特低渗储层驱油效率影响因素分析

庞振宇，李 艳，王蓓蕾，黄春霞，段 伟，姚振杰

(1.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075；2.吉林省有色金属地质勘查局研究所，吉林长春 130012)

特低渗储层驱油效率影响因素分析

庞振宇1，李 艳2，王蓓蕾1，黄春霞1，段 伟1，姚振杰1

(1.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075；2.吉林省有色金属地质勘查局研究所，吉林长春 130012)

利用真实砂岩水驱油试验、恒速压汞、铸体薄片、扫描电镜、X衍射等试验手段，研究分析特低渗储层的驱替类型、剩余油赋存状态及影响驱油效率的主控因素。结果表明：研究区驱替类型主要有指状驱替型、网状驱替型和均匀驱替型，残余油类型以油膜残余油、绕流残余油为主，少见孔隙边缘及角隅残余油和卡断残余油。影响驱油效率的因素主要有微观孔隙结构及其非均质性、水驱倍数、驱替压力。孔隙结构特征参数中，孔喉半径比与驱油效率呈负相关关系，喉道半径平均值与驱油效率呈正相关关系，其中孔喉半径比对驱油效率的影响最为显著。在一定注水压力范围内，增大水驱倍数与注水压力，可以改善孔隙连通性，提高驱油效率。

特低渗储层；驱油效率；恒速压汞；驱替类型；孔喉半径比

我国低渗、特低渗透储层内部构型复杂，砂体垂向上多期叠置，非均质性强，孔隙和喉道细小，孔隙喉道类型多样，微观孔喉网络分布模式错综复杂，孔喉配位数不均一，孔喉连通程度差，油水渗流阻力大，油水分布关系复杂，存在相对高渗区，驱油效率低，水驱效果差[1-5]。本文利用真实砂岩微观模型水驱油试验，描述水驱油过程中不同水驱类型及微观剩余油分布特征，观察统计分析在不同水驱倍数、驱替压力下的驱油效率，并与微观孔隙结构特征相结合，分析影响低渗、特低渗储层驱油效率的主控因素。

1 真实砂岩水驱油试验

1.1 试验模型

试验所用砂岩模型样品尺寸为2.8 cm×2.5 cm，厚度约为0.6 mm，承压能力为0.2～0.3 MPa，耐温能力为100℃左右，加压耐温能力在80℃左右。试验用水参照各自研究区内地层水的矿化度，为了便于观察，配制的地层水中加入甲基蓝；试验用油同样参照研究区的地层油，配制而成后加入油溶红。甘谷驿唐157井区长6储层地层水的矿化度为48956.3 mg/L，地层原油的密度为0.8304 kg/m3，黏度约为6.382 mPa·s。

1.2 试验设备

微观模型试验系统由抽真空系统、加压系统、显微镜观察系统、图像采集系统4个部分组成。试验装置如图1所示。

(1)抽真空系统。

利用抽真空压力泵对模型进行抽真空，将模型孔隙中的空气排出，尽量降低试验过程中由于气体的原因造成的试验误差。

(2)加压系统。

采用氮气瓶加压，数字压力仪测压。

(3)显微观察系统。

以尼康体视显微镜为主，配有数码照相、录像系统。试验中可以随时观察各种现象并同时照相或录像，以便对重要的现象进行实时观察记录。

(4)图像采集系统。

该体系配有高分辨率的照相机和摄像头，可以将视频信号从摄像头中采集到计算机上。

利用真实砂岩微观水驱油模型进行微观水驱油试验的最大优点是，可以通过显微镜和图像采集系统直接观察流体在实际油层岩石孔隙空间的渗流特征。

图1 试验装置流程图Fig.1 The flow chart of experimental facility

1.3 试验步骤

(1)抽真空饱和水及液测渗透率。

(2)饱和油至束缚水状态。饱和油启动压力在15.3～80.5 kPa之间，平均值为40.37 kPa；原始含油饱和度在22.41%～66.47%之间，平均值为43.35%。

(3)水驱油至残余油状态。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(Ed)。

2 试验结果

试验结果显示，研究区长6储层驱替类型主要有指状驱替型、网状驱替型和均匀驱替型，残余油类型以油膜残余油、绕流残余油为主，少见孔隙边缘及角隅残余油和卡断残余油(图2)。

根据公式：驱油效率=(原始含油饱和度-残余油饱和度)/原始含油饱和度，得到驱油效率(Ed)，见表1。结果显示，研究区长6储层在1PV时驱油效率相对较低，平均值为19.05%，驱油压力相对较高；2PV时驱油效率平均值为23.77%，较1PV时平均提高4.72%；3PV时驱油效率平均值为24.45%，较2PV时平均提高0.68%，提升幅度不大。3PV时只是改善了储层中优势通道的物性，增大了注入水的流速，并没有实质性的提高波及体积，导致驱油效果未有实质性提高。

图2 研究区不同的水驱油类型Fig.2 Different types of water flooding in study areaa.指状驱替，唐151井，575.34m,×30;b.网状驱替，唐138井，567.1m,×20;c.均匀驱替，唐135井，575.62m,×30

井号井深/m层位原始含油饱和度(Soi)/%驱油效率1PV/%2PV/%3PV/%唐151596．00长61342．3023．7729．8130．38唐137545．40长61239．3821．1628．7230．68唐138561．48长62245．7016．1319．6921．26唐115356．23长61251．9829．0831．3832．45唐155660．91长61366．4727．9031．7433．68唐142447．20长61232．4112．1115．0816．48唐151575．22长61244．2124．1826．2527．96唐137589．05长62258．2316．9519．6520．88唐135575．62长61236．3218．7622．6324．73唐138515．34长61255．9714．7317．3718．18唐138567．10长62261．7216．6218．1619．68唐142469．70长62135．7613．1715．7317．09

3 驱油效率影响因素分析

3.1 物性对驱油效率的影响

研究区长6储层物性较差，驱油效率整体偏低。在微观渗流试验中，渗流阻力大，注入水驱替困难，渗流路线单调，渗流通道连通性差，水驱油效率低[6-9]。孔隙度、渗透率与驱油效率相关系数分别为0.1686和0.2545，孔隙度、渗透率与驱油效率相关性不高，(图3)。这是因为特低渗储层的孔隙和喉道细小，粗喉道较少，连通性差，有效孔隙和喉道的发育程度与孔隙度、渗透率之间不具有明显的相关性，造成部分样品渗透率很高，驱油效率却很低，而部分渗透率较低的样品却具有较高的驱油效率。

图3 物性与驱油效率相关关系Fig.3 The relationship between physical property and oil displacement efficiency

3.2 微观孔隙结构对驱油效率的影响

不同孔隙结构中的油水具有不同的渗流特征，不同的渗流特征必然导致水驱油效果的不同。形成微观残余油的机理一般认为是“润湿性捕集”和“毛细管捕集”，并认为后者形成的残余油数量大于前者，而孔隙结构特征是控制毛细管压力的主要因素，因此微观孔喉发育程度及分布模式对水驱油效率影响显著[10-15]。

将真实砂岩水驱油试验结果与恒速压汞试验结果相结合，发现残余油的形成主要与孔喉半径比和喉道半径的大小关系密切。从图4a中可以看出，孔喉半径比与驱油效率呈明显的负相关关系，相关系数为0.8505；随着孔喉半径比的增大，驱油效率不断降低，当孔喉半径比增大到519.7η时，驱油效率降低到17.09%。孔喉半径比越大，越容易产生贾敏效应，非湿相越容易卡断，导致驱油效率降低。

从图4b中可以看出，喉道半径平均值与驱油效率呈明显正相关关系，相关系数为0.6384；随着喉道半径平均值的增大，驱油效率不断增加，当喉道半径平均值增大到2.651 μm时，驱油效率增大到33.62%。

研究区存在自生石英/石英加大、碳酸盐胶结以及黏土矿物的充填等现象，导致小颗粒在大颗粒之间的空隙内充填，颗粒与颗粒之间的接触更紧密，颗粒间胶结作用明显，从而粒间孔之间喉道半径变小、连通性较差，间接导致驱油效率变低。孔喉分选系数的大小反映储层微观孔隙结构非均质性的强弱，孔喉分选系数越大，分选越差，微观非均质性越严重。从图4c可知，随着微观孔喉分选系数的增大，微观非均质性不断增强，驱油效率不断降低。主要表现为：注入水沿大孔道推进，绕过连通性较差或细小孔隙群，导致这些地方的油滞留下来形成残余油。如模型唐142井469.7 m，由于模型内部孔隙结构的非均质性强，在水驱油过程中存在大量未波及区域，导致最终驱油效率较低(图5)。

图4 微观孔喉结构参数与驱油效率相关关系Fig.4 The relationship between micropore throat structure parameters and oil displacement efficiency

图5 唐142井469.7 m水驱油全视域Fig.5 Tang 142 well 469.7 m water flooding visual field

3.3 水驱倍数对驱油效率的影响

研究区微观砂岩模型结构致密，驱替速率缓慢，但随着水驱倍数的增加，最终驱油效率有所提高。水驱体积倍数越大，水驱油效率越高，但是在达到一定驱替倍数或驱替时间后，驱油效率变化不大。本试验是在压力保持不变的前提下提高注入水体积倍数，分别在水驱1PV、2PV、3PV时统计残余油，并计算其驱油效率。试验结果表明，提高注水体积倍数能提高驱油效率，1PV～2PV驱替，驱油效率提高显著；2PV～3PV驱替，驱油效率提高速率变慢；3PV之后，驱油效率提高幅度变缓。这主要与渗流优势通道相关，一旦相对高渗的优势通道形成之后，注入水将只沿优势通道推进，提高驱替倍数只是提高了注入水的流速，无法继续扩大波及面积，致使驱油效率基本不变(图6)。

注入水体积倍数对提高驱油效率来说有正反两方面的影响。

3.3.1 积极方面

(1)冲散岩石颗粒表面的胶结物，使原来被黏土矿物堵塞的孔道重新打通，提高驱油效率。

(2)促使孔道变大、增粗，从而使孔隙连通性变好，进而可以提高驱油效率。

3.3.2 消极方面

提高注水倍数的同时也延长了水驱时间，长时间冲刷储层，使得：

图6 水驱油体积倍数与驱油效率关系图Fig.6 The relationship between water displacement volume multiple and oil displacement efficiency

(1)大孔隙更大，渗透率增加，喉道增大且大喉道数量增加，整体物性变好；但孔喉半径比增大，优势通道的优势地位得到进一步加强，微观非均质性更加突出，驱油效率降低。

(2)黏土矿物被冲散，一方面堵塞部分孔道，使微观孔喉半径变小，遇水膨胀，也会堵塞孔道；另一方面冲散后的黏土矿物大大增加了比表面积，从而降低了可动流体饱和度，对储层造成伤害，导致驱油效率降低。

因此，在实际注水开发过程中应确定一个合理的、符合油藏实际的注入水体积倍数。

3.4 注水压力对驱油效率的影响

在一定注水压力范围内，提高注水压力可显著提高驱油效率。形成这一趋势的主要原因是：随着压力的攀升，注入水不断克服界面张力和黏滞力造成的阻力，加快了注入水的流速，同时有效克服了细微喉道产生的毛细管力，增加了水驱油的通道，注入水由较大级别孔隙进入下一级细小孔隙，提高了驱油效率；随着注水压力的上升，地层中的压力得到了一定程度的恢复，导致微观孔喉结构中的油膜厚度变薄，降低了储层的束缚水饱和度，提高了可动流体饱和度，驱油效率也相应增大。但是注水压力提高到一定程度后，相对高渗透的优势渗流通道基本成型，再加大压力，仅仅是提高了注入水沿优势通道的流速，并未进一步扩大波及面积，因此对驱油效率影响程度较小。

4 结论

(1)研究区驱替类型主要有指状驱替型、网状驱替型和均匀驱替型，残余油类型以油膜残余油、绕流残余油为主，少见孔隙边缘及角隅残余油和卡断残余油。

(2)影响驱油效率的因素主要有物性、微观孔隙结构及其非均质性、水驱倍数、驱替压力等。孔隙结构特征参数中，孔喉半径比对驱油效率的影响最为显著。

(3)在一定注入压力范围内，增大水驱倍数与注水压力，可以改善孔隙连通性，提高驱油效率。然而，长时间冲刷储层：①会导致优势通道的优势地位得到进一步加强，微观非均质性更加突出，驱油效率降低。②使黏土矿物被冲散，一方面堵塞部分孔道，使微观孔喉半径变小，遇水膨胀，也会堵塞孔道；另一方面冲散后的黏土矿物大大增加了比表面积，从而降低了可动流体饱和度，对储层造成伤害，导致驱油效率降低。

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AnalysisofInfluenceFactorsofOilDisplacementEfficiencyinUltra-lowPermeabilityReservoir

Pang Zhenyu1, Li Yan2, Wang Beilei1, Huang Chunxia1,Duan Wei1, Yao Zhenjie1

(1.ResearchInstituteofShaanxiYanchangPetroleum(Group)Co.,Ltd.,Xi＇an,Shaanxi710075,China;2.InstituteofBureauofNonferrousMetalGeologicalProspectingofJilinProvince,Changchun,Jilin130012,China)

The flooding type, residual oil occurrence and main factor of controlling reservoir oil displacement efficiency in ultra-low permeability reservoir have been analyzed by using water-flooding experiments with the real sandstone micro-model, constant-rate mercury injection technology, casting thin-sections, scanning electron micrograph observations, X-ray diffractions and so on. The results showed that flooding types include finger flooding, reticular flooding and homogeneous flooding in study area. 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. Microscopic pore structure, displacement pressure and multiple of displacement volume are primary factors that affecting the effects of reservoir oil displacement. There is a negative correlation between pore throat radius ratio and oil displacement efficiency. There is a positive correlation between the average throat radius and oil displacement efficiency. The pore throat radius ratio is the primary factor that affecting the effects of reservoir oil displacement in pore characteristic parameters. In certain pressure range, oil displacement efficiency can be increased effectively by increasing displacement volume and displacement pressure．

ultra-low permeability reservoir; oil displacement efficiency; constant-rate mercury injection technology; flooding type； pore throat radius ratio

陕西省科技统筹创新工程“陕北致密砂岩油藏CO2驱提高采收率关键技术研究及先导试验”(2014KTZB03-02)、国家重点研发计划政府间专项“碳捕集、封存、利用的示范及新一代技术研发”(2016YFE0102500)、国家科技支撑计划课题“CO2埋存与提高采收率技术”(2012BAC26B03)联合资助。

庞振宇(1984—)，男，吉林省吉林市人，博士，工程师，现主要从事油气藏精细描述及开发地质研究工作。邮箱：pangzhenyu0624@163.com.

王蓓蕾(1983—)，女，陕西渭南人，硕士，工程师，现主要从事CO2驱提高采收率方向的研究工作。邮箱：leilei8020207@163.com.

TE327

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