红河油田长8裂缝性致密储层微观水驱油特征

，，.

(中国石化华北油气分公司勘探开发研究院，河南郑州 450006)

裂缝性油气藏与常规孔隙型油气藏相比，在储层孔隙结构和驱油机理等方面有着显著的区别，典型特征是基质储层喉道狭小，同时裂缝较发育，注水常沿裂缝快速推进而难以进入基质驱油，导致有效开发难度大[1-3]。前人已针对此类油藏开展了大量的室内试验、理论研究和矿场试验，孙卫、曲志浩等[2]提出裂缝性双重孔隙介质储层注水过程中存在3种驱油方式；付晓燕、孙卫[4]采用真实岩心研究了水驱油过程中流体的渗流特征和残余油分布规律；何文祥等[5]重点探讨了储层物性、注入体积倍数、水驱速度及驱动压力等对驱油效率的影响；黄俊等[6]指出启动压力梯度和应力敏感性是影响注水开发低渗透油藏效果的重要因素；任大忠等[7]通过恒速压汞、核磁共振等试验研究，认为致密低渗储层喉道大小及分布规律与水驱油渗流规律密切相关。这些研究工作指出了裂缝性致密低渗油藏注水开发需要克服的主要技术难点，因此明确其驱油机理，进一步提高开发水平是当前急需深入研究和解决的重要课题。

本次研究的红河油田位于鄂尔多斯盆地南部，受盆地西南缘多期构造运动影响，区内局部发育NEE、NW向断层，且断层附近常发育高角度构造伴生裂缝[8-9]。三叠系延长组长8油层组是该地区主力油层，属辫状河三角洲前缘沉积，水下分流河道砂是主要储集体；砂岩颗粒以细粒、极细粒为主，受后期成岩作用影响，基质储层孔喉组合以小孔—微细喉为主[10]，渗透率普遍低于1.0 mD；同时由于发育裂缝，注入水常常沿裂缝快速推进而导致采油井易发生水窜和水淹，开发效果不理想[7]。

因此重新认识长8储层的微观孔喉和水驱油特征，积极探索合理的注水开发技术政策是实现有效开发的必然之路。由于储层渗透率低，流体与固体之间的相互作用非常强烈，导致多孔介质中的渗流规律明显偏离达西定律，即存在启动压力梯度，流体必须克服这一门槛才能流动[11]。为此针对长8储层重点开展了恒速压汞、低速非达西渗流、注水适应性评价以及不同模式下的水驱油等试验，在获取了长8储层微观孔隙表征参数(微观孔喉大小、孔喉组合、启动压力梯度等)的基础上，明确了不同条件下(不同注入体积倍数、不同注入速度、不同类型储层及组合方式等)的水驱油特征，揭示了裂缝性致密储层注水采油具有驱替—渗吸协同作用。将室内试验成果应用到矿场注水试验，建立了适合长8裂缝性致密储层的有效注水技术政策，为此类油藏实现有效开发提供了技术依据。

1 储层微观特征

1.1 微观孔喉特征

低渗透储层根据渗透率的大小通常划分为三大类，即渗透率在10～50 mD为一般低渗，渗透率在1～10 mD为特低渗，而渗透率在0.1～1 mD为致密—超低渗储层[12]。根据常规物性试验分析结果，红河油田长8储层渗透率普遍小于1.0 mD，结合铸体薄片分析结果，颗粒间的接触关系以线和凹凸状为主，颗粒支撑类型；主要粒径为0.15～0.45 mm，以细粒、极细粒碎屑颗粒为主；孔隙类型以剩余粒间孔为主，平均孔隙直径为18.6 μm；喉道类型以片状、弯片状为主，孔喉组合方式复杂，连通性较差，为典型超低渗储层。

喉道大小是制约储层渗流能力的关键因素，关系开采效果的好坏[13]，而常规的试验分析方法难以将孔隙、喉道有效区分开来，因此采用恒速压汞室内试验，实现了对孔隙、喉道大小及数量的测量[14-15]。在对红河长8储层岩心常规物性分析的基础上，优选不同渗透率级别的样品，揭示了其微观孔喉特征。测试结果表明，长8储层最大喉道半径为1.66 μm，平均喉道半径为0.82 μm。

通过建立平均喉道半径与渗透率的关系，长8储层平均喉道半径与渗透率呈良好正相关关系，即平均喉道越大，储层渗透率越高(图1)。不同渗透率岩心喉道对渗透率的贡献率存在较大差异(图2)，其中渗透率较小的岩心，由于喉道半径集中在低值区，且分布区间窄、峰值高；随着岩样渗透率的增大，贡献率曲线跨度越来越大，同时贡献率曲线峰值开始向高值区移动，且区间较宽，这说明对于渗透较大的岩心，渗透率主要由较大半径的喉道贡献。

图1 长8储层平均喉道半径与渗透率的关系Fig.1 Relationship between average throat radius and permeability of Chang-8 reservoir

图2 不同渗透率岩心喉道对渗透率的贡献率Fig.2 Contribution of core throat with different permeability to permeability

1.2 非达西渗流特征

1.2.1 启动压力梯度

由于低渗透储层喉道细小，流体在流动过程中受到固壁的作用较大，因此使壁面的流体性质发生变化，呈现出非牛顿流体的特征；并且孔隙壁面上存在一层吸附液膜，随着压力梯度的变化，吸附在壁面的液膜厚度也发生变化，因此其在渗流过程中表现出非线性特征，即存在启动压力梯度[6,11-15]。

红河长8储层平均最小启动压力梯度为0.082 MPa/m，平均拟启动压力梯度为0.255 MPa/m。通过建立启动压力梯度与渗透率的关系，结果表明渗透率越高，最小启动压力梯度和拟启动压力梯度越低；反之，驱动流体流动所需克服的阻力越大，启动压力梯度也就越大。

1.2.2 非线性渗流理论模型

致密低渗储层微观孔喉测试结果表明：对不同渗透率级别的岩心，其孔道大小及分布性质差别不大，差别主要体现在喉道大小及分布上，表明其储层性质主要受喉道控制，即喉道大小决定了储层渗流能力的高低。同时也可以看出致密低渗储层中小的喉道半径所占的比例较高，而且由于发育裂缝导致储层应力敏感性较强，因此储层渗透率随压力梯度的变化而发生变化。根据理论研究，结合对致密砂岩油藏的大量试验研究工作，提出了非线性渗流观点[16]，认为：

(1)致密砂岩油藏某一点的有效渗透率不应是定量，而应是随压力梯度变化的变量。

(2)致密砂岩油藏流体在油藏中渗流时存在3个区域：油藏中的压力梯度小于真实启动压力梯度时的区域，称为无法动用的死油区；油藏中的压力梯度大于真实启动压力梯度而小于最小启动压力梯度时的区域，称为非线性渗流区；油藏中的压力梯度大于最小启动压力梯度时的区域，称为拟线性渗流区。

(3)理论研究和矿场实际表明：在致密砂岩油藏中，非线性渗流区要大于拟线性渗流区，从而验证了对于致密砂岩油藏来说采用非线性渗流理论的重要性。

基于致密油藏储层特征和渗流规律，提出了新的致密油藏流体非线性渗流模型。即

(1)

对大量致密岩芯渗流曲线形状进行分析后，建立了渗透率的状态方程：

K*(p)

(2)

即建立了流体非线性渗流模型：

(3)

μ——流体黏度，mPa·s；

v——流速，m/s；

K——渗透率，mD；

a，b——渗透率校正系数，无量纲。

2 注入性评价

低渗透油藏的开发实践及经验表明，采用注水开发仍是目前最经济有效的途径[17]。但由于致密低渗储层基质孔喉细小，存在启动压力梯度，渗流阻力大，注入水难以进入基质；同时由于发育裂缝，注入水常常沿裂缝快速推进而导致采油井极易发生水窜和水淹，因此，注入水能够进入储层并实现波及是实现有效注水开发的关键。

2.1 驱替—渗吸协同作用

在对储层微观特征认识的基础上，针对长8储层不同渗透率级别的岩心开展注入性评价试验研究。长8储层微观特征研究结果表明，当渗透率小于0.4 mD时，储层几乎不发育半径大于1 μm的喉道；而从注入性评价试验得知，注水阻力梯度与喉道大小成反比，即当主流喉道半径小于1 μm时，阻力梯度急剧增加，注水难度逐渐增大，即认为致密油藏中喉道半径大于1 μm的储量基本可实现水驱动用。

裂缝性致密储层注水驱替理论认为，润湿相(水)驱替非润湿相(油)为驱替过程，反之为渗吸过程[1]，认识渗吸作用及其影响因素，对于合理开发裂缝性致密油藏具有不可忽视的重要意义[18]。借助核磁可动油测试技术，建立了在注水采油过程中分别通过驱替和渗吸方式采出量与储层渗透率的关系(图3)，结果表明裂缝性致密储层注水采油具有驱替—渗吸协同作用，等作用点储层渗透率约为0.4 mD，即当渗透率大于0.4 mD时，孔喉半径大，渗流阻力小，基本可以实现有效驱替；当渗透率小于0.4 mD时，以渗吸作用为主，驱替为辅。

图3 长8储层可动油比例与渗透率的关系Fig.3 Relationship between movable oil ratio and permeability of Chang-8 reservoir

2.2 有效注入压力条件

图4 长8储层破裂压力、裂缝重张压力与渗透率的关系Fig.4 Relationship between fracture pressure & fracture retension pressure and permeability in Chang-8 reservoir

低渗透储层注入难度大，往往通过提高注入压力来提高储层吸水能力，但注入压力过高容易导致地层破裂产生裂缝，或者导致已有的裂缝重新开启，注入水将沿裂缝快速推进，油井极易发生水窜或水淹，影响开发效果。为评价适合红河长8储层有效注入的压力条件，借助三轴应力室内测试装置，优选长8储层不同渗透率级别的岩心分别开展破裂压力、裂缝重张压力测试，结果表明长8储层平均破裂压力范围在20～45 MPa之间，裂缝重张压力范围在20～30 MPa之间，两者随着渗透率增大均有逐渐变小的趋势(图4)。理论研究认为，如有效提高储层的吸水能力，同时避免由于裂缝导致的水窜或水淹，井底注入压力应控制在略低于裂缝重张压力且远低于破裂压力的水平，即在致密低渗油藏开发中通常采用的温和注水方式。

3 水驱油特征

3.1 水驱油试验

水驱采收率是衡量油田开发水平高低的重要指标。其中影响驱油效率的因素一是与储层本身特性(物性、裂缝发育情况、非均质性等)有关，二是与注入参数(注入体积倍数、注入速度、注入方式等)有关[5]。为更真实地反映地层条件下的水驱油效率，针对红河长8储层优化设计出不同条件下的水驱油试验装置，其中多组岩心夹持器相互并联，可模拟纵向上发育不同基质物性、发育或不发育裂缝的储层及其组合，结合地层围压情况，尽量接近实际油藏条件；注入端则根据需要设计可采用不同注入参数的装置。

3.2 驱油效率及影响因素分析

3.2.1 储层特性影响分析

由于长8储层物性变化快，非均质性强，小岩心并不能完全代表全直径岩心甚至整个油藏的储层特性[4]，因此开展了孔隙—孔隙、裂缝—孔隙等不同储层组合模式下的水驱油试验，以求更接近实际油藏条件。

(1)不同渗透率极差下的孔隙—孔隙组合模式。

从渗透率极差小的1、2号岩样测试结果看(表1)，物性相当，最终采收率相差较小，表明此类油藏层间矛盾不突出，基本能够实现均匀驱替。但从渗透率极差较大的3、4号岩样测试结果看，物性越好，采收率越高，最终采收率相差近8%，表明此类油藏层间矛盾突出，驱替不均匀，物性差的层动用难度大。

(2)相似渗透率级别下的裂缝—孔隙组合模式。

由于局部发育裂缝，加剧了储层非均质性，也会影响驱油效率，因此也设计了含裂缝储层的水驱油试验。结果表明，含裂缝储层的采收率普遍低于基质型储层(表2)，主要原因是注水先沿着造缝岩心突破，导致含水率上升较快，最终采出程度普遍较低，即基质区未实现有效驱替。

3.2.2 注入参数影响分析

通过开展不同注入体积倍数、不同注入速度、不同注入方式下的水驱油试验，明确了注入参数对驱油效率的影响。其中注入体积在5～10 PV时采出程度提高最快，10 PV以上提升幅度不大，表明合理注入量是影响采收率的重要因素；增大注入速度采收率略有提高，总体上对采收率影响不大，表明宜采用相对较低的速度注入，即温和注水的方式。研究认为针对红河油田长8储层，注入体积倍数影响采收率的提高，注入速度则对采收率影响不大。

表1 不同渗透率极差下的孔隙—孔隙组合模式水驱油试验结果Table 1 Experimental results of water flooding with pore-pore combination model under different permeability range

表2 相似渗透率级别下的裂缝—孔隙组合模式水驱油试验结果Table 2 Experimental results of water flooding in fracture-pore combination model with similar permeability levels

4 应用效果评价

注水先导试验效果表明，部分油井见效明显，主要特征为产量较注水前提高1～2倍，含水率明显下降，但见效期较短，分析原因主要是储层裂缝发育且裂缝孔隙中含油，注入水优先驱替了裂缝中的原油，但裂缝孔隙占比小，可驱替油量相对有限；而基质储层孔喉细小，驱替难度大，导致后期油井产量仍然下降。但同时应注意到，基质孔隙中的渗吸作用不应忽略(试验表明渗吸采出程度可达19.4%)，其对后期稳产贡献较大，综合认为长8储层驱油方式以裂缝驱油+基质渗吸为主。统计注水见效情况，最高注水压力大于地层破裂压力，对应油井快速水淹比例达77.7%，见水时间3～4 d；最高注水压力介于裂缝重张压力和破裂压力之间，对应油井水淹比例我26.7%；而注水压力低于裂缝重张压力的，未见水窜或水淹。

5 结论

红河油田长8储层孔喉组合以小孔—微细喉为主，平均喉道半径为0.8 μm，为裂缝性致密储层，且存在较明显的启动压力梯度，注入水难以进入基质驱油并实现有效波及；有效注入并波及的压力条件为注入压力略低于裂缝重张压力，且远低于地层破裂压力；注水采油具有驱替—渗吸协同作用，等作用点储层渗透率为0.4 mD，驱油方式以裂缝驱油+基质渗吸为主。