受润湿性和孔喉大小的影响[5-6]。本区长6储层W110井实验各样品孔隙细小，润湿性为弱亲水，水在孔喉中主要以非活塞式驱油，束缚的有些油会残留下来。

长6油层，随着注入倍数的增加，含水率的增高幅度大于采收率的增加，在到达一定的注入倍数时，采收率没有提高的趋势（见图2、表3），最终平均驱油效率为56.82%。因为储层中孔喉体积比较小，油在孔喉比大处容易造成“贾敏”现象，残留下来，使注入水只沿阻力小的连通水道前进，含水量上升，残余油饱和度逐渐增高。如在注入水中加入活性剂，减小表面张力，可以防止卡断，以提高最终采收率。