姬塬长2油层渗流特征和驱油效率影响因素分析

李 历，孙 卫，魏晓娥，霍 磊，高 旭，李金阳

(1.西北大学大陆动力学国家重点实验室；2.西北大学地质学系，陕西西安710069；

3.延长石油安塞采油厂，陕西安塞717400)

姬塬长2油层渗流特征和驱油效率影响因素分析

李 历1，2，孙 卫1，2，魏晓娥1，2，霍 磊1，2，高 旭1，2，李金阳3

(1.西北大学大陆动力学国家重点实验室；2.西北大学地质学系，陕西西安710069；

3.延长石油安塞采油厂，陕西安塞717400)

选取模型进行真实砂岩水驱油实验，对姬塬油田元214区长2油层的微观储层渗流特征和驱油效率的影响因素进行分析研究。实验结果表明，研究区的微观水驱油驱替类型主要有均匀、网状与指状3种类型，并且3种驱替类型对应模型的驱油效率依次降低。残余油存在的形式主要是以油膜残余油和绕流残余油分布为主，比较少见卡断残余油和角隅残余油。通过实验分析驱替效率的影响因素，储层物性是最主要的因素；其次非均质性和微观孔隙结构对驱油效率也有一定影响；同时在一定的压力范围内，提高注水压力可以明显的提高驱油效率，但是当压力增大到一定程度后，水流容易形成优势通道，导致注入水只是沿着优势通道向前推进，驱油效率的增加幅度就会逐渐减小。综合研究分析，应用上述水驱油实验得出的结论可以为油藏的开发研究提供可靠的依据。

姬塬油田；储层物性；驱替类型；残余油；驱油效率

随着姬塬油田石油资源勘探程度的不断深入、低渗透储层的稳产状态的已经很难维持。同时，低渗油藏的注水开发状况复杂，油藏油水分布规律难寻、不同井油水采出程度差异也比较大、再加上储层微观地质条件，水驱油路径与油藏剩余油展布规律认识不清，这些都是制约油田实现增产目标的重要原因。真实砂岩微观模型实验在表征油藏微观渗流机理方面具有直观性、实用性、科学性的优点[1-3]。同时，研究区目前在进入中含水期后，开发规律及微观驱油特性均发生变化。因此，需要对渗流规律进行深入研究，从而指导油田后期的开发。针对这些问题，本文从基础地质研究角度出发，结合真实砂岩微观水驱油实验，对姬塬油田长2油层的微观渗流特征以及驱油效率的影响因素进行了分析研究。

1 区域地质与储层特征

姬塬油田铁边城地区元214区块位于陕西省的境内，横跨吴起县的铁边城镇、新寨乡、吴仓堡乡、王洼子乡和定边县的新安边乡；在整体上，延长组长2储层呈现西倾大单斜状，坡度小于2°，斜坡上发育有北东-南西轴向的鼻状隆起。

元214区长2油层组主要发育有三角洲平原亚相，陆上的沉积部分和河流体系的分界是从河流大量分叉处开始的，在沉积微相上存在着多样性[4，5]。长2储层的岩石类型主要有灰质砂岩。沉积作用之后又发生了压实、溶蚀、胶结、破裂和交代等一系列的成岩作用，成岩作用的特征复杂，现象丰富，对于储集层孔隙发育有着显著的影响，这就造成了储层孔隙类型的多样性和微观孔隙结构的复杂性[4，5]。长2储层孔隙主要为溶蚀孔和粒间溶孔，分别占有的比例为：26.2%和72.6%，晶间孔和微孔较为少见，喉道类型主要包括片状、点-片状以及管束状喉道。对研究区长2储层物性的相关数据进行统计分析，可以得出储层的孔隙度主要分布在4.9%～20.2%之间，平均值为14.5%；渗透率主要分布在0.1×10-3μm2～27.6×10-3μm2之间，平均值为5.7×10-3μm2。

综合上述研究可以得出：研究区是属于低孔隙度、低渗透率的储层，同时在局部发育有相对的高渗透地区。对地层原油高压物性和地面原油物性进行分析研究得到：原油密度为0.754 g/cm3，粘度2.45 MPa·s，油藏饱和压力8.76 MPa，原始地层压力13.11 MPa，因此，从另外的一个角度来说，研究区是属于低密度、中等粘度、饱和度高的油藏。

2 真实砂岩水驱油的实验流程

实验过程中筛选12块砂岩模型进行水驱油实验，具体的实验方法及流程参见参考文献[6-9]。真实砂岩微观水驱油实验的流程主要有：

(1)模型制作：岩心切片—洗油—烘干—磨平—胶结等工艺处理。

(2)微观模型实验系统有：抽真空、加压、显微镜观察以及图像采集系统四个部分。

(3)实验步骤：a.抽真空饱和水和液测渗透率b.饱和油至束缚水状态c.水驱油至残余油状态d.估算驱油效率。

通过以上的实验过程，然后准确记录、采集各个实验步骤的数据和图像，最后进行最终的数据处理。

3 微观水驱油实验结果与分析

3.1 驱替类型

筛选出12块模型进行真实砂岩水驱油实验，实验得出的结果和特征如表1、图1所示。从水驱油实验中可以得出，由于样品物性差异较大，非均质性较强，使得在水驱油实验过程中，驱替类型呈现出不同的方式。在显微镜下观察可得：其中，单独的驱替类型主要有均匀、网状和指状驱替三种类型。但是并不是仅仅单一存在，而大多数是以组合型为主，即均匀，网状和指状驱替相互组合而成。

1)指状驱替型：这种驱替类型主要表现为在水驱油过程中水驱初期时前缘表现为指状型分布。随着驱替过程的进行，指状型突进带就会慢慢的变宽，彼此之间就会连成了一大片，相比之下，没有连成片的区域就形成了绕流残余油。随着驱替时间的增加、压力的增大，部分区域便会形成指状-网状这种组合型的驱替方式。这类模型的有效孔隙体积平均值为0.049 mL，驱替出来体积平均值为0.005 mL，最终的驱替效率为25.70%。

2)网状驱替型：网状驱替可以说是指状和均匀驱替二者之间的过渡形式。这种驱替类型主要表现为在水驱油过程水驱前缘呈网状型分布，水流突破之后会在后缘处形成网状型的水驱油通道。随着驱替时间增加，压力增大，部分区域会出现均匀型的渗流或者少量的指状渗流。该类模型的有效孔隙体积平均值为0.051 mL，驱替出来体积平均值为0.008 mL，最终的驱替效率为29.83%。

3)均匀驱替型：通过显微镜的观察，在这个阶段，水流首先沿着阻力比较低的通道开始突进，短时间内就会在突破出口端，突破后水流的波及面积就会在平面上慢慢扩大。这种驱替类型主要表现为水驱油前缘推进相对均匀稳定，随着驱替时间的延长，压力的增大，模型的部分区域会出现网状型的渗流或少量的指状渗流。该类模型的有效孔隙体积平均值为0.056 mL，驱替出来体积平均值为0.011 mL，最终的驱替效率为36.82%。

表1 真实砂岩微观水驱油效率表

通过上述分析表明：在水驱油驱替的过程中，驱替类型主要存在均匀、网状和指状三种单一的驱替类型，并且三种驱替类型对应的模型的驱油效率是依次降低的。

指状驱替(2-8)1644.9 m

网状驱替(2-9)1649.87 m

均匀驱替(4-5)1742.46 m

3.2 残余油分布状态

残余油的形成机理相当复杂，它不仅仅和孔隙介质的结构、孔隙介质的表面性质以及油水的性质有关，而且还和驱替的条件有一定的关系。但是在这些影响因素中，孔隙结构起着主导的作用[10，11]。同时，由于储层物性的不同，在水驱油的过程中，残余油形成的方式和主要类型也不是都相同的。在显微镜下观察可以得到：存在的残余油类型主要有油滴卡断、绕流、油膜和角隅4种类型。实验过程中，综合分析可以得到：研究区的残余油类型主要有油膜残余油和绕流残余油；同时，指状驱替容易形成绕流、油膜型残余油；均匀、网状型驱替容易形成绕流、油膜和部分的角隅、卡断型残余油。具体的各种残余油类型如下(图2)所示。

1)卡断残余油：储层存在的非均质性以及孔隙分布的复杂性，使得在水驱油过程中，当注入水开始向中央扩散的时候，也就是当注入水由大孔隙进入小孔隙时，孔隙的毛细管力和驱动力就会急剧增大，最终会使得油流会在喉道处被卡断，形成了卡断残余油(图2a)。

2)绕流残余油：储层岩石的非均质性和孔隙结构分布的不均匀性，使得在水驱油的过程中，注入水首先通过阻力相对较小的孔隙，然后慢慢逐渐向两边进行扩散，从而形成了之后的水流通道，这样便自然而然就会形成大大小小的绕流残余油(图2b)。

3)油膜残余油：研究区的储层整体上呈现弱亲油的特点，储层的岩石矿物成分相对比较复杂。因此，大部分岩石颗粒的表面常常会以油膜的形式来吸附原油(图2c)。

4)角隅残余油：研究区储层岩石的润湿性在整体是亲水的，但是仍然有部分岩石颗粒的表面会吸附原油。这种现象会导致注入水在孔道中非匀速的向前推进，这样就会出现在孔道的中央或者边缘前进速度比其他的地区快，最后会出现不能完全彻底地驱出油，从而产生了角隅残余油(图2d)。

总的来说，研究区长2储层在水驱过程中存在的残余油类型主要包括油膜残余油和绕流残余油。和亲水储层相比，不同的是，比较少见角隅残余油和卡断残余油。

图2 不同的残余油类型

3.3 驱油效率的影响因素

影响水驱油驱油效率的因素有很多，包括储层物性、微观孔隙结构、储层的非均质性、驱替过程的驱替倍数以及粘土矿物类型等等。通过实验结果表明，储层的物性是影响研究区储层驱油效率的最主要因素；其次，微观孔隙结构和储层的非均质性也在一定的程度上也影响着驱油效率[9，12-16]。

3.3.1 储层物性

通过对实验现象的观察以及处理实验所得的数据，可以得出储层的物性状况是影响驱油效率的最主要的因素。具体来说，当储层的物性相对较好时，驱油效率相对比较高；当储层的物性较差时，驱油效率就比较低。通过相关性的研究可以得出，在总体的趋势下，驱油效率是随着孔隙度、渗透率的增大而增大；但具体来讲，孔隙度与驱油效率的相关性R2=0.4974，渗透率与驱油效率的相关性R2=0.5563，相比之下，孔隙度与驱油效率的相关性低于渗透率与驱油效率的相关性，这个可以说明物性、特别是受孔道宽窄制约的渗透率和驱油效率的关系更加密切。

3.3.2 储层非均质性

实验结果表明，模型非均质性的不同对驱油效率也有着很大程度的影响。通过在显微镜下观察非均质性相对较强的样品，当它们加压到一定的数值以后，流体在孔隙空间内部形成的渗流通道就会比较单一，这就会导致波及面积在一定程度上的受到了限制，使得驱替过后会形成了大簇状的残余油，最终将会导致驱油效率比较低。再者，结合压汞实验得出的数据，统计出部分样品的分选系数和驱油效率之间的关系，可以发现储层的变异系数和孔喉分选系数与驱油效率在总体呈现负相关性。也就是说，当变异系数和孔喉分选系数越大的时候，驱油效率就会越低；相反，驱油效率就会越高。这就可以说明储层非均质性也是影响驱油效率的一个比较重要的因素。

3.3.3 驱替压力和水驱倍数

1)驱替压力

实验过程中逐渐提高水驱油的驱替压力，就是说在某一个注水压力下，水驱样品不出油时就进一步提高注入水的压力。显微镜下观察可得，当提高注入压力时，样品的油水分布会出现两个方面的变化：一方面是孔隙中油膜的厚度会被减薄，甚至会被剥离；另一方面就是可能会驱替出之前形成的绕流残余油，在一定的程度上提高了驱替效率。也就是说，当提高注入压力后，水能够进入之前难以进入的区域，但是当压力提高到一定的程度后，渗流通道会基本的固定，水流会沿着渗流通道进行驱替。因此，如果继续加大压力的话对驱油效率的影响就会很小。(图3)。

长2整体孔喉较细小，水流网络稳定后水就难以波及到，因此水流网络稳定后，随着注水压力的加大，驱油效率增加的程度就会减小。Y219井1751.3 m的模型从1 PV到2 PV，随着注水压力的加大，注水波及面明显变大，驱油效率明显增大；从2 PV到3 PV，随着注水压力的加大，注水波及面就变化不大，驱油效率增加的程度也不大(图4)。

图3 不同驱替压力与驱油效率关系图

图4 Y-219井1751.3 m不同驱替压力下对驱油效率的影响

2)水驱倍数

图5 水驱油体积倍数与驱油效率关系图

图6 不同类型模型渗流特征全视域图

实验过程中，在压力保持不变的情况下提高注入水体积倍数，分别在水驱1 PV，2 PV，3 PV时统计残余油饱和度，并通过残余油饱和度来计算它们对应的驱油效率。对实验数据分析可得，提高注水体积倍数可以提高驱油效率。从1倍驱替到2倍驱替，驱油效率能够很大程度的提高；但是从2倍驱替到3倍驱替，驱油效率的提高速度就变慢了。这种情况主要是与水流的优势通道有关，就是当水流形成优势通道之后，注入水只会沿着优势通道向前推进，导致驱油效率基本保持不变(图5、图6)。

4 结论

(1)研究区长2储层微观水驱油的驱替类型主要有均匀、网状与指状三种类型，同时，三种驱替类型的模型的驱油效率依次降低。

(2)研究区长2储层的水驱残余油分布状态主要包括油膜残余油和绕流残余油，比较少出现角隅残余油和卡断残余油。

(3)储层物性是影响研究区长2储层驱油效率的最主要因素；相比较之下，微观孔隙结构和储层非均质性也是影响驱油效率的重要因素；并且，在一定压力范围内，提高注水压力可以很大程度的提高驱油效率，但是当压力增大到一定程度后，水流就容易形成优势通道，导致注入水只沿着优势通道向前推进，使得驱油效率的增加幅度会逐渐减小。

(4)通过进行水驱油实验得出的结论，对研究区后期的开发具有一定的指导意义。

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[责任编辑 李晓霞]

Analysis on Seepage Characteristics and Influencing Factors of Oil Displacement Efficiency of Chang 2 Reservoir in Jiyuan Oilfield

LI LI1，2,SUN WEI1，2,WEI Xiao-e1，2，HUO LEI1，2GAO XU1，2，LI Jing-yang3

(1.State Key Laboratory of Continental Dynamics,Northwest University,Xi′an 710069,China;2.Department of Geology,Northwest University,Xi′an 710069;3.Ansai Oil Production Plant,Yanchang Petroleum(Group)Limited Company,Yan′an 717400,China)

According water-flooding experiments with the real sandstone micro-model,this article mainly study on the micro-water driving oil percolation characteristics of reservoir,and the influence factors of oil displacement efficiency of Chang 2 reservoir in Jiyuan oilfield Yuan 214 for its tableland oilfield.The results show that micro water driving oil displacement type of the study area mainly has three types:homogeneous, reticular and finger.Oil displacement efficiency of homogeneous, reticular and finger decreased systematically. Residual oil distribution are mainly residual oil film and residual oil flow around(by-pass oil),pore edge and corner residual oil and card off residual oil are few. Physical property is the primary factor that affecting the effects of reservoir oil displacement.In certain pressure range,oil displacement efficiency can be increased effectively by increasing driving water pressure. However,when the pressure increases to a certain degree,the flow more easily to form dominant flow channels and driving water along with the dominant channel,which lead to increasing amplitude of the displacement efficiency becoming smaller. Microscopic pore structure and heterogeneity also influence oil displacement efficiency.Comprehensive analysis shows that the application of the above conclusion can be a reliable basis for reservoir development.

Jiyuan oilfield; reservoir property; displacement type; residual oil; oil displacement efficiency

2015-09-20

李 历(1990—)，男，陕西绥德人，西北大学硕士研究生。

P618.13

A

1004-602X(2015)04-0068-06