特低渗透砂岩油藏注水开发可行性评价方法

齐亚东，贾爱林，杨正明，王军磊，战剑飞

(1. 中国石油勘探开发研究院 鄂尔多斯分院，北京，100083；2. 中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北 廊坊，065007；3. 中国科学院渗流流体力学研究所，河北 廊坊，065007；4. 大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江 大庆，163712)

从当前形势看，低、特低渗透油气藏已经成为中国能源保障的重要组成部分。截至2009 年底，中石油累计探明的低、特低渗透储量约占总储量的40.60%，此类未动用储量占总未动用储量的66.29%；此外，该类原油产量份额也逐年上升，由2000 年的18.60%增至2009 年的36.91%，预计2015 年将达47.36%。由此可见，动用好低、特低渗透油气储量对中国未来油气发展有着重要的现实意义。自1924 年“五点注水井网”方案在美国Bradford 油田实施以来，注水开发已逐渐发展成为一种主要的油田开发方式[1]，即使是低、特低渗透油田，注水采油也是一项重要的主体开发技术[2]。但随着渗透率的降低，特低渗透储层的孔喉越来越细小[3]，流固耦合作用越来越强[4]，束缚水饱和度越来越高[5]，启动压力梯度越来越大[6]，因而多孔介质允许液相流体通过的能力越来越差，以此推断，当渗透率降低到一定程度时，水驱开发特低渗透油田将很难见效，换言之，对于该渗透率级别的特低渗透储层而言，注水驱油的方式是不可行的。对于一个特定的油田，若能确定上述临界渗透率，则可以为油田开发方式的选择提供更为科学的指导，特别是对于渗透率小于该临界值的储层，可以避免因采用常规水驱开发方式注水采油所增加的不必要的经济成本和时间成本。目前，有关注水开发可行性评价方法方面的研究报道较少，为此，本文作者以大庆外围的长垣、龙西、齐家南、古龙南、葡西、古龙北这6 个典型特低渗透区块(3 个典型油层)为研究对象，在恒速压汞、核磁共振、低渗透物理模拟等多种实验手段的基础上，通过分析储层微观孔隙结构、核磁共振图谱等丰富的数据资料，提出特低渗透砂岩油藏注水开发可行性评价方法，并应用该方法为各区块确定水驱可动用渗透率下限，以便为大庆外围油田开发方式的选择提供参考。

1 从储层微观孔隙结构特征角度探讨注水开发可行性

储层岩石中相互连通的孔隙和喉道是油、气、水赖以赋存和流动的重要空间，而大量研究表明[7]，喉道分布是制约储层流体渗流能力的关键因素，它也直接影响油气藏的动用难度及开发效果。而喉道特征研究的一项重要手段就是恒速压汞技术，它以恒定低速的进汞方式，在准静态过程中，根据进汞端弯月面在经过不同形状的微观孔隙时发生的自然压力涨落来确定孔隙的微观结构，进而将岩样的喉道和孔隙区分开[8]。

对大庆的长垣、龙西、齐家南、古龙南、葡西、古龙北这6 个典型特低渗透区块的岩样进行恒速压汞测试，获得了喉道半径分布曲线、主流喉道半径、孔喉比等多种喉道信息；用恒速压汞岩样的平行样进行低渗透物理模拟实验，获得了气测渗透率、水测渗透率、束缚水状态下的采油指数等多种数据。通过分析这2 种实验所获得的数据之间的关系，从储层微观孔隙结构角度探讨储层注水开发的可行性。

固液之间的相互作用较强，而固气之间的相互作用微弱，由此导致水测渗透率与气测渗透率之间会有很大差异，水测渗透率比气测渗透率更能反映储层在饱和流体的情况下允许流体渗流的能力。储层喉道半径越细小，固液作用越强，因而流体被束缚的比例越高，水测渗透率越低，气、水渗透率之间的差异也就越大。图1 所示为气-水渗透率的比与主流喉道半径之间的关系曲线。由图1 可知，随着主流喉道半径的减小，气-水渗透率比呈幂律性增长，当主流喉道半径大于1 μm 时，随着主流喉道半径的增大，气-水渗透率比略呈降低趋势，但总体上看，该比值很低，保持在2 左右；而当主流喉道半径小于1 μm 时，随主流喉道半径的减小，气-水渗透率比从2 急剧增大至50 甚至更高，这表明储层允许液相渗流的能力急剧降低。由此可以推断，主流喉道半径小于1 μm 的储层，水驱时的实际渗透率会成倍降低，因而，水驱开发难度也会成倍增大。

图1 气水渗透率比与主流喉道半径的关系Fig.1 Relationship between gas-water permeability ratio and main throat radius

注水采油时，注入水要不断克服阻力，从孔隙中驱出原油，与此同时，油水的分布形式也不断变化，油水在孔隙中的分布直接影响到水驱油的效果。在水湿性储层中，束缚水以水膜形式吸附在孔道壁面，注水驱油时，除了水对油的驱替作用外，注入水会与束缚水融合并沿着孔道壁面向前推进，进而将原油剥离岩石表面。随着原油连续不断地被剥离和驱替，水驱前缘位置的油量不断减少而形成油丝，连续的油丝在穿过多孔介质窄口时，很容易被润湿相所卡断而形成孤立的油滴。多孔介质孔喉比越大，水驱油时连续油相被卡断的概率越大[9-11]。

图2 所示为平均孔喉比与主流喉道半径之间的关系。由图2 可知：随着主流喉道半径的减小，平均孔喉比呈幂律性增长，特别是当主流喉道半径小于1 μm时，平均孔喉比急剧增大。由此可以推断：当储层的主流喉道半径小于1 μm 时，水驱采油时油相被卡断成孤立油滴的概率会急剧增大。

图2 平均孔喉比与主流喉道半径之间的关系Fig.2 Relationship between average pore-throat radius ratio and main throat radius

由于贾敏效应的存在，孤立的油滴一旦形成，则会被卡在喉道处而难以流动，显著增大了流体在多孔介质内的渗流阻力。贾敏效应如图3 所示。假设油滴沿着水流方向轴对称，则油滴通过喉道所需要的压差为

图3 贾敏效应示意图Fig.3 Sketch of Jamin action

式中：p1和p2分别为油滴两端的压力，kPa；σ为油水界面张力，10-2N/m；R1和R2分别为油滴两端的曲率半径，μm；θ为三相接触角。

应用式(1)计算算例。取孔道半径150 μm，油水界面张力20 mN/m，接触角65°，油滴长度1 mm，克服不同尺寸的喉道半径处的贾敏效应以使油滴通过所需的压力梯度如图4 所示。从图4 可以看出，随着喉道半径的减小，油滴通过喉道所需的压力梯度不断增大，特别是当喉道半径小于1 μm 时，随着喉道半径的减小，克服贾敏效应的难度急剧增强。因而，随着储层中小于1 μm 的喉道比例的增大，水驱油开发的难度会急剧增加，甚至无法注水。

图4 克服贾敏效应所需的压力梯度Fig.4 Pressure gradient desired to overcome Jamin action

通过上述分析可以看出，1 μm 级别的喉道在油层物理特征方面具有显著的特点，“1 μm”可以作为水驱易动用喉道与水驱难动用喉道的半径界限值，储层中该级别喉道比例直接关系到注水的难易。

对采自大庆外围典型特低渗透区块的11 块样品进行水驱油物理模拟实验，得到了束缚水状态下的采油指数。从物质平衡角度来说，实验所得的束缚水状态下采油指数可以间接地反映样品所代表的储层注水驱油的难易程度。此外，还统计了这11 块样品中半径小于1 μm 的喉道所占的比例。图5 所示为束缚水状态下的采油指数与半径小于1 μm 的喉道所占比例之间的关系。由图5 可知：束缚水状态下的采油指数随半径小于1 μm 的喉道所占比例的降低而增大；当半径小于1 μm 的喉道所占比例小于20%时，束缚水状态下的采油指数急剧增大，表明注水难度明显降低；当半径小于1 μm 的喉道所占比例大于60%时，束缚水状态下的采油指数非常低，几乎趋向于0，表明注水难度非常大，甚至无法注水。

图5 特低渗透砂岩样品束缚水状态下的采油指数与喉道分布特征之间的关系Fig.5 Relationship between productivity index and throat radius distribution of ultra-low permeability sandstone samples

综上所述，可以将“半径小于1 μm 的喉道所占比例为60%”作为衡量注水开发可行性的一个指标。

经统计发现，半径小于1 μm 的喉道所占比例与岩样的渗透率之间存在良好的幂律关系，对大庆外围6 个典型特低渗透区块不同渗透率样品的喉道半径进行统计并拟合得到各区块的关系式，如表1 所示。表1 中，f 为喉道比例，%；K 为气测渗透率，10-3μm2。

利用表1 公式计算可得，当半径小于1 μm 的喉道所占有的比例为60%时，各个区块所对应的渗透率分别为：长垣1.27×10-3μm2，龙西0.65×10-3μm2，齐家南0.21×10-3μm2，古龙南0.75×10-3μm2，葡西0.50×10-3μm2，古龙北0.50×10-3μm2。

表1 半径小于1 μm 的喉道所占比例与渗透率之间的关系Table 1 Relationship between less-than-1 μm-throat percentage and permeability

2 从储层可动流体特征角度探讨注水开发可行性

核磁共振技术是研究储层可动流体特征的重要手段，而T2图谱是核磁共振测试所得的最直观的结果之一。核磁共振T2图谱随渗透率的变化而变化如图6 所示。可见：特低渗透砂岩样品的核磁共振T2图谱多表现为双峰结构，而且随着渗透率的降低，图谱左峰越来越高，右峰越来越低。

图6 核磁共振T2 图谱随渗透率的变化Fig.6 NMR T2 spectrum variation as permeability changes

左右两峰分别代表了束缚流体的量和可动流体的量，可动流体比例的精确界定需要应用T2截止值。对取自大庆、吉林、华北、江苏等典型特低渗透油区近70 块砂岩样品T2截止值的标定结果进行统计后发现，当T2图谱的双峰分界非常明显、有清晰的波谷存在时，T2截止值位于波谷最低点附近(如图7 所示)，统计的样品对于此规律的符合率达90%，与文献[9]得到的研究结论一致。

由此可以推断，当左右两峰持平时，用波谷最低点对应的T2截止值标定的可动流体比例应为50%左右，显然，该值为可动流体比例由主体地位转为弱势地位的转折点，找到该转折点对应的储层渗透率对判断油田开发难易程度具有实际意义。

对大庆外围6 个典型特低渗透区块的核磁共振测试结果统计后发现，各区块T2图谱两峰持平时对应的渗透率分别为：长垣1.0×10-3μm2，龙西0.5～1.0×10-3μm2，齐家南0.6×10-3μm2，古龙南0.7×10-3μm2，葡西0.5×10-3μm2，古龙北0.5×10-3μm2。

图7 左右峰分界明显的T2 图谱形态与T2 截止值的关系(括号内为截止值)Fig.7 Relationship between T2 cutoff values and patterns of NMR spectrums with two cognizable crests(T2 cutoff values in backets)

此外，还拟合得到了各区块的“可动流体比例-渗透率”关系式，应用各区块的关系式可以计算上述渗透率对应的可动流体比例，分别为：长垣45.08%，龙西39.89%～44.15%，齐家南32.75%，古龙南40.09%，葡西47.23%，古龙北47.23%，可见，计算结果均比前面推断的50%界限还要低，而可动流体比例是储层中可流动液相的上限，这说明该渗透率级别以下的储层中一半以上的流体是无法流动的，因而注水开发难度很大。

综上所述，核磁共振T2图谱左右两峰持平时可以作为注水开发可行与否的界线。

3 注水开发可行性评价方法的建立

将上述2 种角度分析得到的注水开发可行性评价结果进行对比，如表2 所示。由表2 可知：除了齐家南区块以外，其余区块半径小于1 μm 的喉道比例达60%时所对应的渗透率与核磁共振T2图谱两峰持平时所对应的渗透率非常一致。从气-水渗透率比看，各区块水驱时实际渗透率比气测值降低4～6 倍，因而推断，注水开发该渗透率级别的储层难度会很大，甚至可能注水不见效。

为论证上述判断的正确性，统计了大庆油田扶杨油层部分已开发区块的生产情况，如表3 所示。区块气测渗透率分布在0.4×10-3～1.4×10-3μm2，采用优化后的矩形井网注水开发，拉大井距缩小排距，有的区块排距最小值已经缩到80 m，但单井产量却均不到0.5 t/d，采油强度均低于0.05 t/(d·m)。可见，该渗透率范围内的储层注水采油无效，该渗透率范围与前面推断的注水开发不可行的渗透率范围相吻合。

表2 大庆油田典型特低渗透区块注水开发可行性评价参数对比Table 2 Waterflooding feasibility evaluation parameters comparison of typical ultra-low permeability reservoirs in Daqing Oilfield

通过以上的分析和论证，探讨性地提出注水开发可行性评价方法：当半径小于1 μm 的喉道所占比例达到60%、核磁共振T2谱左右两峰持平时，认为储层水驱开发难度很大，注水不可行，此时的渗透率可以认为是水驱可动用渗透率下限。

综合考虑微观孔喉分布特征和T2图谱形态后，给出大庆外围6 个典型特低渗透区块(3 个典型油层)的水驱可动用渗透率下限，如表4 所示。需要指出的是，该界限值是针对于常规水驱开发而言的，当采取其他改善措施如注活性水等降低界面张力的技术时，产能物性下限会降低。

表3 大庆油田典型特低渗透区块扶杨油层注水开发情况Table 3 Waterflooding effect of Fuyang Formation of typical ultra-low permeability reservoirs in Daqing Oilfield

表4 大庆油田典型特低渗透区块水驱可动用渗透率下限Table 4 Lower permeability limits of exploitable reservoirs by waterflooding in Daqing Oilfield10-3 μm2

4 结论与建议

1) 从储层的微观孔隙结构特征以及可动流体特征出发，对特低渗透砂岩油藏注水开发的可行性进行了剖析，提出了注水开发可行性的评价方法：半径小于1 μm 的喉道所占比例达到60%、核磁共振T2谱左右两峰持平，可以作为特低渗透砂岩油藏注水开发可行性的评价标准，此时的渗透率可以认为是水驱可动用渗透率下限。

2) 应用新建立的评价方法对大庆外围6 个典型特低渗透区块(3 个典型油层)的水驱可动用渗透率下限进行了界定。典型区块的水驱可动用渗透率下限界定结果如下：长垣为1.0×10-3μm2，龙西为0.5～1.0×10-3μm2，齐家南为0.6×10-3μm2，古龙南为0.7×10-3μm2，葡西、古龙北均为0.5×10-3μm2；典型油层的水驱可动用渗透率下限界定结果如下：扶杨油层为1.0×10-3μm2，高台子油层为0.6×10-3μm2，葡萄花油层为0.5×10-3μm2。

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