鄂尔多斯盆地超低渗透油藏渗吸特征及其影响因素——以渭北油田三叠系延长组三段储层为例

黎 明，廖 晶，王 肃，贺子潇，王惠卫，王 俊，何 辉，朱玉双

1.中国石化 河南油田分公司 勘探开发研究院，郑州 450018；2.河北省煤田地质局 环境地质调查院，石家庄 050085；3.西北大学 大陆动力学国家重点实验室/地质学系，西安 710069

低渗—超低渗储层由于其具有低孔、低渗以及低压的特点，采用传统的注水开发效果往往较差[1-3]，由于该类油藏常以水湿为主，所以渗吸驱油逐渐成为了该类油藏开发的一种重要方式[4]。渗吸作用是指在多孔介质中孔隙对润湿相的毛管力作用将非润湿相置换出来的自发过程，渗吸驱油效果受到储层特征、界面张力以及含油饱和度等多种因素的影响[5-8]。对于低渗致密砂岩储层来说，国内外许多学者从岩石特征、润湿性以及初始含油饱和度等方面对自发渗吸驱油过程的影响进行了研究，并取得了一系列的研究成果[9-10]。王敉邦等[11]认为温度是影响渗吸效率的重要因素，当温度下降时，储层中原油黏度增大，从而对致密油藏渗吸驱油过程产生冷伤害，影响渗吸驱油效果。党海龙等[12]认为影响裂缝性致密砂岩油藏渗吸驱油效率的主要因素包括岩石表面润湿性、原油黏度、界面张力以及渗透率等。谷潇雨等[13]的研究结果表明渗透率越大，自发渗吸采出程度越高。前人对低渗亲水砂岩储层界面张力自发渗吸效果的影响进行了研究[14]，结果表明存在一个最佳界面张力值使渗吸效果达到最好[15-17]，界面张力与自发渗吸效果的影响呈非线性关系，随着界面张力的增加，渗吸采收率呈现出先上升后下降的趋势。综合前人研究，多种因素共同决定低渗致密砂岩储层的渗吸驱油效果，但关于孔隙结构与渗吸驱油效果关系的研究相对较少[18-19]，因此，开展超低渗储层孔隙结构特征与渗吸驱油效果关系研究非常必要。本文选取了鄂尔多斯盆地渭北油田三叠系延长组三段(长3)储层岩样，通过物性测试、铸体薄片分析、电镜扫描、高压压汞实验和各类渗吸实验等，研究了研究区储层的储集空间类型、物性特征以及孔隙结构特征；分析了不同介质类型、不同含油饱和度下渗吸驱油特征，并在此基础上讨论了物性、孔喉结构及介质类型、原始含油饱和度对渗吸驱油效果的影响，以期为超低渗透油藏提高采收率提供理论依据和参考。

1 地质背景

渭北油田地处宜君、旬邑两县境内，区域构造上位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部，跨越渭北隆起和伊陕斜坡两个构造单元(图1)，整体呈自东南向西北倾斜的单斜构造，构造较为简单，局部有低幅度背斜及鼻隆构造，区内局部发育断裂，以岩性圈闭为主[20-23]。区域内自下而上发育三叠系延长组、侏罗系延安组、直罗组等地层。三叠系延长组地层基本保存完整，仅上部长1段部分遭受剥蚀，与上覆延安组呈现不整合接触[24-25]，本次研究目的层系主要为长3油层组。渭北油田长3属于三角洲前缘亚相沉积，发育水下分流河道、分流间湾、河口坝3种沉积微相，储层以水下分流河道微相为主[26-28]。

图1 鄂尔多斯盆地渭北油田区域构造位置

2 储层微观特征

2.1 储层岩石学特征

研究区长3储层以灰色、浅灰色细砂岩、粉砂岩为主，岩石类型主要为长石岩屑质石英砂岩和长石砂岩，含有部分岩屑长石砂岩(图2)。研究区目的层砂岩具有中等结构成熟度，颗粒粒径主要分布在0.08～0.35 mm，平均最大粒径为0.37 mm，碎屑颗粒粒径整体细小；中等分选性，碎屑颗粒边缘具有一定程度的磨损，部分颗粒边缘磨损程度较弱，因此颗粒多呈次棱—次圆状，基质颗粒间呈点—线式接触和孔隙式胶结为主，部分颗粒间呈基底胶结和压嵌胶结，具有颗粒支撑结构。研究区长3储层砂岩碎屑组分平均含量为84.6%，以石英为主(48.4%)，长石次之(21.6%)，岩屑含量最少(11.0%)(表1)。其中岩屑主要为变质岩屑(7.3%)和火成岩屑(3.7%)两类，不含沉积岩屑；其他碎屑组分主要为云母，平均含量为4.6%。研究区储层填隙物占比平均为10.79%，主要为泥质杂基(2.1%)和胶结物(8.7%)；方解石、白云石、黄铁矿、铁方解石和自生黏土矿物等为主要的胶结物，其中方解石(3.5%)、铁方解石(1.1%)含量较高，白云石(0.87%)、黄铁矿(0.55%)含量相对较低；自生黏土矿物含量占总填隙物含量的2.67%，其中含量相近的高岭石(0.94%)、绿泥石(0.90%)占比最高，水云母次之(0.57%)，伊/蒙间层含量最低(0.26%)。

图2 鄂尔多斯盆地渭北油田长3储层主要岩石类型

表1 鄂尔多斯盆地渭北油田长3储层矿物组分

2.2 储集空间特征

根据铸体薄片、扫描电镜测试，粒间孔、溶蚀孔以及晶间孔为研究区长3储层主要孔隙类型，其中粒间溶孔含量最高，面孔率为1.59%；溶蚀孔次之，主要为粒间溶孔和粒内溶孔两类，面孔率分别为0.73%和0.63%；晶间孔含量最少，约为0.25%。

粒间孔：粒间孔是在成岩作用下未被完全压实或未充填杂基、胶结物而残留下来的剩余粒间孔隙[29-31]。研究区粒间孔多为原始粒间孔，受到成岩作用改造较弱，孔隙边缘较为平直，呈现出不规则的多边形(图3a，b)。

溶蚀孔：溶蚀孔是当颗粒表面性质较为活跃的碎屑物质被溶蚀后，呈现凹凸不平的状态[32-33]。研究区溶蚀孔隙主要有粒间溶孔和粒内溶孔两类，其中粒间溶孔含量最高，此类孔隙孔径相对于粒间孔隙有所扩大(图3c，d)；研究区粒内溶孔以长石溶孔为主，是溶蚀性流体沿着长石颗粒的解理缝或者其易溶蚀部分发生溶蚀作用形成的，孔隙形态多样化(图3e，f)。溶蚀孔对区内储层物性有较大的改善，在一定程度上提高了储层储集空间以及孔隙之间的连通性，提升了储层渗流能力[34-36]，是研究区中含量最多的一类储集空间。

晶间孔：晶间孔常发育于高岭石、绿泥石、伊利石等黏土矿物晶体之间，其孔径极小[37]。研究区黏土矿物中高岭石相对较为发育，常呈书页状充填于孔隙中，因此区内主要以高岭石晶间孔为主(图3g，h)。

图3 鄂尔多斯盆地渭北油田长3储层储集空间特征

2.3 物性特征

物性的好坏可以直接反映储层品质的优劣，也是储集层流体储集能力及渗流能力的直观表征[38-40]。充分了解储层物性特征是进一步分析储层孔喉结构特征和渗流特征的基础。根据研究区储层样品物性测试可知，研究区储层孔隙度分布在6.4%～18.2%之间，平均为10.4%；渗透率处于(0.09～4.70)×10-3μm2之间，平均为0.67×10-3μm2。研究区储层孔隙度主体分布在7%～14%之间，渗透率主体分布在(0.1～1.0)×10-3μm2之间，属于典型的低孔、特低渗—超低渗储层(图4)。

图4 鄂尔多斯盆地渭北油田长3储层物性参数分布

2.4 孔隙结构特征

研究区孔喉结构较为复杂，存在三类主要的储集空间，且对应着不同的喉道类型。本文分析了不同储集空间对应的样品毛细管压力曲线以及孔喉半径分布曲线，结果表明三类孔隙对应的孔喉结构具有较大的差异(图5)。

溶蚀孔型：以低排驱压力—细喉道为主，储层孔隙主要为溶蚀孔，因此储层物性相对较好，门槛压力相对较低，曲线整体处于下方，曲线中间无平缓段，且相对于其他两类，由于汞饱和度上升较快，中间段表现略呈陡峭式上升；孔喉半径分布呈现出多峰型特征，曲线由左向右，峰值逐渐增高至最大，表明其对应的孔喉结构大孔喉含量较高，但由于孔喉半径分布范围较宽，因此含有部分小孔喉(图5a)。溶蚀孔型储层孔喉整体表现为最大孔喉半径较大，也有部分小孔喉存在，孔喉结构分选性较差，此类孔喉结构渗流能力最好。

图5 鄂尔多斯盆地渭北油田长3储层毛管压力曲线及孔隙半径分布曲线特征

粒间孔型：以中等排驱压力—微细喉道为主，物性一般，门槛压力相对增高，曲线处于中间，较溶蚀孔型毛细管压力曲线略向右上方偏移，曲线中间平缓段不明显，但相对于溶蚀孔型毛管压力曲线呈缓斜式上升；孔喉半径分布无明显双峰且呈现左低右高状分布，最大峰值向左偏移，孔喉半径分布范围变窄(图5b)。此类孔喉结构最大孔喉半径开始减小，孔喉结构分选性相对溶蚀孔型较好，储层渗流能力有所减弱。

晶间孔型：以高排驱压力—微喉道为主，物性最差，门槛压力最高，曲线处于右上方，曲线无明显平台，但整体较为平缓；孔喉半径分布表现为单峰形态，且峰值靠近最左侧，孔喉半径分布范围相对集中。与其他两类孔喉结构相比，该类孔喉结构最大孔喉半径最小，且半径整体较小，分选性最好(图5c)，该类储层其孔喉结构渗流能力最差。

3 储层渗吸实验

在毛细管力的作用下，多孔介质孔喉中非润湿相流体被润湿相流体驱出的过程称为渗吸作用，当前利用渗吸作用采油已成为低渗、超低渗储层一种重要的驱油机理。

3.1 实验条件

根据研究区存在的主要问题，本次设计在两种不同含油饱和度下和两种不同储层介质下进行渗吸实验。为探究研究区储层不同渗吸时机渗吸效果的差异，分别设计了在原始含油饱和度和残余油饱和度下的渗吸作用；为探究研究区储层不同孔隙介质渗吸效果差异，分别设计了基质储层和裂缝型储层渗吸实验。

实验所用样品均为取自研究区长3目的层的岩心柱样，样品规格：直径约2.5 cm，高约4～6 cm，将部分岩样进行人工造缝。并对基质型岩样柱与裂缝型岩样柱进行饱和油后，再将部分岩样柱水驱油至残余油状态，对上述两种类型的岩样，在原始含油饱和度下和残余油饱和度下分别进行自发水渗吸实验。本次实验在室温条件下进行，渗吸液是根据研究区目的层地层水性质所配置的(长3储层矿化度为35.1 g/L)，实验用油为研究区地层脱气原油与航空煤油配制而成(长3储层黏度为3.5 mPa·s)。

3.2 实验步骤

3.2.1 原始含油饱和度下渗吸实验

(1)选取部分岩心按照实验所需的规格、要求进行处理后，测定样品的物性，并计算其孔隙体积的大小；

(2)利用油驱水的方法对岩样进行饱和油过程，并计算进入岩样中油的体积(Vo)；

(3)将饱和油的岩样用细线悬挂，使其悬浮在地层水溶液中，另一头与电子天平连接，渗吸作用会使岩样总质量不断发生变化，记录某时刻下质量，并计算质量变化量(Δm)。

通过渗吸作用，油会不断被水置换出来，岩样总质量会不断增大，渗吸驱油效率及渗吸速度计算公式如下：

(1)

(2)

式中：R为渗吸效率，%；Δm为t时刻岩样质量增加值，g；ρw为渗吸液密度，g/cm3；ρo为饱和油的密度，g/cm3；Vo为岩样饱和油的体积，cm3；t为岩样累计渗吸时间，h；v为渗吸速度，%/h。

3.2.2 水驱至残余油饱和度下渗吸实验

(1)选取部分岩心按照实验所需的规格要求进行处理后，测定样品的物性，并计算其孔隙体积的大小；

(2)对样品进行饱和油过程，记录饱和油体积(Vo)后，水驱油至残余油饱和度，记录驱出油体积(V1)；

(3)用细线将岩样悬挂，使其悬浮在地层水溶液中，另一头与电子天平连接，渗吸作用会使岩样总质量不断发生变化，记录某时刻下质量，并计算质量变化量(Δm)；

样品残余油渗吸驱油效率为：

(3)

式中：Δm′为t时刻岩样质量增加值，g；ρw为渗吸液密度，g/cm3；ρo为饱和油的密度，g/cm3；Vo为岩样饱和油的体积，cm3；V1为岩样饱和油的体积，cm3。

4 渗吸实验结果与分析

4.1 直接水渗吸特征——基质渗吸和裂缝渗吸差别

为了研究不同介质储层渗吸驱油效率大小，选取部分基质型柱样和部分裂缝型柱样进行直接水渗吸实验，也就是进行原始含油饱和度下渗吸实验。渗吸水驱油实验过程共计10 d左右，渗吸逐渐达到平衡状态。渗吸后样品重量高于饱和油后湿重，根据公式(1)计算渗吸驱油效率。

岩样通过岩心渗吸实验后润湿相逐渐将非润湿相置换出来，其过程为岩心直接水渗吸，在自然渗吸前50 h，渗吸采收程度增长迅速，此时渗吸置换出的非润湿相流体较多；之后渗吸速度开始逐渐减小并趋于平稳，最终渗吸作用停止，润湿相不再置换出非润湿相流体(图6)。少量岩心在渗吸作用开始后的早期阶段，渗吸驱油效率达到最高，随着时间的推移，其渗吸驱油速率不断降低，最终渗吸停止，渗吸速度降为0；还有部分岩样在渗吸初期时渗吸速度基本为0，但随着渗吸的进行，渗吸速度先增加至最大后逐渐减小，直至渗吸作用停止后渗吸速度再次降低为0(图7)。

图6 鄂尔多斯盆地渭北油田长3储层渗吸时间与渗吸驱油效率关系

图7 鄂尔多斯盆地渭北油田长3储层渗吸时间与渗吸速度关系

4.2 水驱至残余油渗吸特征

本次探究残余油状态下通过渗吸作用对驱油效率的提高幅度，选取部分残余油饱和度状态下的基质型和裂缝型样品进行渗吸实验。残余油饱和度状态下渗吸实验过程共计10 d左右，渗吸逐渐达到平衡状态。渗吸后样品重量高于饱和油后湿重，根据公式(2)计算渗吸驱油效率。

主要变化过程为残余油饱和度下岩心渗吸作用：由于岩样中残余油不易被渗吸出来，渗吸初期基本无原油从岩样中被渗吸出来，大部分样品渗吸速度基本为0；随着渗吸过程的继续，渗吸速度逐渐变大，渗吸采出程度迅速提高。残余油状态下渗吸最终达到平衡时间较长，平均在6 d左右渗吸基本达到平衡(图8，图9)。

图8 鄂尔多斯盆地渭北油田长3储层残余油样品渗吸时间与渗吸驱油效率关系

图9 鄂尔多斯盆地渭北油田长3储层残余油样品渗吸时间与渗吸速度关系

4.3 渗吸驱油效果评价

研究区渗吸实验表明：直接水渗吸驱油效率分布在15.2%～34.4%之间，平均为23.2%；裂缝型岩心直接水渗吸驱油效率介于26.7%～39.5%之间，平均为34.8%。裂缝型储层渗吸驱油效率高于基质型储层，说明裂缝的存在使得渗吸驱油效率大大提高(表2)。

水驱油至残余油饱和度渗吸时，基质型岩心渗吸驱油效率分布在0～7.9%之间，平均为5.3%；裂缝型岩心渗吸驱油效率相对较高,介于4.9%～9.4%之间，平均为6.7%(表2)。裂缝型储层渗吸驱油效率高于基质型储层(图10)。水驱至残余油阶段，小孔隙中的油无法被注入水继续驱出，此时可利用渗吸过程中的毛细管力的作用，将小孔隙中的剩余油驱出，从而提高油藏的采收率。但部分基质型储层由于物性较高，孔隙结构较大，毛细管力相对小，无法将孔隙中的剩余油驱出，渗吸驱油效率为0。

表2 鄂尔多斯盆地渭北油田长3储层质量法渗吸驱油效率统计

统计研究区三种不同类型孔隙对应样品渗吸驱油效率可知：无论原始含油饱和度下渗吸，亦或是水驱至残余油饱和度渗吸，晶间孔型储层样品渗吸驱油效率最高，其次为粒间孔型样品，粒间溶孔型渗吸驱油效率最低，且裂缝型样品渗吸驱油效率始终高于基质型样品(图10)。

5 影响渗吸驱油效果的因素

5.1 物性影响

直接水渗吸驱油效率与孔隙度、渗透率呈线性负相关，R2为分别为0.335 4和0.410 4；水驱至残余油渗吸驱油效率与孔隙度、渗透率也呈线性负相关，R2为分别为0.129 4和0.374 0。相对而言，渗透率与渗吸驱油效率关联程度相对较高，即渗透率对于储层渗吸驱油效率的大小影响较大。

综合以上渗吸实验结果可知，研究区直接水渗吸驱油效率与物性呈负相关关系，原因在于物性较差的储层一般孔隙结构相对较差，据毛细管力的性质可知，小孔隙占比越高，孔喉越细小，毛细管力越大；物性较差的储层，毛细管作用力较强，在渗吸过程中，毛细管作用力较大时，孔隙中大量的油在毛管力作用下被驱出，因此对于物性较差的储层，渗吸驱油方式的效率较高。

5.2 孔喉结构及介质类型影响

研究区单重介质的不同孔隙类型对应的孔喉结构特征也具有较大的差异，受储层孔喉结构非均质性及喉道大小的影响，其渗吸驱油效率也不同。溶蚀孔型储层渗吸驱油效率较晶间孔型低(图10)，主要原因在于溶蚀孔型储层其孔喉结构非均质性比较强(图5a)，大小喉道混杂存在，在渗吸过程中，孔道的渗吸能力强弱变化较大，影响渗吸效果。同时该类储层总体粗大喉道较多，其毛细管力作用较小，渗吸驱油后残余孔隙中的油较多，驱油效率相对较低；而晶间孔型储层其孔喉结构非均质性比较弱(图5c)，喉道大小较为均一，且主体为小喉道，在渗吸过程中，孔道的渗吸能力持续较强，渗吸效果较好。同时该类储层总体为细小喉道，其毛细管力作用强，渗吸驱油后残余孔隙中的油较少，驱油效率相对较高(图10)。

图10 鄂尔多斯盆地渭北油田长3储层不同孔喉类型储层渗吸驱油效率对比

对于不同介质类型来说，裂缝型储层渗吸驱油效率明显好于基质型储层，主要原因在于储层中裂缝的存在，一方面增大了渗吸接触面积，毛细管作用力面积增大，可以使得渗吸效率增大；另一方面增加了油水运移通道，裂缝附近的基质储层中的原油或残余油通过渗吸作用，渗吸至裂缝中，再由裂缝面驱出岩样，提高了驱油效率(图10)。

5.3 含油饱和度影响

原始含油饱和度与渗吸驱油效率具有较好的线性关系(R2为0.208 2)，渗吸驱油效率随含油饱和度的升高而增大；残余油饱和度与渗吸驱油效率具有正相关关系，但相关性较差(R2为0.070 3)；残余油饱和度条件下的渗吸作用，其残余油饱和度大小并非影响渗吸的主要因素。分析其主要原因在于，原始含油饱和度下岩样中含油量较高，研究区储层整体表现为弱亲水性，毛细管力作为提高采收率的重要因素，会通过吸水将储层孔隙中的原油驱替出来，驱替出的原油或驱油效率的高低由含油饱和度决定；而在残余油饱和度下，因岩样孔隙中的原油大部分被驱替出孔隙，剩余的部分原油大多以油膜残存在孔壁上，或残留在孔隙角隅、死孔隙中，将残余油再次驱出孔隙相对较为困难，通过渗吸作用只能将少量的残余油驱出，因此残余油饱和度的大小与渗吸驱油效率没有直接关系。

6 结论与建议

(1)研究区主要发育的孔隙类型包括：溶蚀孔、粒间孔以及晶间孔，以不同类型孔隙为主的储层对应的孔喉结构差异较大，溶蚀孔为主的储层孔喉结构最好，粒间孔为主的储层次之，晶间孔为主的储层最差。

(2)研究区渗吸实验表明：原始含油饱和度下基质型储层渗吸驱油效率平均为23.2%，裂缝型储层渗吸驱油效率平均为34.8%，且裂缝型储层渗吸驱油效率始终好于基质型储层。残余油饱和度下，基质型储层渗吸驱油效率平均为5.3%，裂缝型储层渗吸驱油效率相对较高，平均为6.7%，说明残余油下渗吸作用可以提高储层驱油效率，但提高幅度有限。

(3)影响渗吸驱油效率的因素主要有储层物性、储层孔喉结构及介质类型、含油饱和度大小等，储层物性越差，渗吸驱油效率越高；孔喉结构较差时，由于孔喉细小，毛细管作用力强，渗吸驱油效率有所提高，裂缝在一定程度上可以提高渗吸驱油效率；原始含油饱和度越高，渗吸驱油效率越高，残余油饱和度的大小对于渗吸驱油效率影响较弱。

根据研究结果，建议超低渗透油藏开发中采取周期注水或高砂液比的大型压裂后闷井的办法，充分利用毛细管力的渗吸驱油提高开采效果。同时由于渗吸作用达到平衡后，渗吸驱油效果达到极限，建议继续探索该类油藏提高开采效果的方法。