长庆油田三叠系油藏相渗形态及储渗特征

王思仪，柳良仁 （低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，长庆油田勘探开发研究院，陕西 西安710018）

王宪文 （长庆油田苏里格气田研究中心，陕西 西安710018）

任肇才，韩建润 （低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，长庆油田勘探开发研究院，陕西 西安710018）

长庆油田三叠系油藏属于特低渗透油藏，油层物性差，孔隙度小，渗透率低，有效砂体连通性差。油井投产之后，地层压力下降很快，产量递减大，油田开发效果不理想[1-2]。为提高长庆油田三叠系油藏的整体开发水平，有必要对油藏的相渗进行分类研究，分析不同相渗形态油藏的储层特征、渗流规律及动态表现，形成一套适合于该相渗形态油藏的开发技术，从而达到提高整体开发效果的目的。

1 长庆油田三叠系油藏相渗形态

根据相渗曲线中油水相对渗透率曲线的形态特征，将长庆油田三叠系油藏相渗形态分为Ⅰ型 （水相上凹，油相上凹型）、Ⅱ型 （水相直线型）和Ⅲ型 （油相直线型）3类。

1.1 Ⅰ型

该相渗形态在研究区内最为常见，其典型曲线形态如图1所示。从图1可以看出，油相相对渗透率曲线在初期呈陡直下降，随含水饱和度增加，后期逐渐减缓；在残余油处所对应的水相最终端点相对渗透率较高。

图1 Ⅰ型相渗形态典型曲线

1.2 Ⅱ型

该相渗形态在长庆油田部分地区较为常见，其典型曲线形态如图2所示。该相渗形态的主要特征为随含水饱和度的增加，水相相对渗透率曲线呈近似直线变化，在残余油处所对应的水相最终端点达到最大值，但其绝对值相对较低。

1.3 Ⅲ型

该相渗形态在长庆油区内较为少见，其典型曲线形态如图3所示。从图3可以看出，随含水饱和度增加，油相相对渗透率曲线呈近似直线变化，而水相相对渗透率快速上升，在残余油处所对应的水相最终端点相对渗透率最高。

图2 Ⅱ型相渗形态典型曲线

图3 Ⅲ型相渗形态典型曲线

2 储渗特征

2.1 储层特征

1）岩屑成分 不同相渗类型岩屑成分如表1所示。从表1可以看出，Ⅱ型和Ⅲ型油藏岩屑含量较高，Ⅰ型油藏岩屑含量较低。

2）粘土矿物 对长庆油田三叠系储层渗流性能影响较大的粘土矿物主要是水敏矿物，其具体表现是外来流体进入储层后引起粘土膨胀、分散、运移，从而导致渗透率下降[3]。不同相渗类型粘土矿物含量如表2所示。从表2可以看出，Ⅰ型油藏水敏矿物含量明显偏低，而Ⅲ型油藏伊蒙混层含量最高。

表1 不同相渗类型岩屑成分

表2 不同相渗类型粘土矿物含量

3）孔喉特征 不同相渗类型孔吼参数如表3所示。从表3可以看出，Ⅰ型油藏面孔率高，平均孔径大，排驱压力、中值压力最小，中值半径和退汞效率最大，表明Ⅰ型油藏孔隙结构好，孔喉分布均匀，非均质性相对较弱，原油渗流基础好；Ⅱ型油藏面孔率中等，非均质性程度中等；Ⅲ型油藏非均质性最强，孔吼结构最差，原油渗流能力最差。

表3 不同相渗类型孔吼参数

2.2 渗流规律

由于储层非均质性、初期压裂投产以及后期重复压裂措施等因素的影响，特低渗透油藏油井渗流方式主要有裂缝型和复合型。水井在开发初期以均匀型渗流为主。在注水开发过程中，部分井由于受储层微裂缝的影响，微裂缝开启后，渗流方式由均匀型变为裂缝型，还有一部分井受储层非均质性的影响变为复合型。当水井渗流方式为均匀型时，注入水均匀向周围油井推近，此时，驱替较为均匀；当水井渗流方式变为裂缝型或复合型时，油水井双向沟通，注入水极易沿裂缝或高渗带突进，造成含水迅速上升直至油井水淹。因此，水井渗流方式的转变对油水驱替以及整个油藏的高效开发起着至关重要的作用[6-7]。笔者以水井渗流方式的转变为切入点，分析3种相渗形态典型油藏水井渗流方式由均匀型向裂缝型和复合型的转变情况。不同相渗形态油藏水井渗流方式转变参数表如表4所示。从表4可以看出，Ⅰ型油藏渗流方式由均匀型向非均匀型转变速度远小于Ⅱ型和Ⅲ型油藏。

表4 不同相渗类型油藏水井渗流方式转变参数表

2.3 生产动态

不同相渗形态油藏油井生产动态变化曲线如图5所示。从图5可以看出，Ⅰ型油藏稳产时间较Ⅱ型油藏长，Ⅲ型油藏几乎没有稳产时间，同时，Ⅰ型油藏含水上升也较Ⅱ型和Ⅲ型油藏缓慢。

图5 不同相渗形态油藏油井生产动态变化曲线

3 结 论

1）根据长庆油田三叠系油藏油水相对渗透率曲线形态将其分为Ⅰ型 （水相上凹、油相上凹型）、Ⅱ型 （水相直线型）和Ⅲ型 （油相直线型）3种形态。

2）储层特征研究表明，Ⅰ型油藏岩屑、粘土矿物含量低，孔隙结构好，孔喉分布均匀，非均质性相对较弱；Ⅱ型油藏粘土矿物含量、孔吼结构和非均质程度均处于中等水平；Ⅲ型油藏粘土矿物含量最高，孔喉分选差，非均质性最强。

3）Ⅰ型油藏水井渗流方式由均匀型向非均匀型转变率最小，转变速度最慢；Ⅱ型油藏中等；Ⅲ型油藏水井由均匀渗流向非均匀渗流转变率最大，转变速度最快。

4）生产动态上Ⅰ型油藏稳产期长，含水上升速度小；Ⅱ型油藏稳产期较短，含水上升率和递减均处于中间水平；Ⅲ型油藏几乎没有稳产期，含水上升速度大。

[1]李道品.低渗透砂岩油田开发 [M].北京：石油工业出版社，1997.

[2]伍友佳.石油矿场地质学 [M].北京：石油工业出版社，2004：113-121.

[3]王端平，时佃海，李相远，等.低渗透砂岩油藏开发主要矛盾机理及合理井距分析 [J].石油勘探与开发，2003，30（1）：87-89.