低滲透砂礫巖油藏滲流特征研究
——以海拉爾油田貝301區塊為例

甘俊奇，王俊文，吳忠寶，曾 倩

(中國石油勘探開發研究院，北京 100083)

海拉爾油田貝301區塊砂礫巖油藏具有構造破碎、巖性多樣、非均質性強、黏土礦物含量高等地質特點，經過近十年注水開發，暴露出注采井網不完善、含水上升快、層間干擾嚴重、水驅動用程度低等問題[1-2]。為了提高貝301區塊開發效果，解決油田開發中存在的問題，有必要對油藏的相滲曲線進行分類研究，分析不同相滲類型的影響因素、儲層特征、滲流機理以及生產動態表現，以期對該區塊油藏地質精細研究、開發調整對策以及挖潛措施提供一定的參考。

1 貝301區塊地質概況

貝301區塊位于呼倫貝爾盟新巴爾虎右旗，構造位置在貝爾凹陷西南呼和諾仁構造帶中部呼和-2號構造上，為扇三角洲前緣亞相沉積。開發目的層為南二段油層，油層埋深1 110～1 238 m，屬于斷鼻狀構造油藏，地層傾角15°～20°。巖石類型以不等粒砂礫巖和巖屑中粗砂巖為主，分選差，磨圓度為次圓狀。巖石的成分成熟度低，巖屑含量平均50%，長石含量平均23.6%，石英含量平均18.0%。油層中黏土礦物絕對含量14.3%，蒙脫石、伊利石和高嶺石的相對含量分別為18.0%、35.5%和27.7%，混層黏土礦物含量少。高嶺石、伊利石貼附顆粒，充填粒間孔隙。其水敏指數變化范圍在0.53～0.96之間，平均0.79，屬強水敏儲層。巖石顆粒之間多為點接觸，膠結方式以孔隙式膠結為主。孔隙類型以粒內溶孔和微孔為主。平均孔隙度19.8%，平均滲透率44.8×10-3μm2，為中孔低滲儲層[2-6]。地層原油密度0.7714 g/cm3，地層原油黏度2.36 mPa·s。

2 貝301區塊相滲曲線類型及影響因素

當兩相或多相流體同時在地層中流動時，巖石允許某一相流體通過的能力，定義為該相的相滲透率。相滲透率與絕對滲透率的比值定義為相對滲透率。影響相滲曲線形態的主要因素是巖石的毛管壓力，而影響毛管壓力的主要因素是流體之間的界面張力、巖石孔隙和潤濕角的大小[7]。前人[8-20]對礫巖、砂礫巖和砂巖油藏的滲流特征做了很多研究，對影響相對滲透率曲線形態的因素進行了分析，但對于類似貝301區塊具有構造破碎、黏土礦物含量高、水敏性強等地質特點的砂礫巖油藏研究較少。

根據曲線形態和特征參數等因素，將貝301區塊10組相滲曲線分為Ⅰ型(孔隙型)、Ⅱ型(視裂縫型)和Ⅲ型(復合型)三類。

2.1 Ⅰ型(孔隙型)

油相相滲曲線初期下降較快，隨著含水飽和度增大，下降速度逐漸減緩。水相相滲呈上凸形態，隨著含水飽和度增大，上升速度逐漸變慢。束縛水飽和度較低，平均0.47。殘余油飽和度高，平均0.28。兩相跨度寬，平均0.25。等滲點飽和度低，平均為0.56。殘余油時水相相滲較高。最終驅油效率較低，平均0.47(圖1a，表1)。

圖1 貝301區塊相滲曲線分類

表1 貝301區塊相滲曲線特征參數

注：表1中滲透率的平均值為幾何平均值。

Ⅰ型相滲曲線表現出孔隙型儲層的滲流特征，“弓形”的水相相滲形態與低滲透砂巖儲層的比較相似。該類儲層巖石顆粒大小相近，孔喉半徑分選好，主要流動通道的孔喉半徑較大，非均質性和水敏性相對較弱。由于黏土礦物遇水膨脹，導致水相相滲曲線隨含水飽和度增加而上升速度減緩。

2.2 Ⅱ型(視裂縫型)

與Ⅰ型相比，油相相滲曲線下降速度更快。水相相滲曲線呈"廠"字型或折線形態，其中前半段隨含水飽和度增大呈直線陡直上升；后半段基本呈水平狀態。束縛水飽和度高，平均0.76。殘余油飽和度非常低，平均0.06。兩相跨度較寬，平均0.18。等滲點飽和度高，平均0.81。殘余油時水相相對滲透率高，平均0.40。最終驅油效率高，平均0.75(圖1b，表1)。

Ⅱ型相滲曲線的滲流特征與裂縫型儲層的相似，但由于水相相滲后半段呈水平直線，又不完全相似，故稱之具有視裂縫型的滲流特征。該類儲層孔喉半徑分選差，非均質性強，主要流動通道的孔喉半徑大，但參與流動的孔喉數量較少，發育大孔道、微裂縫等水竄孔隙結構。驅替初始，水在大孔道快速突進，水相相滲曲線呈直線上升。隨著含水飽和度增大，水逐步驅替小孔道時，毛管壓力逐漸升高，賈敏效應逐漸增大，黏土礦物水化膨脹、運移，堵塞滲流通道，致使水相相滲曲線難以抬升，基本呈水平直線。

值得注意的是，Ⅱ型相滲的束縛水飽和度比Ⅰ型相滲的高0.2，差異非常大。如此高的束縛水飽和度與實際油藏的不相符合。說明室內實驗用油驅水建立束縛水飽和度時，油驅替出大孔道中的水，還有大量的水束縛在小孔道里沒有被驅替出。這從另外一個角度表明，與Ⅰ型相比，Ⅱ型樣品的孔隙非均質性更強和黏土礦物含量更高。

2.3 Ⅲ型(復合型)

與Ⅱ型相比，油相相滲曲線下降速度更快，更加陡直。水相相滲曲線呈多種形態，但相相滲值低，曲線抬升不起來。束縛水飽和度高，平均0.73。殘余油飽和度較低，平均0.12。兩相跨度窄，平均0.15。等滲點飽和度高，平均0.81。殘余油時水相相對滲透率低，平均0.13。最終驅油效率較高，平均0.53(圖1c，表1)。

Ⅲ型的水相相滲曲線，既有反映孔隙型儲層滲流特征的“上凸”和“下凸”形態，又有表現視裂縫型儲層滲流特征的“廠”字形態，整體表現出孔隙型和視裂縫型兼有的復雜的滲流特征。

該類儲層滲透率低，吼道窄小，孔隙非均質性極強，黏土礦物含量更高，水敏性更強。黏土礦物水化膨脹、分散運移更為強烈，滲透率損失嚴重。9號和10號的平行樣的黏土礦物分析表明，黏土礦物絕對含量高達32%，蒙脫石相對含量32%，高嶺石的相對含量26%～73%，遠高于區塊的平均水平。

貝301區塊砂礫巖油藏既有孔隙型儲層又有視裂縫型儲層的油水相滲關系，表明低滲透砂礫巖油藏同樣具有多種類型孔隙滲流的特征，滲流規律比較特殊。

3 貝301區塊相滲曲線特征值的變化規律

相對滲透率曲線的特征值包括端點飽和度、等滲點飽和度、等滲點相滲和端點相滲等五個特征參數。確定了這幾個參數，基本上就把握了相滲曲線的整個形態[7]。

3.1 相滲曲線特征值與滲透率的關系

前人[15，21-22]對不同滲透率級別砂巖的相滲曲線進行研究，發現隨著氣測滲透率的增加，束縛水飽和度和殘余油飽和度逐漸減小，兩相共滲區逐漸變寬，最終驅油效率逐漸增大。但王曙光[23]統計大慶油田617條相滲曲線，巖樣空氣滲透率為0.007～8.344 μm2，發現隨著氣測滲透率增大，殘余油飽和度卻逐漸增大。

選取束縛水飽和度、殘余油飽和度、兩相流跨度、等滲點飽和度和殘余油時水相相滲五個特征參數以及最終驅油效率與空氣滲透率進行回歸分析。由于數據點離散程度較大，故僅從數學角度選取相關系數高的回歸公式進行趨勢線擬合。

結果表明，隨著空氣滲透率的增加，束縛水飽和度先升再降，殘余油飽和度先降再升，兩相流跨度先降再升，等滲點飽和度先升再降，最終驅油效率逐漸降低，殘余油時水相相滲值零散無規律，趨勢線轉折點在空氣滲透率為50×10-3μm2附近(圖2)。當滲透率大于50×10-3μm2時，束縛水飽和度、殘余油飽和度和兩相流跨度隨滲透率的變化規律與大慶油田的一致；小于50×10-3μm2時，三個特征值隨滲透率的變化規律與前人研究結果相反。表明砂礫巖油藏不同于砂巖油藏，相滲曲線特征值與滲透率之間不存在單調性遞增或遞減規律。

這是因為，砂巖儲層一般為遠物源沉積，巖石顆粒分選較好，巖石成分和結構簡單，孔隙類型多為粒間孔隙，孔隙非均質性較弱，滲透率與喉道半徑、孔隙分選、黏土礦物等參數相關性好。通常，單一因素滲透率即可表征砂巖儲層的好壞，故砂巖儲層的相滲曲線特征值與滲透率相關性好。而砂礫巖儲層一般近物源沉積，沉積相變快，大小顆粒混雜堆積，多為“礫-砂”雙模態或“礫-砂-泥”復模態的巖石結構，孔隙類型復雜多樣，孔喉大小差異大，孔隙連通性復雜，孔隙非均質性強。相同滲透率情況下，儲層的喉道半徑、孔隙分選、黏土礦物等參數差異非常大。故砂礫巖儲層的相滲曲線特征值與滲透率的規律性并不明顯。

圖2 貝301區塊相滲曲線特征值與空氣滲透率的關系

3.2 貝301區塊相滲特征值與其他油田比較

比較貝301區塊和文獻[9-10，16]的相滲曲線特征參數(表2)，表明貝301區塊在各級砂礫巖油藏中束縛水飽和度最大，殘余油飽和度最小，共滲區間最窄，殘余油時水相相滲不高，最終驅油效率較低。貝301區塊和寶浪油田的滲透率相近，但束縛水飽和度、兩相流跨度、殘余油時水相相滲以及最終驅油效率差異很大。再次表明對于砂礫巖油藏，相滲曲線特征值與滲透率的關系并不密切。如要掌握砂礫巖儲層的相滲曲線特征值的變化規律，還需要深入研究孔喉大小、分布和連通情況以及黏土礦物含量、賦存狀態和膨脹運移規律等因素的影響。

表2 砂礫巖油藏相滲曲線特征參數

4 貝301區塊生產動態特征

貝301區塊油井生產特征差異大，也可分為Ⅰ型(孔隙型)、Ⅱ型(視裂縫型)和Ⅲ型(復合型)三類，與相滲曲線分類相對應。

Ⅰ型(孔隙型)：初期單井產量高，穩產時間長，產量遞減慢；無水采油期長，含水上升較慢，含水率隨時間變化曲線呈下凸形態，水驅開發效果好(圖3a)。

Ⅱ型(視裂縫型)：初期單井產量高，穩產時間短，產量遞減快；水淹水竄比較嚴重，無水采油期短；含水上升快，含水率隨時間變化曲線呈上凸形態，水驅開發效果一般(圖3b)。

Ⅲ型(復合型)：初期單井產量低，長期低水平生產，含水上升較快，含水率隨時間變化曲線呈上凸形態，水驅開發效果差(見圖3c)。

圖3d為貝301區塊整體生產動態曲線，含水上升較快，含水率隨時間變化曲線呈上凸形態。可見，砂礫巖油藏內部既具有孔隙型儲層的滲流特征，又具有裂縫型儲層的滲流特征，整體表現出“擬雙重介質”的滲流特征。

圖3 貝301區塊砂礫巖油藏生產動態曲線

5 結論

(1)貝301區塊相滲曲線分為Ⅰ型(孔隙型)、Ⅱ型(視裂縫型)和Ⅲ型(復合型)三類。孔隙結構的非均質性和黏土礦物水化膨脹運移是形成三類相滲的主要原因。

(2)不同于砂巖油藏，砂礫巖油藏的相滲曲線特征值與滲透率之間規律性不明顯，若要掌握其相滲曲線特征值的變化規律，還需要深入研究孔喉大小、分布和連通情況以及黏土礦物含量、賦存狀態和膨脹運移規律等因素的影響。構造砂礫巖油藏的相滲曲線將會很困難。

(3)與中高滲砂礫巖油藏一樣，低滲砂礫巖油藏也存在多種類型孔隙參與滲流的特點，儲層發育有水竄結構，具有擬雙重介質的滲流規律和生產特征。

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