致密储集层初始含水饱和度形成过程实验模拟——以鄂尔多斯盆地延长组长7致密油藏为例

田键，康毅力，罗平亚，游利军

（西南石油大学 油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都 610500）

中国致密油藏地质储量丰富，分布广泛[1]，其中以鄂尔多斯盆地延长组致密油藏的勘探最为引人关注[2-5]。越来越多的勘探实践表明，致密砂岩气藏和页岩气藏局部存在超低含水饱和度现象，即储集层初始含水饱和度远小于由其毛细管力等物性控制的束缚水饱和度[6-7]。据密闭取心资料解释，鄂尔多斯盆地延长组长7致密油藏原油充注程度高，平均含油饱和度超过70%，表明长7致密油藏同样局部存在超低含水饱和度现象[8]。含水饱和度是研究储集层岩石毛细管自吸行为、相渗曲线特征，估算资源储量和开展储集层损害评价的重要对象和指标。因此，准确得到岩心初始含水饱和度成了实验研究的客观基础。学者们对储集层超低含水饱和度进行了成因探索，并通过岩心驱替分别实现了对致密砂岩气藏和页岩气藏超低含水饱和度的实验模拟[9-12]。然而，致密油藏超低含水饱和度的相关实验模拟却未能引起足够关注。

室内通常采用“油驱水”的方式，对饱和模拟地层水后的岩心进行驱替来模拟油藏原油充注过程以及储集层初始含水饱和度形成过程。致密岩心孔喉细小，液体流量极低，油水两相渗流时毛细管阻力极大，要想驱替出更多细小孔喉内部的水相，以实现进一步降低致密岩心内部含水饱和度，则要不断增加驱替压力梯度。文献［13］通过室内实验模拟出了致密油藏岩心超低含水饱和度状态，但实验中的高压力梯度在油藏条件下难以存在。文献［14］通过室内岩心模拟原油充注实验发现无论施加多大的驱替压力也不能使原油充注，更谈不上形成超低含水饱和度，并反推得出延长组只能先成藏后致密的结论。这与后来学者们对于延长组致密油藏先致密后成藏的认识不符[15-17]。

在模拟致密岩心液体渗流时，学者们没有考虑岩心内部液体在孔隙压力下的憋压状态，驱替时岩心内部液体是从入口端开始建立孔隙压力并克服渗流阻力。当以致密岩心为研究对象进行油驱水得到含水饱和度时，出口端附近的油水在开始流动前需要很长的时间来建立起足够的孔隙压力来克服流动阻力，因此往往需要一个极高的驱替压力。鉴于原地层条件下油水在流动前已经处于孔隙流体憋压，本文结合油藏条件下的油水渗流行为和原油充注过程，探索了在岩心出口端加回压来模拟不同孔隙压力对致密岩心单相液体渗流能力的影响，并在此基础上优选出实验回压，对选取的鄂尔多斯盆地延长组长7致密油藏柱塞岩心开展“油驱水”原油充注实验来模拟回压作用下的致密油藏储集层初始含水饱和度形成过程，得到了与该区块密闭取心分析一致的超低含水饱和度结果。

1 致密油藏超低含水饱和度现象

密闭取心是当前较为准确获取储集层含油（气）、水分布状态的手段，可信度高[18]。通过对鄂尔多斯盆地延长组长7储集层进行密闭取心，得出该储集层含油饱和度主要为65.0%～85.0%，平均含油饱和度高达72.8%；而初始含水饱和度较低，主要为10.8%～56.4%，平均含水饱和度仅为27.2%.由于受到物性的控制，致密储集层存在较高的束缚水饱和度，一般为40%～60%，且岩石越致密，束缚水饱和度越高。传统方法驱替结果得到的致密岩心束缚水饱和度一般接近50%，甚至可能更高，远低于密闭取心测得的储集层初始含水饱和度。鄂尔多斯盆地延长组长7储集层密闭取心饱和度分析结果显示，储集层初始含水饱和度远低于其束缚水饱和度，表明储集层存在超低含水饱和度现象。延长组长7段致密油藏室内岩心核磁共振分析得出初始含油饱和度为64.0%，初始含水饱和度为36.0%，其实验结果与密闭取心分析结果相接近[19]，间接证实了长7致密油藏原地存在局部超低含水饱和度现象。致密油藏成藏过程中，原油持续充注、高压生烃排液和高温蒸发等作用，造成了高含油饱和度和低含水饱和度现象[20]。致密油藏储集层含油饱和度达到30%就可以聚集成藏[20]，要想形成大面积连续分布的致密油藏，则储集层含油饱和度要超过40%[21].超低含水饱和度现象使得致密油藏现实储量明显增加，油相动用能力得到提高，证明油藏具备商业开发的潜力；否则，在其自身物性等因素影响下，很难形成工业油流和进行商业开发。

2 实验样品与方法

2.1 实验岩心与液体

实验岩心选自鄂尔多斯盆地延长组长7致密砂岩，主要矿物为石英和长石，其中黏土矿物以绿泥石为主，应力敏感性弱。结合致密油藏物性界定范围并依据长7致密油藏储集层物性划分，选取了3.0 MPa围压下三类空气渗透率级别的岩样开展实验，分别定义为相对低渗、相对中渗和相对高渗。实验岩样基础数据见表1.

表1 鄂尔多斯盆地延长组长7致密油藏实验岩样基本物性参数

分别采用模拟地层水和煤油作为实验液体进行饱和水单相渗流实验和原油充注实验。根据实验岩样所在层位地层水分析数据，配制的模拟地层水信息见表2.实验之前，对配制的模拟地层水进行过滤处理，防止其中固相颗粒堵塞岩心孔喉对实验评价结果带来影响。

表2 鄂尔多斯盆地延长组长7致密油藏模拟地层水配方

2.2 实验流程

自行设计并组装了实验装置，主要包括工作精度为0.001 mL/min的微计量驱替泵、岩心夹持器系统、压力传感器和回压阀（图1）。在实际驱替过程中，通过气瓶来调节岩心出口端回压。在开展原油充注实验前，首先要确定一个实验回压。因此，先通过改变回压来模拟不同孔隙压力下的饱和水单相液体流量测试实验，根据实验结果优选出最佳实验回压。然后，分别开展致密岩心出口端无回压和施加优选出的实验回压下的渗透率测试对比实验，验证回压的作用。最后，根据储集层初始含水饱和度形成过程，采用恒压驱替开展饱和水致密岩心原油充注实验，对比分析出口端有无回压对驱替得到致密岩心含水饱和度结果的影响。

图1 油水驱替实验装置示意图

致密岩心液体流量测试实验流程：①对实验岩心进行饱和模拟地层水处理，测试不同压差下的液体流量；②保持驱替压差不变，测试一系列回压下液体流量的稳定值。实验压差设计为1.0 MPa，1.5 MPa，2.0 MPa，2.5 MPa，3.0 MPa和 3.5 MPa，回压设定从0 MPa依次增大至7.0 MPa（为保护设备及管线，同时缩短测试时间，只测试到7.0 MPa结束）。实验初始围压为5.0 MPa，并在实验过程中根据回压的改变，保持1.0 MPa的增幅进行设定。

原油充注实验流程：将饱和后的岩心装入夹持器，采用传统驱替不加回压的方法开展恒压3.0 MPa驱替实验，监测出口端产液情况，当只监测到出油且连续三次测得稳定流量时，结束驱替并取出称重，随后将岩心装回岩心夹持器，在岩心出口端设定所选取的实验回压，保证驱替压差不变进行驱替，并重复上述步骤，结束驱替并取出称重。在实验过程中，使用同一天平对岩心进行称量。

实验前测得模拟地层水密度为1.035 g/cm3，煤油密度为0.800 g/cm3.驱替前后岩心内部油水饱和度计算公式如下：式中 m1——驱替前岩心质量，g；

m2——驱替后岩心质量，g；

S——所求液相饱和度，%；

ρw，ρo——分别为水和油的密度，g/cm3；

Vp——岩心孔隙体积，cm3.

当驱替前后岩心质量差大于0时，S为水相饱和度，反之，S则为油相饱和度。

3 实验结果与分析

3.1 回压下饱和水致密岩心流量测试

选取YC-2岩样作为实验样品，探索致密岩心单相液体流量在回压作用下的变化情况。测试时，在每一个实验点下驱替至少2 h后开始连续测试3组数据，待误差低于3%时，认为流量稳定，并取算术平均值作为测试值。为了分析不同回压下致密岩心液体流量的变化趋势，需对测得的流量进行归一化处理。以回压0 MPa下测得的液体流量作为基准，对相同压差不同回压下测得的液体流量进行数据归一化，分析流量变化趋势。从图2可以看出，与传统测试中不加回压相比，在回压作用下，测得的液体流量均呈现一个增加趋势，且压差越大，增幅越明显。当回压达到3.0 MPa时，液体流量的增幅达到最大。从实验现象来看，与回压0 MPa下流量相比，存在一个“临界回压”能够测得当前致密岩心液体流量的最大值。根据实验结果，选择3.0 MPa作为实验回压，用来开展后续实验评价。

图2 YC-2岩样不同回压下液体流量变化曲线（引自文献［22］）

3.2 回压下致密岩心渗透率测试

为了验证3.0 MPa实验回压能够提高致密岩心液体渗流能力，选用YC-3岩样对比开展了有无回压作用下的致密岩心液体渗透率测试实验，实验结果见图3.实验结果表明，致密岩心液体视渗透率与压力梯度相关，当压力梯度达到一定值后，所测得的视渗透率保持不变。对比无回压和3.0 MPa回压下实验结果可以看出，在传统方法下测试YC-3岩样液体稳定视渗透率时，所需要的压力梯度高达108 MPa/m；而在3.0 MPa回压作用下，测得YC-3岩样液体稳定视渗透率时，所需的压力梯度降至约29 MPa/m，降幅达到73.14%.传统方法测试稳定视渗透率所需的压力梯度显然难以在油藏环境下实现。可见，在3.0 MPa回压作用下可以显著降低实验测试所需压力，提高测试效率。

图3 YC-3岩样不同回压下液体视渗透率与压力梯度的关系（引自文献［22］）

此外，对比流量变化趋势可以看出，传统方法测试时，在压力梯度低于约70 MPa/m下出现了明显的非线性渗流阶段，表明存在启动压力梯度现象；当在岩心出口端施加3.0 MPa回压后，70 MPa/m下的非线性渗流现象得到弱化甚至消失（图4）。

3.3 原油充注得到含水饱和度

在确定3.0 MPa实验回压后，对3块饱和模拟地层水后的岩心开展油驱水原油充注实验，来模拟储集层成藏时的初始含水饱和度形成过程。根据鄂尔多斯盆地延长组致密油藏埋深和地层压力系数[9，21]，估算储集层有效应力在15.0～20.0 MPa.实验中设计驱替压差3.0 MPa，考虑有效应力不变，因此分别设定0 MPa回压下的实验围压为17.0 MPa，3.0 MPa回压下的实验围压为20.0 MPa.考虑到岩心孔隙体积在高围压会受到一定程度压缩，因此，实验中测得高围压下的孔隙体积作为计算用的孔隙体积。通过完全饱和单相液体岩心在不同围压继续驱替足够时间后，测量岩心质量来计算岩心孔隙体积。岩心孔隙体积在围压20.0 MPa和17.0 MPa测试结果基本一致，故以17.0 MPa下岩心孔隙体积作为基准值进行含水饱和度计算。测试出实验岩样YC-1，YC-2和YC-3在围压17.0 MPa下完全饱和水后的孔隙体积分别是2.083 cm3，3.024 cm3和1.860 cm3.3块致密岩心原油充注实验数据及计算结果见表3.

图4 YC-3岩样不同回压下液体流量与压力梯度的关系（引自文献［22］）

从表3来看，3.0 MPa恒压驱替下，传统方法得到的3块致密岩心含水饱和度为40.8%～49.9%，平均为46.2%；保持驱替压差和有效应力不变，在岩心出口端施加3.0 MPa回压后，此时3块致密岩心的含水饱和度降低至28.4%～32.1%，平均为29.9%，降低了16.3%.在3.0 MPa回压作用下，致密岩心最终含油饱和度平均提高幅度为23.2%，达到70.1%.实验结果表明，在恒压驱替下，采用3.0 MPa回压驱替能够得到更低的含水饱和度。

表3 鄂尔多斯盆地延长组长7致密油藏实验岩样原油充注实验结果

从实验结果来看，相对高渗岩心（样品YC-1）在传统方法驱替下得到的最终含水饱和度为40.8%，3.0 MPa回压作用下，含水饱和度进一步降低至31.6%，降低幅度为22.54%；相对中渗岩心（样品YC-2）在传统方法驱替下得到的最终含水饱和度为49.9%，3.0 MPa回压作用下，含水饱和度进一步降低至29.7%，降低幅度为40.48%；相对低渗岩心（样品YC-3）在传统方法驱替下得到的最终含水饱和度为47.8%，3.0 MPa回压作用下，含水饱和度进一步降低至28.4%，降低幅度为40.58%.实验结果表明，渗透率相对更小时，回压对驱替实验得到的低含水饱和度的贡献越大。图5分别对比了本文3.0 MPa回压下驱替得到的长7致密油藏实验岩样油水饱和度实验结果和传统驱替方法下得到的结果以及文献［9］中密闭取心测试分析的油水饱和度结果。通过对比可知，在3.0 MPa回压下驱替得到的岩心内部油水饱和度与取心解释得到的储集层初始油水饱和度基本一致，证明了3.0 MPa回压下驱替致密岩心得到的油水饱和度的可靠性。

图5 不同回压下鄂尔多斯盆地延长组长7致密油藏实验岩样油水饱和度驱替结果与取心数据对比

4 讨论

鄂尔多斯盆地延长组长7致密油藏在成藏过程中，储集层持续生烃所形成的高孔隙压力为原油充注提供强大的动力，并最终造成储集层原油充注程度高和含水饱和度低[23]。储集层条件下，油水在开始流动之前已经在地层液体孔隙压力作用下处于憋压状态，建立起了足够的孔隙压力。只要充注压力能够克服流动阻力，原油充注就能沿着运移路径发生并排除原来孔隙中的水相。前人在开展致密油藏原油充注实验研究时，一般只考虑和模拟了岩心入口端附近的液体在驱替压力下的憋压状态，岩心出口端则设定为大气压。这样一来，导致驱替时岩心出口端附近的液体一方面受到的有效应力更大，另一方面则需要足够长的时间来建立岩心整体内部液体的孔隙压力用以克服流动阻力。

致密岩心物性极差，流量测试困难，因此传统方法常采用极高的驱替压差开展原油充注实验。由于孔喉非均质性的影响，粗孔喉排驱压力相对更小，导致压差一定时只有粗孔喉内部水能被油驱替，细孔喉内部仍是饱和水状态。增大驱替压差可以波及更多细孔喉，但先前粗孔喉在驱替压差下已经形成优势渗流通道，阻碍压力进入更细孔喉。此时，岩心含水饱和度在整体上很难降低。致密岩心饱和水后模拟递增压差下的原油充注实验表明[21]，即便当实验岩心两端的驱替压力梯度超过7 MPa/cm，含水饱和度也不再变化，实验岩样最终平均含水饱和度为46.0%.要想通过驱替得到更低的含水饱和度，就要使得岩心整体上更多孔喉内部的水相被驱替走。一般而言，岩石渗透率越高，孔喉的连通性也越好，主流孔喉尺寸也相对较大，油相更容易通过孔喉驱替走水相[23]；随着岩石渗透率降低，细小孔喉数量增加，驱替时在油水两相渗流界面阻力及优势通道等效应下，油相在压差作用下很难进入细小孔喉中驱替并置换出水相。

液体在致密岩心中渗流属于微流动[24]，其渗流行为和机理等与人们对常规岩心液体渗流的认识差异显著。其中，液体边界层的存在对渗流的影响是区别于常规岩心最为明显的地方，导致致密岩心液体渗流存在流量低、阻力大、非线性渗流等效应[25-26]。在油藏条件下，无论是粗孔喉还是细孔喉内部的油水在流动前已经处于孔隙压力憋压状态。传统实验方法没有考虑驱替前孔喉内部液体的整体憋压，导致驱替结果与测井数据存在较大差异。本文实验结果表明，传统方法测试中采用低压差驱替时，并非致密岩心内部所有液体均能参与渗流，只有当驱替压力梯度达到一定值后，岩心内部液体整体上才趋于流动稳定，才可以测得稳定的渗透率。对比分析可知，在回压的作用下，可以促进相同压差下更多孔喉内部的液体参与流动，提高孔喉内部液体可动性，弱化非线性渗流特性且能够在低压差下排除更多的水相，改变了传统方法测试致密岩心液体流量和模拟原油充注实验需要极高的压差的状态。这表明，回压可以整体建立岩心内部液体的孔隙压力，特别是岩心出口端液体的孔隙压力能够有效建立，弱化优势渗流通道效应，提高细孔喉内部液体的可动性达到整体上增强液体流量，并显著降低致密岩心液体渗流实验所需的测试压力[27-28]。实验结果对于室内研究致密储集层原油充注、油水相渗行为等有一定的指导意义。

5 结论

（1）鄂尔多斯盆地延长组长7致密油藏储集层原油充注程度高，整体上平均含油饱和度超过70.0%，储集层初始含水饱和度低，一般低于30.0%，局部存在超低含水饱和度现象。

（2）流量低、压差大、时间长是致密岩心液体渗流实验面临的难题。通过模拟回压作用下的液体渗流行为，可以显著提高致密岩心液体流量，降低测试实验压力。

（3）在无回压下驱替时得到的致密岩心平均含水饱和度为46.2%；在回压作用下驱替得到的致密岩心平均含水饱和度为29.9%，平均降低了16.3%，与储集层密闭取心的含水解释结果一致。

（4）室内开展致密岩心液体渗流实验时，可采用回压方法来提高致密岩心液体渗透率测试效率。