镇28区长3油藏微观水驱油及影响因素研究

王联国，高星星，兰圣武，张威望，胡克来，康永梅

(1.长庆油田分公司第十一采油厂，陕西西安 710018；2.中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室，北京 102249)

镇28区长3油藏微观水驱油及影响因素研究

王联国1，高星星2，兰圣武1，张威望1，胡克来1，康永梅1

(1.长庆油田分公司第十一采油厂，陕西西安 710018；2.中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室，北京 102249)

本文应用真实砂岩微观模型水驱油渗流试验，结合常规物性、铸体薄片、高压压汞等测试资料，研究了镇28区长3储层微观水驱油特征及驱油效率的影响因素，为油田有效开发提供了科学依据。研究结果表明：长3储层微观渗流路径为指状驱替和网状驱替两种，在同一试验条件下指状驱替的驱油效率明显小于网状驱替；残余油类型主要为油膜、角隅、卡断、绕流残余油；储层物性是影响驱油效率的主要因素，在水驱压力不变的情况下，随着水驱倍数的增加，驱油效率明显提高，但大于某一临界值时，增加幅度减小。因此在水驱油藏开发过程中应注重将生产动态资料和岩心水驱油渗流试验相结合，设计具有针对性的开发工艺来提高驱油效率。

微观水驱油；渗流特征；剩余油分布；驱油效率

鄂尔多斯盆地是目前国内外低渗及致密砂岩油藏注水开发的典型主战场之一[1-3]。近年来长庆油田的勘探开发实践证实，该类油藏微观水驱油机理是制约驱油效率提高的核心问题[4-5]。镇28区块于2005年开始建产，主要开发长3储层，随着开发深入，层间矛盾逐步加剧，水驱状况持续变差，开发形势严峻。因此，需要研究镇28区长3储层的微观水驱油机理，为合理制定油藏开发调整措施，进一步提高水驱开发效果提供理论指导和依据。

目前国内外在进行模拟水驱油试验研究时主要采用仿真模型和真实砂岩储层模型两种方法[6-8]。真实砂岩微观模型试验在表征油气藏微观渗流机理方面具有直观性、实用性、科学性的优点[9]，并且通过显微镜和图像采集系统可实现流体在孔隙中的渗流动态的可视化，因而应用比较广泛[10-15]。本文通过真实砂岩微观模型试验，结合常规物性、铸体薄片、高压压汞等测试资料，对镇28区长3储层微观水驱油特征及其影响因素进行了研究。

1 储层基本特征

镇28区位于鄂尔多斯盆地西南部，隶属镇北油田。该区延长组沉积时期的基本构造形态为西倾单斜且坡度平缓，与陕北斜坡带相比，具有物源供给较近、沉积速度较快的特点[16]。岩性以中—细粒长石岩屑质石英砂岩为主。区内长3储层平均面孔率为12%，平均孔隙半径为70.7 μm，平均喉道半径为11.7 μm。孔隙类型主要为粒间孔和长石溶孔，喉道类型主要为孔隙缩小型、缩颈型喉道和片状或弯片状喉道。孔喉分选中等，主要分布在1.48～6.88 μm，排驱压力、中值压力较低，最大进汞饱和度较高，可达90%左右，退汞效率较低，平均为29.86%，表明储层中存在大量的纳米级喉道、细小喉道与孔隙串联配置，导致储层连通性差。储层渗透率变化范围在0.0766～5.4038 mD之间，平均值为2.22 mD，孔隙度变化范围在5.01%～14.59%之间，属于低孔低渗透储层[17]。

2 微观水驱油试验

试验所用砂岩模型，是在保持原岩心的基本性质和孔隙结构的条件下，经洗油、烘干、切片、磨平等一系列工序后，粘贴在两片玻璃之间制作而成。样品尺寸一般为2.8 cm×2.5 cm，厚度约0.6 mm，承压能力为0.2～0.3 MPa，常压耐温能力为100℃左右，加压耐温能力在80℃左右。本次试验共制作真实砂岩微观模型5块，各模型的物理参数见表1。

表1 真实砂岩微观模型物理参数表Table 1 Physical parameters table of the real sandstone micro-model

微观水驱油试验由抽真空系统、加压系统、显微镜观察系统、图像采集系统4个部分组成。主要试验步骤包括：①将模型抽真空饱和地层水，测量液体渗透率；②进行油驱水试验至束缚水饱和度，统计计算原始含油饱和度；③水驱油至模型1倍孔隙体积，录像、拍照，确定模型的水驱油入口压力(启动压力)，统计砂岩模型剩余油饱和度，依次类推，水驱至2倍、3倍孔隙体积，并计算驱油效率。

3 微观水驱油特征

3.1 水驱油特征

对5块真实砂岩微观模型进行水驱油试验，

试验结果见表2，可以看出镇28区长3储层的最终驱油效率总体上较低，平均为22.5%。由于样品物性较差、孔喉的非均质性较强，注入水渗流路径主要以指状驱替和网状驱替为主，且网状驱替的驱替效率要比指状驱替高。

(1)网状驱替(图1)。

注入水进入饱和油模型后，水驱前缘呈网状或少量指状突进；随着时间延长、压力增大，模型部分区域会形成均匀状或者少量指状渗流；在中高含水期，渗流路径逐渐增多、增宽，整体呈现网状驱替，指状渗流区域较少。该类模型有效孔隙相对发育，孔喉连通性较好，液测渗透率平均值为3.05 mD，最终驱油效率为26.63%。

表2 微观水驱油试验结果表Table 2 Experimental results of microscopic water flooding

图1 5号模型指状驱替Fig.1 Finger displacement of model 5

图2 15号模型网状驱替Fig.2 Mesh displacement of model 15

(2)指状驱替(图2)。

注入水进入饱和油模型后，主要沿几条阻力较小的路径前进较快，形成突进渗流通道，呈指状；随着驱替时间延长，模型局部会形成指状-网状驱替渗流；在中高含水期，渗流路径增多，前缘优先到达出口后逐渐向四周扩散相互交织，容易形成绕流区域。该类模型有效孔隙发育差、孔喉连通性差，液测渗透率平均值为1.19 mD，最终驱油效率为16.35%。

3.2 水驱剩余油分布特征

在进行微观水驱油试验过程中发现：模型在初始低压驱替时，水驱初期前缘成指状分布，模拟地层水以2条以上线路进入模型进行水驱油。模型结束时(模型出口见水)，主体水线基本形成。注入水在继续驱替时，部分指状突进逐渐变宽，有的形成新的支流水线，未形成水网；有的相互之间逐渐连成一片，形成小规模的水网。继续加压驱替时，部分模型会形成新的主体水线，但大部分模型在加压继续驱替时，只能形成新的小支流水线，而且这些水线驱替面积较小，对驱油效率的贡献有限。通过观察研究可以看出，储层模型水驱油前缘形成水网，未连片的地方形成绕流，有残余油存在，其赋存形式主要有油膜残余油、角隅残余油、卡断残余油和绕流残余油(图3a～3d)。网状驱替型主要为绕流、油膜及部分角隅、卡断残余油；指状驱替型主要为绕流、油膜残余油。

4 驱油效率影响因素分析

4.1 储层物性

在相同的试验条件下，研究区样品的驱油效率与孔隙度的相关程度(R2=0.2433)较低(图4)，但与渗透率的相关程度(R2=0.8179)相对较高(图5)。对于低孔低渗储层，由于微观孔道整体上较小且所占比例较大，孔隙度和渗透率与有效孔隙的发育程度之间的相关性较差，主要取决于喉道，也是渗透率的主要表征参数；因此与渗透率相关的程度较高，这也造成注入水驱替路径单调，导致最终驱油效率低。但驱油效率并不是随着渗透率的增加而无限增加，在达到某一值时驱油效率有下降的趋势，因此对低渗透储层进行改造时，需要设计合理的改造规模，避免因过度改造带来负面影响。

图3 残余油类型Fig.3 The types of residual oila.15号油膜残余油;b.5号绕流残余油;c.19号卡断残余油;d.15号角隅残余油

图4 驱油效率与孔隙度关系图Fig.4 Relationship between oil displacement efficiency and porosity

图5 驱油效率与渗透率关系图Fig.5 Relationship between oil displacement efficiency and permeability

4.2 驱替路径

由表2可知，注入水进入模型后沿不同的路径驱替得到的驱替效率有明显的差异。指状驱替平均驱油效率只有16.35%，而网状驱替的驱油效率达到了26.63%。因此，在实际生产中，应采取压裂、调剖或者酸化等工艺改善油藏物性的非均质性，有利于改善水驱渗流路径，从而提高最终的水驱油效率。

4.3 驱替倍数

试验中提高注入水的体积倍数，得到在水驱至 1PV、2PV和3PV时的驱油效率(图6)。从试验结果可以看出，当水驱从1PV到2PV时驱油效率显著提高，平均提高了5.47%；当水驱从2PV到3PV时驱油效率变化相对缓慢，平均提高了1.38%；而当注入水达到3PV后驱油效率变化极小，这主要与水流优势通道相关，当水流的优势通道形成以后水流的路径基本不发生变化，驱油效率变化不明显。因此在实际生产中要把握合理的注水倍数。

图6 驱油效率与驱替倍数关系图Fig.6 Relationship between displacement efficiency and displacement multiple

5 结论

(1)镇28区长3储层水驱油最终驱油效率低，平均为22.5%；在微观水驱油过程中渗流路径主要为指状驱替和网状驱替，且指状驱替的驱油效率(平均为16.35%)明显低于网状驱替的驱油效率(平均为26.63%)。

(2)水驱残余油类型主要为油膜、角隅、卡断和绕流残余油，且网状驱替型主要为绕流、油膜及部分角隅、卡断残余油；指状驱替型主要为绕流、油膜残余油。

(3)通过对驱油效率影响因素的分析得出：研究区应加大物性较好区域的开发力度，对渗透率低的区域应实施压裂、调剖或者酸化等工艺改善油藏物性的非均质性，提高储层渗透率，同时改善水驱渗流路径，以提高驱油效率；在一定的注水压力下，适当提高水驱倍数也可大幅度提高驱油效率。

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MicroscopicWaterFloodingCharacteristicsandItsInfluenceFactorsofChang-3ReservoirinZhen-28Area

Wang Lianguo1, Gao Xingxing2, Lan Shengwu1, Zhang Weiwang1,Hu Kelai1, Kang Yongmei1

(1.No.11OilProductionPlantofChangqingOilfieldCompany,xi＇an,Shaanxi710018,China; 2.MOEKeyLaboratoryofPetroleumEngineering,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China)

This paper has studied water flooding characteristics and its influence factors of Chang-3 reservoir in Zhen-28 area by microscopic water flooding seepage experiment with conventional physical properties and high-pressure mercury injection, provided scientific basis for effective development of oilfield. The results showed that the microscopic seepage paths of Chang-3 reservoir include finger displacement and mesh displacement, and displacement efficiency of the finger displacement is less than that of mesh displacement under the same experimental conditions; the main types of residual oil flow around the grain or be stuck ,and oil slick or caecum residual oil. Reservoir property is the main factor affecting oil displacement efficiency, under the condition of constant water flooding pressure, the oil displacement efficiency increases with the increase of water flooding times, but more than a critical value, the increase amplitude decreases. Therefore, we should pay attention to combine the production dynamic data and core water flooding seepage experiment, in the development process of water flooding reservoir, design a targeted development process to improve oil displacement efficiency.

Microscopic water flooding; seepage characteristics; remaining oil distribution; oil displacement efficiency

王联国(1977—)，男，陕西礼泉人，硕士研究生，高级工程师，主要从事油田勘探与开发地质研究工作。邮箱：wlg_cq@petrochina.com.cn.

TE327

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