長慶油田三疊系油藏相滲形態(tài)及儲滲特征

王思儀，柳良仁 （低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，長慶油田勘探開發(fā)研究院，陜西 西安710018）

王憲文 （長慶油田蘇里格氣田研究中心，陜西 西安710018）

任肇才，韓建潤 （低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，長慶油田勘探開發(fā)研究院，陜西 西安710018）

長慶油田三疊系油藏屬于特低滲透油藏，油層物性差，孔隙度小，滲透率低，有效砂體連通性差。油井投產(chǎn)之后，地層壓力下降很快，產(chǎn)量遞減大，油田開發(fā)效果不理想[1-2]。為提高長慶油田三疊系油藏的整體開發(fā)水平，有必要對油藏的相滲進(jìn)行分類研究，分析不同相滲形態(tài)油藏的儲層特征、滲流規(guī)律及動態(tài)表現(xiàn)，形成一套適合于該相滲形態(tài)油藏的開發(fā)技術(shù)，從而達(dá)到提高整體開發(fā)效果的目的。

1 長慶油田三疊系油藏相滲形態(tài)

根據(jù)相滲曲線中油水相對滲透率曲線的形態(tài)特征，將長慶油田三疊系油藏相滲形態(tài)分為Ⅰ型 （水相上凹，油相上凹型）、Ⅱ型 （水相直線型）和Ⅲ型 （油相直線型）3類。

1.1 Ⅰ型

該相滲形態(tài)在研究區(qū)內(nèi)最為常見，其典型曲線形態(tài)如圖1所示。從圖1可以看出，油相相對滲透率曲線在初期呈陡直下降，隨含水飽和度增加，后期逐漸減緩；在殘余油處所對應(yīng)的水相最終端點相對滲透率較高。

圖1 Ⅰ型相滲形態(tài)典型曲線

1.2 Ⅱ型

該相滲形態(tài)在長慶油田部分地區(qū)較為常見，其典型曲線形態(tài)如圖2所示。該相滲形態(tài)的主要特征為隨含水飽和度的增加，水相相對滲透率曲線呈近似直線變化，在殘余油處所對應(yīng)的水相最終端點達(dá)到最大值，但其絕對值相對較低。

1.3 Ⅲ型

該相滲形態(tài)在長慶油區(qū)內(nèi)較為少見，其典型曲線形態(tài)如圖3所示。從圖3可以看出，隨含水飽和度增加，油相相對滲透率曲線呈近似直線變化，而水相相對滲透率快速上升，在殘余油處所對應(yīng)的水相最終端點相對滲透率最高。

圖2 Ⅱ型相滲形態(tài)典型曲線

圖3 Ⅲ型相滲形態(tài)典型曲線

2 儲滲特征

2.1 儲層特征

1）巖屑成分 不同相滲類型巖屑成分如表1所示。從表1可以看出，Ⅱ型和Ⅲ型油藏巖屑含量較高，Ⅰ型油藏巖屑含量較低。

2）粘土礦物 對長慶油田三疊系儲層滲流性能影響較大的粘土礦物主要是水敏礦物，其具體表現(xiàn)是外來流體進(jìn)入儲層后引起粘土膨脹、分散、運移，從而導(dǎo)致滲透率下降[3]。不同相滲類型粘土礦物含量如表2所示。從表2可以看出，Ⅰ型油藏水敏礦物含量明顯偏低，而Ⅲ型油藏伊蒙混層含量最高。

表1 不同相滲類型巖屑成分

表2 不同相滲類型粘土礦物含量

3）孔喉特征 不同相滲類型孔吼參數(shù)如表3所示。從表3可以看出，Ⅰ型油藏面孔率高，平均孔徑大，排驅(qū)壓力、中值壓力最小，中值半徑和退汞效率最大，表明Ⅰ型油藏孔隙結(jié)構(gòu)好，孔喉分布均勻，非均質(zhì)性相對較弱，原油滲流基礎(chǔ)好；Ⅱ型油藏面孔率中等，非均質(zhì)性程度中等；Ⅲ型油藏非均質(zhì)性最強，孔吼結(jié)構(gòu)最差，原油滲流能力最差。

表3 不同相滲類型孔吼參數(shù)

2.2 滲流規(guī)律

由于儲層非均質(zhì)性、初期壓裂投產(chǎn)以及后期重復(fù)壓裂措施等因素的影響，特低滲透油藏油井滲流方式主要有裂縫型和復(fù)合型。水井在開發(fā)初期以均勻型滲流為主。在注水開發(fā)過程中，部分井由于受儲層微裂縫的影響，微裂縫開啟后，滲流方式由均勻型變?yōu)榱芽p型，還有一部分井受儲層非均質(zhì)性的影響變?yōu)閺?fù)合型。當(dāng)水井滲流方式為均勻型時，注入水均勻向周圍油井推近，此時，驅(qū)替較為均勻；當(dāng)水井滲流方式變?yōu)榱芽p型或復(fù)合型時，油水井雙向溝通，注入水極易沿裂縫或高滲帶突進(jìn)，造成含水迅速上升直至油井水淹。因此，水井滲流方式的轉(zhuǎn)變對油水驅(qū)替以及整個油藏的高效開發(fā)起著至關(guān)重要的作用[6-7]。筆者以水井滲流方式的轉(zhuǎn)變?yōu)榍腥朦c，分析3種相滲形態(tài)典型油藏水井滲流方式由均勻型向裂縫型和復(fù)合型的轉(zhuǎn)變情況。不同相滲形態(tài)油藏水井滲流方式轉(zhuǎn)變參數(shù)表如表4所示。從表4可以看出，Ⅰ型油藏滲流方式由均勻型向非均勻型轉(zhuǎn)變速度遠(yuǎn)小于Ⅱ型和Ⅲ型油藏。

表4 不同相滲類型油藏水井滲流方式轉(zhuǎn)變參數(shù)表

2.3 生產(chǎn)動態(tài)

不同相滲形態(tài)油藏油井生產(chǎn)動態(tài)變化曲線如圖5所示。從圖5可以看出，Ⅰ型油藏穩(wěn)產(chǎn)時間較Ⅱ型油藏長，Ⅲ型油藏幾乎沒有穩(wěn)產(chǎn)時間，同時，Ⅰ型油藏含水上升也較Ⅱ型和Ⅲ型油藏緩慢。

圖5 不同相滲形態(tài)油藏油井生產(chǎn)動態(tài)變化曲線

3 結(jié) 論

1）根據(jù)長慶油田三疊系油藏油水相對滲透率曲線形態(tài)將其分為Ⅰ型 （水相上凹、油相上凹型）、Ⅱ型 （水相直線型）和Ⅲ型 （油相直線型）3種形態(tài)。

2）儲層特征研究表明，Ⅰ型油藏巖屑、粘土礦物含量低，孔隙結(jié)構(gòu)好，孔喉分布均勻，非均質(zhì)性相對較弱；Ⅱ型油藏粘土礦物含量、孔吼結(jié)構(gòu)和非均質(zhì)程度均處于中等水平；Ⅲ型油藏粘土礦物含量最高，孔喉分選差，非均質(zhì)性最強。

3）Ⅰ型油藏水井滲流方式由均勻型向非均勻型轉(zhuǎn)變率最小，轉(zhuǎn)變速度最慢；Ⅱ型油藏中等；Ⅲ型油藏水井由均勻滲流向非均勻滲流轉(zhuǎn)變率最大，轉(zhuǎn)變速度最快。

4）生產(chǎn)動態(tài)上Ⅰ型油藏穩(wěn)產(chǎn)期長，含水上升速度?。虎蛐陀筒胤€(wěn)產(chǎn)期較短，含水上升率和遞減均處于中間水平；Ⅲ型油藏幾乎沒有穩(wěn)產(chǎn)期，含水上升速度大。

[1]李道品.低滲透砂巖油田開發(fā) [M].北京：石油工業(yè)出版社，1997.

[2]伍友佳.石油礦場地質(zhì)學(xué) [M].北京：石油工業(yè)出版社，2004：113-121.

[3]王端平，時佃海，李相遠(yuǎn)，等.低滲透砂巖油藏開發(fā)主要矛盾機(jī)理及合理井距分析 [J].石油勘探與開發(fā)，2003，30（1）：87-89.