裂缝性低渗透油藏不同含水阶段剩余油动用比例研究

时间：2024-07-28

房雨佳，杨二龙，殷代印

（东北石油大学，黑龙江大庆163318）

低渗透油藏在我国总探明储量中所占的比例越来越大，因此，深入研究低渗透储层的孔隙结构与流体渗流特征，对于提高低渗透油藏的采收率具有重要的意义和价值[1-8]。低渗透油层仍有大量剩余油滞留地下，急需开展剩余油分布状况研究[9-12]。黄迎松等[13]通过改变注入速度对束缚型和油膜型剩余油动用程度的驱油实验，得出结论：增大注入速度可以明显提高剩余油采收率。郭粉转等[14]通过数值模拟研究水平缝发育对油藏注水开发的影响，得出结论：裂缝周围油井出现水窜，水驱开发效果较差。刘彦子等[15]通过进行裂缝油藏可视化驱油实验，得出结论：由于裂缝非均质性的特征，剩余油形成机理有所差别。裂缝的存在对注水开发过程产生重要的影响，很少有学者能够具体研究不同含水条件下裂缝对剩余油分布的影响。通过从微尺度角度进行驱油实验，对比在水驱油时无裂缝和有裂缝模型剩余油的形成和转变，可以看出裂缝的存在对孔隙结构中各类剩余油的影响程度，为低渗透裂缝性油层进一步提高采收率提供理论指导。

1 实验设计

1.1 实验准备

1）实验岩心：人造均质长岩心6块，其中3块采用人工造缝技术使其产生裂缝，另3块无裂缝；大庆全直径无裂缝和有裂缝天然岩心，岩心直径为2.5 cm。

2）光刻玻璃模型。对大庆油田进行取心（6×10-3μm2、16×10-3μm2、45×10-3μm2），将岩石的孔隙结构印在玻璃板上，从而得到更接近实际油层的光刻玻璃模型。其尺寸为40 mm×40 mm，制造的模型分为无裂缝和有裂缝，获取天然无缝岩心的孔隙结构照片，利用光化学刻蚀工艺，得到无缝光刻玻璃模型，将无缝岩心人工压出裂缝，拍摄孔隙结构照片，进而得到有裂缝光刻玻璃模型（图1）。

3）实验用油。实验用油是来自大庆某厂脱气原油和煤油按一定比例配置而成的模拟油，45℃下模拟油黏度为10 mPa·s。

4）实验用水。矿化度为6 778 mg/L的模拟地层水，用于在模型中造束缚水；矿化度为508 mg/L的盐水，用于进行微观水驱油实验。

图1 玻璃刻蚀模型饱和油Fig.1 Saturated oil of glass etching model

1.2 实验步骤

光刻玻璃模型驱油实验：①光刻玻璃模型抽真空后饱和油；②以恒速（0.2 mL/h）水驱油，当采出液含水率分别达到30%、50%、70%、90%和100%时，实时录取模型内剩余油的形态和分布状况；③对图像进行处理，分别计算不同含水阶段的驱油效率。

岩心驱油实验：①将岩心抽真空并饱和人工合成盐水；②岩心饱和油，在45℃的恒温条件下用模拟油驱水至模型出口不出水为止；③用恒速恒压泵以恒定的驱替速度对岩心进行水驱，计量不同阶段的产液量和产油量。

岩心微观解剖驱油实验：①准备3种渗透率分别为6×10-3μm2、16×10-3μm2、45×10-3μm2的天然岩心，每种渗透率各选5块岩心（来自同一全直径岩心以保证孔隙结构相近），分别用恒速恒压泵以相同的恒定驱替速度对岩心进行水驱油实验。当岩心含水率分别达到30%、50%、70%、90%和100%时，停止驱替，并将岩心折断，获取天然岩心的自然断面；②将自然断面上的不同位置在荧光显微镜下拍摄多张照片；③应用景深扩展软件，获得合成照片；④计算岩心孔隙中不同类型剩余油所占比例，绘制出含剩余油孔隙比例与含水率的关系曲线；⑤更换其他渗透率岩心，重复以上操作。

2 实验结果与分析

2.1 不同含水阶段剩余油分布状况

根据图像识别方法，应用上述实验结果计算常规水驱条件下各种类型剩余油饱和度，不同渗透率级别光刻玻璃模型剩余油饱和度随含水率变化情况见表1和表2。

可以看出，随着含水率的增加，驱油效率逐渐增加，增幅减小；随着渗透率的增大，驱油效率逐渐增加，增幅减缓。对于渗透率为6×10-3μm2、16×10-3μm2、45×10-3μm2的光刻玻璃模型，无裂缝模型驱油效率分别为38.120%、49.350%和57.260%，残余油饱和度分别为38.366%、32.923%和29.063%；有裂缝模型驱油效率略低，分别为33.250%、45.820%和53.690%，残余油饱和度略高，分别为41.385%、35.217%和31.491%，与无裂缝模型相比，驱油效率

分别降低了4.87、3.53和3.57个百分点，残余油饱和度分别提高了3.019、2.294和2.428个百分点。这是由于有裂缝光刻玻璃模型注入方向与裂缝方向一致，驱替液首先在裂缝中窜流，水驱后，裂缝中残余油饱和度低，基质中残余油饱和度高，无裂缝模型孔隙和喉道之间相差较小，可以减缓优势通道的形成，有裂缝模型驱油效率低于相同渗透率级别的无裂缝光刻玻璃模型。

表1 不同含水阶段各类剩余油分布特征（常规水驱无裂缝）Table1 Distribution characteristics of various types of residual oil in different water cut period（Conventional water flooding without fractures）

表2 不同含水阶段各类剩余油分布特征（常规水驱有裂缝）Table2 Distribution characteristics of various types of residual oil in different water cut period（Conventional water flooding with fractures）

从各类剩余油分布来看，对于相同渗透率级别的光刻玻璃模型，在含水率30%时，剩余油类型均以簇状剩余油为主。随着开发的持续进行，含水率逐渐增高，簇状剩余油比例降低，柱状剩余油比例增高，而油滴状、膜状和盲端状剩余油虽有增高，但增高幅度有限。这是由于低渗透油藏渗流阻力大，流速慢，容易形成簇状剩余油，继续注入驱替液。当运移到某一喉道中时，受驱替压差的作用，簇状剩余油含量逐渐降低或分解成其他剩余油，即簇状剩余油饱和度降低，其他类型剩余油饱和度升高。对比不同渗透率模型不同含水条件下采出程度可以看出，渗透率越大，相同含水率的条件下采出程度越大，含水率越高，阶段采出程度越大。

水驱过程中，模型出口端未出水时，水主要沿孔隙较大、阻力较小的通道突进，在平面上反映出几个指状的“水道”。水道的前沿几乎不连通，但后缘连通，指状水流在出口端汇合，较快形成突破。此时，模型中的原油采收程度很高，波及面积增大。模型采出端见水后，原油的采出速度放缓，模型中的剩余油分布也发生缓慢的变化。随着采出端含水率的增加，模型中剩余油的类型和分布状况也会相应变化。低渗透油藏裂缝在油藏注水开发中具有明显的双重作用：一方面可以提高注水井吸水能力，弥补渗透率天然不足；另一方面容易形成水窜，使采油井过早见水和水淹，而离裂缝较远的孔隙中剩余油富集。通过研究不同含水阶段剩余油的分布，可以得到驱替液沿着裂缝窜流的程度，进一步采取有效措施改善水驱优势通道现象。

2.2 微观解剖实验剩余油分布

实验采用大庆低渗透天然无裂缝和有裂缝岩心，渗透率分别为6×10-3μm2、16×10-3μm2、45×10-3μm2，每一渗透率岩心无裂缝和有裂缝岩心各5块，通过实验可以得到不同含水率下不同类型剩余油比例（图2—图4）。

由图2—图4可以看出，渗透率分别为6×10-3μm2、16×10-3μm2、45×10-3μm2时无裂缝模型，驱油效率分别为36.310%、45.257%和54.050%，有裂缝岩心驱油效率分别为31.160%、42.394%和49.159%。相比同渗透率级别的无裂缝模型，驱替效果略差，与光刻玻璃模型相比，剩余油分布变化规律大体一致。

随着开发阶段的不断进行，水驱采出程度逐渐增大，残余油饱和度降低。主要原因是随着注入水不断驱替，大部分连片的簇状型剩余油开始动用，簇状型剩余油转化为其他类型剩余油，其他类型剩余油所占比例增大，渗透率越低，孔喉结构越复杂，剩余油的卡断现象越严重，剩余油分布越零散。

图2 渗透率为6×10-3μm2岩心不同含水阶段各类剩余油分布比例Fig.2 Distribution ratio of various types of residual oil in different watercut period when the permeability is 6×10-3μm2

图3 渗透率为16×10-3μm2岩心不同含水阶段各类剩余油分布比例Fig.3 Distribution ratio of various types of residual oil in different watercut period when the permeability is 16×10-3μm2

图4 渗透率为45×10-3μm2岩心不同含水阶段各类剩余油分布比例Fig.4 Distribution ratio of various types of residual oil in different watercut period when the permeability is 45×10-3μm2

2.3 不同渗透率级别岩心不同含水阶段采收率变化情况

本实验选取了6块岩心，其中3块利用人工造缝技术使其产生裂缝，另3块无裂缝，岩心基础参数如表3所示。用黏度为10 mPa·s的模拟油进行实验，研究了相同原油黏度下不同渗透率岩心的水驱油规律特征。不同渗透率无裂缝岩心的水驱油规律特征见图5。

对于无裂缝模型，渗透率从6.82×10-3μm2增大到46.12×10-3μm2时，无水采收率增大；从12%增加到17.92%，随着含水率的增加，驱油效率逐渐增加。从图5中可以看出曲线整体呈“S”型：含水率介于0%～20%时，水驱规律曲线加速上升，曲线上凹，渗透率越小，上升速度越快；含水率介于20%～60%时，水驱规律曲线近似直线上升；含水率介于60%～90%时，水驱规律曲线上凸，上升速度变缓；对于所有渗透率级别的岩心，含水率介于90%～100%时，曲线上升都很慢，最终趋于水平，达到最终采收率。

表3 实验岩心基础数据Table3 Basic data of experimental core

图5 各岩心含水率与采出程度关系曲线Fig.5 Relation between watercut ratio and recovery degree of each core

从图6中可以看出，对于基质渗透率相同的岩心，有裂缝的岩心比无裂缝的岩心驱油效率低，见水时间早。且随着渗透率的增加，有裂缝模型无水采收率增大，这是因为随着渗透率的增加，裂缝模型中基质和裂缝之间的差异降低，波及面积增大，无水采收率对应就越大。从表4可以得出，当渗透率分别为6.82×10-3μm2、16.54×10-3μm2和 46.12×10-3μm2时，有裂缝岩心比无裂缝岩心的采收率分别低4.15%、1.72%和0.78%。

表4 岩心测试结果Table4 Test results of cores

2.4 裂缝渗透率对含水率的数值模拟研究

为研究双重介质模型裂缝渗透率对含水率的影响，建立双重介质理想模型，对不同裂缝参数对应的含水率进行模拟研究。应用ECLIPSE软件建立双重介质理想模型，模型采用九点法布井。将基质系统和裂缝系统剖分成2套网格，纵向上2个沉积单元，划分成4个模拟层，前2个模拟层是基质系统，后2个模拟层是裂缝系统。设计基质和裂缝渗透率比分别为1、5和8，从而研究裂缝渗透率对含水率的影响。

图6 不同渗透率裂缝性岩心含水率与采出程度关系曲线Fig.6 Relation between watercut ratio and recovery degree of fractured core with different permeability

根据计算结果（图7），当油藏存在裂缝时，见水时间明显提前，且裂缝渗透率越大，见水时间越快，当裂缝渗透率增大到一定程度以后，见水时间相差间隔逐渐变短。在中低含水期（含水率小于50%），影响油田含水率的主要因素是裂缝含水饱和度，裂缝渗透率越大，水淹程度越高，含水上升速度越快，含水率越高；油田进入中高含水期后，影响油田含水的主要因素逐渐转变为基质含水饱和度，裂缝渗透率低，中低含水期基质动用程度高，后期含水上升快，裂缝渗透率高，中低含水期基质动用程度低，后期含水上升慢，因此，含水率曲线出现交叉。

图7 不同裂缝和基质渗透率比值（kf/km）开发过程中含水率变化曲线Fig.7 Variation of watercut ratio with different permeability ratio of fracture to matrix（kf/km）in the process of development