特低渗透砂岩储层中贾敏效应探讨——以华庆地区长81储层为例

张亦楠，孙 卫

(大陆动力学国家重点实验室，西北大学地质学系，陕西 西安 710069)

任大忠，张一果

(西北大学地质学系，陕西 西安 710069)

特低渗透砂岩储层中贾敏效应探讨
——以华庆地区长81储层为例

张亦楠，孙 卫

(大陆动力学国家重点实验室，西北大学地质学系，陕西 西安 710069)

任大忠，张一果

(西北大学地质学系，陕西 西安 710069)

以华庆地区长81储层为例，采用真实砂岩微观水驱油试验(包括单一模型和组合模型)对水驱油现象及水驱油效率影响因素等进行分析，对贾敏效应进行直观的表征性探讨。研究结果表明，储层非均质性越强贾敏效应越严重；在一定程度上贾敏效应影响水驱油效率，使水驱中油相渗透率下降而水相渗透率上升；通过注采系统提高注水压力无法消除贾敏效应，因此该类储层在注水开发中应以预防贾敏效应为主。

水驱油实验；特低渗透砂岩；油田开发；贾敏效应；相对渗透率

华庆地区位于甘肃省华池县-庆阳县境内，构造位置隶属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中西部，为一西倾单斜,地层倾角小于1°,构造比较稳定,局部可能有小幅度的鼻状隆起。沉积体系以三角洲前缘沉积为主，主要目的层为长81储层，油藏类型主要为低渗透岩性油气藏。目前许多学者对该类储层的微观水驱油效率进行了研究，认为该类储层的微观非均质性强，贾敏效应突出，对水驱油效率具有制约性的影响[1-4]。随着华庆地区勘探开发工作的不断深入，低孔、特低渗储层面临的诸多问题越来越突出，为此，笔者对该研究区特低渗透砂岩储层中贾敏效应进行探讨，以期为油田开发生产提供参考。

1 微观模型水驱油试验

1.1样品制作

试验样品的岩心均取自华庆地区长81储层的17口井，在保持原岩心的各类性质和孔隙结构不变的条件下，先将岩心洗油、烘干，然后切片、磨平，将磨平的岩石薄片粘结在2个玻璃片之间，注意不要将孔隙污染或者堵死，待胶粘剂完全干后就得到砂岩微观模型。

1.2试验方法

1)单一模型试验 单一模型试验模拟油藏条件下的孔喉微观非均质性[5]。①饱和水。将模型抽真空后饱和水，然后进行全视域和局部视域扫描、照相，最后计算模型的孔隙体积和原始含水饱和度。②测液体渗透率。对每一模型测定多个渗透率值，然后取其平均值作为该模型的渗透率。③油驱水至残余水状态。首先对模型进行油驱水至不出水后的一倍孔隙体积为止，然后扫描、照相，最后统计模型的束缚水饱和度和原始含油饱和度。④水驱油至残余油状态。 首先确定模型的水驱油启动压力，然后继续加压，最后统计模型在每一次压力下不同注入倍数的含油饱和度和残余油饱和度，并且照相、录相。

2)组合模型试验 进行组合模型试验时，将不同沉积相带、不同层位、同一沉积微相带不同位置和同一小层不同韵律部位的砂岩组合起来，从而模拟油田注水开发过程。具体过程如下：①测定各模型的水驱油启动压力。关闭组合模型中的2个模型，在较低压力下，将未关闭模型的入口引槽的油驱净，使入口引槽全部为水。用同样的方法处理其余2个模型。关闭压力源，同时开启3个模型，逐渐加压至渗透率最大模型开始进水，记录该模型的入口压力，再逐渐提高压力，寻找下一模型进水时的入口压力，记录该压力值，直至渗透率最小模型开始进水，记录其入口压力值。②确定不同注入压力下各模型的含油饱和度和残余油饱和度。在确定各模型的水驱油入口压力时，因压力值不断变化，无法考察同一注水压力下层间非均质性的影响，因而将3个模型清洗后，重新饱和水、油，在固定压力下进行水驱油试验，记录不同模型的进水量、驱油效率和渗流速度。

1.3试验结果

表1为真实砂岩微观模型水驱油试验数据统计表。从表1可以看出，驱替类型依次为网状驱替、均匀驱替、网状-均匀驱替、指状-网状驱替和指状驱替，且随着注入倍数的增加，残余油饱和度逐渐减小。

表1 华庆地区长81储层真实砂岩微观模型水驱油试验数据统计表

图1 模型饱和油照片

1)原始含油状态下的油水分布特征 模型油驱水至束缚水状态，即为原始饱和含油状态下的油水分布。因润湿性的影响，束缚水多位于孔隙四周，油膜被水包围，形成水包油滴。孔隙中还有油、水同存的束缚水，油水界面有些凹向水，有些凹向油，界面弯曲度不大。油大多吸附在岩石颗粒的表面，呈浸染状，油-岩界线模糊(见图1(a))。

2)水驱油无水期油水分布特征 在该阶段,水首先沿低阻力通道突进，平面上表现为1个或几个“水道”，水道前缘之间互不相连，前缘之后在较小范围内连通。水的渗流通道在出口端突破较快，水驱油无水期短，无水期水驱油效率低(见图1(b))。

3)油水两相流动期油水分布特征 当注入水突破后,油、水路径在平面上相互交织。随着水的注入，水道之间相互交叉，波及面积增大。水在孔隙中以活塞式和非活塞式2种方式驱替。因岩石表面的弱亲油性，水流过的孔道大多有油膜留下，随着水的不断流过，油膜逐渐变薄，有些油膜被剥掉。水优先通过大孔道，常将小孔、喉包围起来，形成残余油(见图1(c))。

4)残余油饱和状态下油水分布特征 残余油主要以油膜、微观绕流和卡断的形式存在，其中绕流和卡断是残余油形成的主要形式。绕流主要源于岩石表面的润湿性、驱替压力与毛管压力的差异，卡断主要源于低渗砂岩储层较强的贾敏效应(见图1(d ))。

2 贾敏效应分析

2.1贾敏效应对驱油效率的影响

图2 水驱油局部视域图(B451井)

1)对注入压力的影响 试验结果表明，在一定注入压力下注水逐渐停止后必须提高注入压力才能重新恢复注水，此时水相通道大体形成，油滴受力变形通过孔隙吼道时会产生附加阻力，阻止油滴运移。随着压力的升高，注入水能够克服附加阻力将油不断驱出(见图2)。

2)对渗透率的影响 特低渗透砂岩储层油水相对渗透率曲线如图3所示。从图3可以看出，随着注水开发的深入，含油饱和度逐渐减小，油相的连续性逐渐遭到破坏，由贾敏效应产生的阻力凸显出来，主要表现为油水在地下的渗流更加困难，储层总的渗透率降低，油相相对渗透率下降，水相相对渗透率上升。贾敏效应不仅使大量油滴被捕集成残余油，而且可能会“锁死”已形成的水驱通道。因此，一般储层渗透率越低，贾敏效应的影响就越明显。

2.2贾敏效应的循环作用

注：Kro为油相渗透率；Krw为水相渗透率。图3 特低渗透砂岩储层油水相对渗透率曲线

注入压力升高后,已形成的渗流通道又重新被堵塞，这属于典型的贾敏效应[6]。在微观水驱油试验中，压力升高后，水克服原有的附加阻力进入更小的孔隙驱油，形成新的渗流通道。经过一段时间后，通道中形成的油滴(柱)在运移过程中又产生了更大的附加阻力(因通道尺寸级别更小)，使得水无法通过这一通道渗流，此时只有加大注入压力，水才能继续驱替。这样循环下去，最终将发生压力源无法达到所需的注入压力或岩石破裂而发生水窜。在油田实际生产中，注入压力通常恒定，注入水在油层中的流动表现为水流通道不断减小，波及面积和水驱范围不断降低。

3 结论和建议

1) 在特低渗透储层开发中，贾敏效应强烈，孔喉网络中细微孔喉比例高，开发过程中能耗大，贾敏效应成为孔隙介质中不可忽视的渗流阻力，大大增加了水驱油压力。储层非均质性越强贾敏效应越严重。

2) 在试验中贾敏效应在一定程度上制约着水驱油效率，使水驱中油相渗透率下降，水相渗透率上升。

3) 在油田的实际生产中,提高注采系统的注水压力无法消除贾敏效应,因而在该类储层注水开发中应以预防贾敏效应为主。

[1]任晓娟,曲志浩,史承恩,等.西峰油田特低渗弱亲油储层微观水驱油特征[J].西北大学学报(自然科学版)，2005,35(6)：766-770.

[2]高辉，宋广寿，高静乐，等.西峰油田微观孔隙结构对注水开发效果的影响[J].西北大学学报(自然科学版)，2008,38(1)：121-126.

[3]王瑞飞,孙卫.特低渗透砂岩微观模型水驱油实验影响驱油效率因素[J].石油实验地质，2010，32(1)：93-97.

[4]付晓燕,孙卫.低渗透储集层微观水驱油机理研究——以西峰油田庄19井区长82储集层为例[J].新疆石油地质，2005,26(6)：681-683.

[5]何文祥，杨亿前，马超亚.特低渗透率储层水驱油规律实验研究[J].岩性油气藏，2010，22(4):109-115.

[6]邵创国,高永利,林光荣,等.特低渗透储层提高水驱油效率实验研究[J].西安石油大学学报(自然科学版),2004,19(3):23-28.

[编辑] 李启栋

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.12.021

TE122.23

A

1673-1409(2012)12-N066-03