致密油藏储层驱替特征及开发效果——以鄂尔多斯盆地上里塬地区延长组长7油层组为例

韩永林，刘军锋，余永进，王胜华，沈 强

(中国石油 长庆油田分公司 第二采油厂，甘肃 庆阳 745100)

位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡西南段的上里塬地区上三叠统延长组长7油层组致密油资源量巨大(图1)，是中国石油长庆油田分公司开发的重点地区和层位之一。但随着探索开发的不断深入，油田开发方面的一些瓶颈问题逐渐显露出来。主要表现为常规直井产能低，注水压力高，低含水期较短，油井含水上升快等特征[1-5]。为此，笔者在众多研究成果的基础上，从储层敏感性研究、渗流特征研究及开发效果出发，探讨了驱替特征对常规直井水驱油情况下开发效果的影响。

1 长7油层组储层特征

研究区长7油层组可进一步划分为长73、长72和长71三个油层，本次研究以长72、长71为主。区内长7油层组储集砂岩类型为长石砂岩和岩屑长石砂岩，为深湖浊积扇沉积。储集砂岩多发育中-小孔微细喉型孔隙结构，属于典型的致密油藏。粘土矿物的类型以伊利石为主，相对含量为62%～65%；绿泥石次之，介于20%～30%；伊/蒙混层的含量变化较大。

图1 研究区区域位置Fig.1 Location of the study area

2 储层的敏感性

为定量分析长7油层组中储层敏感性，参照行业标准SY/T 5385—2002[6-15]，利用研究区储层岩心样品，分别完成了速敏、水敏、酸敏、碱敏及盐敏等五敏室内评价实验。

2.1 速敏性实验

研究区A3井和A20井长7油层组中储层粘土矿物组分含量大体一致，但两口井的速敏实验的结果差异较大(图2)。A3井随着驱替速率的增加，岩样渗透率未见明显下降，无速敏伤害；A20井注入速度的增加，岩样渗透率下降明显，弱速敏伤害。分析认为，两口井速敏曲线的差别源于储层物性不同，由于该区孔隙结构为中-小孔微细喉，岩样中参与流动的毛细管数随着流速的增加而增加。具体表现为：若微粒半径小于孔喉半径，微粒将被流体冲刷出来；若微粒半径大于孔喉半径，微粒会在喉道处堆积堵塞，形成“桥堵”[8]，致使储集物性变差。由此可见该区储层为弱速敏。因此在开发注水工程中，保持储层中流体略低于临界流速即可。

图2 上里塬长7油层组储层速敏曲线Fig.2 Velocity sensitivity curve for Chang 7 oil layer in Shangliyuan area

2.2 水敏、盐敏性实验

从研究区A3井和A20井岩样水敏、盐敏性实验结果(表1)可以看出，当注入水分别为地层水、50%地层水、25%地层水及无离子水时，岩样渗透率变化不明显，同时水敏指数分别为-0.01和-0.02，总体说明储层无水敏、盐敏性。

2.3 酸敏性实验

研究区储层粘土矿物绿泥石含量高达24%，遇酸后膨胀运移，生成的氢氧化铁胶体沉淀会堵塞孔喉，降低储层渗透率。向研究区储层岩样注入15%的HCl，注酸前和注酸后渗透率有所下降，样品酸敏指数分别为0.08和0.21，基本呈现弱酸敏性(表2)。

2.4 碱敏性实验

本次实验分别用地层水和pH值为11的KOH溶液测试了不同岩样渗透率的响应，结果表明，两块样品的碱敏指数分别为0.15和0.04，认为研究区储层基本为弱-无碱敏性。

表1 上里塬长7油层组储层水敏、盐敏性实验结果Table 1 Water and salt sensitivity experiment results for Chang 7 oil layer in Shangliyuan area

表2 上里塬长7油层组储层酸敏性实验结果Table 2 Acid sensitivity experiment results for Chang 7 oil layer in Shangliyuan area

图3 上里塬长7油层组储层单相渗流特征曲线Fig.3 Single-phase flow curve of Chang 7 oil layer in Shangliyuan area

综上，研究区储层基本为弱速敏、无水敏、无盐敏、弱酸敏、弱碱敏。

3 储层渗流特征

3.1 单相渗流特征

单相渗流实验结果表明，压力梯度不仅影响储层的流速，而且影响储层的渗透率；随着压力梯度的增大，单相液体流速随之增大，二者呈正相关(图3)；超临界流速对渗透率具有一定的影响。

3.2 油水两相渗流特征

实验岩心取自上里塬A20区块长7油层组储层。分析4块岩心的油水两相相对渗透率曲线，具有以下特征(图4) ：①储层油水两相共渗区狭窄，变化为23.5%～28.6%，平均只有26.3%；②随着含水饱和度增大，油相渗透率急速下降，水相渗透率快速上升，最大可上升至0.589；③束缚水饱和度相对较低，变化为14.9%～20.2%，平均为17.1%；残余油饱和度较高，变化为54.73%～59.56%，平均为56.63%。等渗点低，其含水饱和度变化为20.3%～26.4%，平均为24.2%。等渗点低预示着油井见水后产液量和产油量均有较大幅度降低。

3.3 润湿性

根据等渗点处含水饱和度大小，可以定性分析岩石润湿性情况。测试结果表明，研究区4块样品相渗曲线的共渗点含水饱和度皆小于50%，说明长7油层组储层润湿性主要表现为亲油。同时也呈现出随含水饱和度的增大亲油岩石水相渗透率迅速增大/亲水岩石水相渗透率增长缓慢的特征。说明亲油储层与亲水储层相比，注水开发效果差，采油率低。

3.4 水驱油特征

根据上里塬长7油层组储层的4块岩样的水驱油实验结果(图5)，结合不同驱油阶段含水率和驱油效率的变化，将长7油层组储层水驱油开发划分为3个不同的开采阶段：

① 无水期。在水驱油的初期，持续短暂；当注水倍数在0.09～0.19倍时，岩心中的水通常处于束缚水状态下，油相是流动相，水相是不流动相，岩心出口产出液是纯油，不含水，采收率平均为18.1%。

② 含水快速上升期。当驱油见水后含水率迅速上升，从0急剧上升至90%以上，到达95%左右才开始变缓，由此驱油进入高含水期。该阶段注水量不大，但含水率急剧上升；采收率提高了约3.3%，增幅较小。

③ 高含水期。当含水率达到95%以后，驱油效率曲线上升速度急剧变缓，进入高含水采油期。此驱油阶段注水量需求很大，但原油产量低，驱油效率增长缓慢；含水率达到98%时，驱油效率平均为24.73%，增加了约3.3%。直到驱油结束油田废弃，最终驱油效率平均可达到31.72%，远低于西峰油田的45%[3]。

4 开发效果初探

上里塬A20区共完钻井18口，平均单井钻遇油层25.6 m，电测孔隙度为10.8%，渗透率为0.29×10-3μm2；完试17口，试油日产油平均为3.8 t，日产水1.5 m3。投产13口，初期日产油1.5 t，综合含水18.6%，目前日产油0.5 t，综合含水82.2%，投注4口，日注水140 m3。从目前情况分析，该区水井配注过高，结合该区相渗特点及储层亲油特性，注水开发对提高单井产量效果不明显。

图4 上里塬长7油气组储层油、水两相渗流曲线Fig.4 Oil-water two-phase flow curve of Chang 7 oil layer in Shangliyuan area

图5 上里塬长7油层组储层水驱油曲线Fig.5 Water displacing oil curve of Chang 7 oil layer in Shangliyuan area

5 结论

1) 对研究区储层开展五敏实验，显示储层敏感性不强，对生产影响较小。

2) 相渗实验结果表明，储层单相液体流速与压力梯度呈正相关；油水两相渗流表明束缚水含水饱和度为17.1%，残余油含水饱和度为43.4%；共渗区狭窄，平均只有26.3%；长7油层组储层润湿性属于亲油。

3) 根据不同驱油阶段含水率和驱油效率的变化，可将长7油层组储层水驱油开发划分为无水期、含水快速上升期及高含水期等3个开采阶段；无水期驱油效率为18.1%，最终驱油效率为31.7%。根据储层微观特征，结合研究区开发效果，认为该区注水开发还需谨慎。

参 考 文 献

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