延长油田东部长2～长6油层非达西渗流特征及渗透率动用下限研究

高海龙

(延长油田股份有限公司勘探开发技术研究中心，陕西延安 7160002)

延长油田东部长2～长6油层非达西渗流特征及渗透率动用下限研究

高海龙

(延长油田股份有限公司勘探开发技术研究中心，陕西延安 7160002)

摘要：延长东部油区多为超、特低渗透油藏，储层渗透率低，绝大部分区块仍以天然能量开发为主，存在地层能量注水见效差、产量低、递减大等问题，给东部油区稳产造成较大的困难。在统计分析了延长东部油田储层渗透率及孔喉特征基础上，对储层非达西渗流特征进行室内实验，分析其启动压力梯度对不同渗透率储层注水开发的影响，并评价储层有效动用下限，认为在目前注水开发技术条件下，渗透率小于0.5×10-3μm2的储层其孔喉半径大多小于0.2 μm，注水难以见效；渗透率(0.5～1.0)×10-3μm2的储层部分井能见效，但总体上注水见效差。

关键词：延长油田；渗流特征；启动压力梯度；储层动用下限

1延长油田东部储层特征评价

延长东部油田研究区包括蟠龙、南泥湾、七里村、甘谷驿、王家川、青化砭等8个油区。各油区沉积环境不同且开发程度各有差异，需要研究不同沉积环境条件下储层特征及开发效果，主要涉及长2油层组(如蟠龙下坪区，辫状河沉积)、长4+5油层组(如南泥湾采油厂松700区块，三角洲平原沉积)、长6油层组(如七里村野猪峁井区，三角洲前缘沉积)3个油层组，其中以长6油层组为主，油层主要为特低孔超低渗，孔隙度平均为8%左右，渗透率主要为(0.3～1.5)×10-3μm2(表1)。

通过对典型区块压汞实验数据分析，建立研究区孔喉半径与渗透率的关系(图1)。

图1　研究区储层喉道中值半径与渗透率关系图

2非达西渗流特征研究

流体在多孔介质中渗流时，始终存在着固液(气)两相间的表面作用，尤其对低渗透油藏非常明显。在低渗透储层中流动时，液体必须克服液体与岩石之间的阻力后才能流动，使储集层视渗透率减小，并且当压力差达到一定程度液体才开始流动，这就是所谓的油藏具有启动压力现象[1-4]。

对研究区16块天然岩心进行室内驱替实验。实验温度为室温(25 ℃)，实验流体采用蒸馏水和抽真空煤油，用氮气将煤油推入岩心，通过调节氮气瓶出口压力来控制岩心两端的驱替压差。蒸馏水和煤油的黏度分别取1.0、1.25mPa·s。

实验结果见图2，可以看出压差与流速之间存在非线性关系；计算了16块岩心“压差-流速”实验数据拟合二次多项式系数(表2)；渗透率与启动压力梯度之间为乘幂关系(图3)，渗透率为1×10-3μm2时，启动压力梯度约为0.05MPa/m。

可见，低渗透尤其是特低渗透超低渗透储层渗流存在启动压力梯度，实际注水开发过程中要根据油藏地质情况，优化井网和注采井距，适当提高注水压力，对注入能力差的层实施增注措施。

图2　驱动压力梯度与流速的关系

表2　岩心“压差-流速”实验数据及拟合二次多项式系数统计

图3　启动压力梯度与渗透率的关系

3渗透率动用下限研究

3.1试油趋近法

张玉涛等针对压裂前井点附近的储层物性与压裂后裂缝所沟通的基质储层物性存在一定的差异，以及超、特低渗透层存在启动压力梯度的特点，在试油法的基础上提出了采用试上限定下限的试油趋近法[5]。

为了使渗透率技术动用下限更加准确，选择的试油层段是取心井，为单层试油，油层有效厚度2m以上。渗透率的取值采用算术平均值，对于渗透率比较低的储层，特别是储层的平均渗透率接近有效厚度物性下限标准的储层，渗透率的取位采用相应储层渗透率的最大值[6-9]。图4、图5是建立的油层、干层渗透率与孔隙度的关系，得到长2～长6油层物性下限(表3)。

表3　东部典型区块长2～长6油层试油物性下限表

图4　蟠龙长2油层试油孔隙度渗透率交会图

图5　七里村长6油层试油孔隙度渗透率交会图

3.2 启动压力法

按照150m的注采井距计算、启动压力梯度为0.1MPa/m时，对应渗透率为0.45×10-3μm2，启动压力为15MPa，这样储层难以注水开发。渗透率为1×10-3μm2时，对应启动压力梯度为0.05MPa/m，150m注采井距启动压力为7.5MPa，这样储层可以注水开发(表4)。

表4　不同渗透率储层水驱适应性评价

3.3可动孔喉半径法

利用沃尔公式求最小流动孔喉半径，该方法以等孔隙体积增量为基础，求每一个孔隙体积间隔中渗透率贡献值及累计渗透能力[10-12]。

沃尔公式为：

∑K=ΔKi

式中：ΔKi——区间渗透能力贡献值，%； ∑K——累计渗透能力，%；i——等量孔隙体积间隔序号；ri——相应的孔隙半径，μm。

取累计渗透能力99.99%的孔隙半径为最小流动半径，为0.131μm，根据喉道半径和渗透率的关系计算长2、长4+5、长6油层在该孔喉半径时对应渗透率分别为1.298×10-3μm2，0.594×10-3μm2，0.405×10-3μm2。

3.4渗透率动用下限确定

通过对东部油田储层物性特征、启动压力梯度及渗透率动用下限研究，认为：

渗透率小于0.45×10-3μm2的岩心，启动压力梯度大于0.1MPa/m，长4+5油层平均喉道半径小于0.18μm，长6油层平均喉道半径小于0.1μm，喉道主要分布在小于0.2μm以下的区域，这类储层以微喉道为主，目前条件下难以动用。

渗透率在(0.45～1.00)×10-3μm2的岩心，启动压力梯度在0.05～0.1.00MPa/m，长4+5油层平均喉道半径在0.20～0.25μm，长6油层平均喉道半径在0.10～0.15μm，这类储层以微细喉道为主，有部分细喉道，目前水驱开发难度较大。

渗透率在(1.00～2.00)×10-3μm2的岩心，启动压力梯度小于0.05MPa/m，长4+5油层平均喉道半径在0.25～0.40μm，长6油层平均喉道半径在0.15～0.25μm，这类储层以微细喉道为主，有部分细喉道，目前水驱开发难度较大。这类储层以微细～细喉道为主，有一定的开发潜力，需要实施合理的开发技术政策，是目前注水开发攻关的目标。

渗透率大于2.00×10-3μm2的岩心，平均喉道半径在2μm以上，该渗透率范围内的储层以细～粗喉道为主，从注水开发角度看，其开发难度不大。

4结论与认识

(1)延长东部油田油层孔隙度平均为8%左右，渗透率主要为(0.3～1.5)×10-3μm2，为超、特低孔超低渗。

(2)利用试油法得到东部油田长2、长4+5、长6油层渗透率下限分别为0.54×10-3μm2、0.49×10-3μm2、0.32×10-3μm2。

(3)启动压力梯度法表明，按照150m的注采井距计算，渗透率小于0.45×10-3μm2的储层难以注水开发，渗透率大于1×10-3μm2时适合注水开发。

(4)综合认为渗透率小于0.5×10-3μm2的储层其孔喉半径多小于0.2μm，在目前注水开发技术条件下见效难，渗透率为(0.5～1)×10-3μm2的储层部分井能见效，总体上注水见效差。

参考文献

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编辑：李金华

文章编号：1673-8217(2016)02-0080-04

收稿日期：2015-10-21

作者简介：高海龙，高级工程师，1968年生，1989年毕业于石油大学(华东)地质勘查专业，现从事科研和管理工作。

中图分类号：TE357.6

文献标识码：A