河流相储层渗透率对水驱微观驱替效果的影响及挖潜方向研究

陈 科，张旭东，何 伟，尹 超，唐 磊，张 虎，叶仲斌

（1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司中海油实验中心（渤海），天津300452；2.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都610500）

河流相沉积储层的储量和产量在渤海区域都占有重要地位，实现此类油藏的高效开发，对于渤海油田增产、稳产意义重大[1]。但河流相沉积储层地质条件十分复杂，横向变化快，纵向叠合差，储层非均质性严重，开发难度大，在注水开发过程中，由于不同渗透率储层吸水不同导致各储层平面、层间及层内3大矛盾突出，含水上升快，剩余油分布分散，水驱效果差[2-3]。即便如此，海上河流相沉积储层剩余油储量仍然十分可观，有进一步提高原油采收率的空间[4]。对于这类非均质储层，不同渗透率储层之间水驱渗流特征差异、剩余油分布差异以及后期剩余油的挖潜方向等都是亟待解决的问题[5-7]。

目前众多学者针对不同油藏后期剩余油挖潜进行深入研究，但不同渗透率储层剩余油分布差异研究较少。黎盼[8]认为渗透率对可动流体赋存特征影响较大，水驱油效率与渗透率的相关性要好于孔隙度，渗透率参数更能体现储层岩石的渗流特性。安然[9]认为注水开发的过程中，渗透率高的油层微观孔隙半径较大，则其驱油需要克服的阻力较小，渗透率较低的油层，其微观孔隙半径较小，驱油所需克服的阻力较大。因此，在注水压力相同时，当低渗区域孔道驱油还未完成时，高渗区域已经完成驱油过程，吸水压差减小，压力不足以使注入水通过半径较小孔隙，使渗透率相对较低的储层孔道产生不出油或者出油速度很慢的现象。特别是对于非均质性强的储层，存在较多的这种变断面毛管，会产生叠加的贾敏效应，对生产造成严重不利的影响。

据此，该文从微观孔喉尺度，采用压汞实验和微观可视化实验，研究了不同渗透率储层的孔喉特征和微观水驱渗流特征，从而针对性地指导不同渗透率储层后期剩余油的挖潜方向。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

实验用油：模拟油是由渤海油田脱水脱气原油与柴油按一定比例混合而成，黏度20 mPa·s（油藏温度50 ℃）。

实验用水：模拟渤海油田注入水，室内配制，矿化度为11 005 mg/L。

实验用岩样：渤海油田河流相相沉积储层不同渗透率岩心，岩样参数见表1。

表1 实验样品参数统计Table 1 Statistics of experimental sample parameters

压汞实验仪器：全自动压汞仪（美国麦克仪器公司，最大承压为228 MPa，孔径测量范围为5 nm～360 μm）。

微观驱替实验流程，实验室自制，组成为：氮气瓶（纯度95 %）、ISCO-260D 双柱塞微量泵（美国ISCO 公司，排量范围为0.001～107 mL/min，最大注入压力50 MPa）、中间容器（江苏海安公司）、蔡司体视显微镜（德国马尔公司，放大倍率为4.7 x～1 312.5 x，配图像采集系统）、玻璃模型（自制，尺寸为30 mm×30 mm×2 mm，透明度好、光泽度高）、微观岩心夹持器（自制）。

1.2 实验方法

1.2.1 压汞实验[10]

1）选取不同渗透率河流相沉积储层的岩心样品，直径为2.5 cm，长度为6～10 cm。

2）对岩心进行洗油、烘干等预处理后，进行渗透率、孔隙度等常规物性测试。

3）将岩心抽真空后浸泡在汞液中，放入压汞设备，以低流速向岩心中注入汞。

4）当压力达到约228 MPa 时，按设定压力逐级退汞，直到压力降到大气压力，实验结束。

5）实验的同时，通过数据采集设备记录实时监控和自动采集过程中压力的变化、注入汞体积等参数，实验结束后对数据进行后续处理。

1.2.2 微观驱替实验

1）微观模型设计：依据研究区块目的层段岩心样品的铸体薄片，将不同图形的孔隙喉道与岩石颗粒区分开，依次按要求排列串联、提取骨架，将铸体薄片图形1∶1制作成玻璃刻蚀模型，利用显影技术按照制作模型进行曝光刻蚀。

2）检查微观驱替装置气密性以及微观夹持器模型的气密性。

3）饱和油：分别以0.001，0.005，0.010 mL/min 的速度进行交替注入，将模拟油注入非均质模型内进行饱和。

4）水驱：以0.001 mL/min的速度恒速注入，将已经被甲基蓝染色的模拟地层水注入微观可视化模型内，并用显微镜、图像采集设备观察和记录整个驱替过程。

5）提取实验过程中所拍摄的实验图像，对图像进行分析处理，计算得出该驱替实验的波及系数和采收率等参数。

2 结果与分析

2.1 孔喉特征分析

河流的冲淤作用和河床地形地貌是影响河流相储层渗透率变化的主要因素。河床沉积物的岩性、结构以及颗粒分选直接影响着其渗透性的大小，储层渗透率受到区域沉积相的干扰和影响，沿着河道方向储层的物性较好，容易形成水流通道，而与河道垂直的方向上，储层的物性较差，且变化较快，造成波及系数偏低。受河流相沉积特征的影响，存在着主体层位水窜严重、非主体层位动用程度低的问题。

从河流相沉积储层8 块岩样孔喉半径分布范围曲线（图1）可知，1 号、2 号岩样孔喉分选性差，孔喉半径差异较大，不符合正态分布；3～8号岩样孔喉分布比较均匀，孔喉半径分布频率基本符合正态分布特征，分布范围大致接近，基本分布在0.05～50.00 μm，主要分布在10～50 μm；峰值分布频率大小差异较大，分布在15 μm左右。峰值左边的曲线比较陡峭，右边相对比较平缓[11]。

图1 孔喉半径分布范围曲线Fig.1 Radius distribution curve of pore throat

通过对8块岩样孔喉半径进行加权平均，得出平均孔喉半径分布范围为4.30～22.15 μm。由平均孔喉半径和渗透率的相关关系可知（图2），其储集层平均孔喉半径与渗透率有着良好的对数相关性关系，相关性系数为0.963 5，随着渗透率数值的增加，平均孔喉半径逐渐增大[12]。

图2 平均孔喉半径—渗透率关系Fig.2 Relation between average pore throat radius and permeability

2.2 微观水驱渗流特征

模拟高含水油藏水驱开发，对不同渗透率微观可视化模型分别水驱30 PV，观察分析驱替过程中水驱渗流特征以及驱替结束后剩余油分布、微观波及系数和采收率的差别，进一步分析不同渗透率储层后期剩余油的挖潜方向。

根据水驱过程中注入水的渗流规律以及微观剩余油的赋存状态，将不同渗透率模型按微观水驱特征划分为四类[13]：

第一类：1号、2号模型（图3）偏向于垂直河道方向，受到侧向堆积的影响，其孔喉分布较复杂，由于局部泥质胶结严重，孔喉半径明显变小，在注水过程中，注入水无法克服较大的毛细管力进入更细小的孔喉中驱替原油，微观指进现象明显，水驱过程呈指状驱替，波及面积小，绕流及水窜现象明显，驱油效率低，剩余油大片富集，驱油效果最差。水驱结束后，1 号模型波及系数为24.93%，采收率为21.0%；2号模型波及系数为56.57%，采收率为35.8%。

第二类：3号模型（图4）偏向于沿着河道方向的尾端，其孔喉分布相较于垂直河道方向，相对均匀，然而受到微小颗粒沉积的影响，岩心的渗透性偏低。实验可见不同时刻水驱前缘曲线波动幅度大，形状不规则，水驱效果较差。模型见水前，水驱过程呈指状驱替；见水后，随着驱替倍数增大，注入水驱动力增加，波及面积增大，水驱过程呈网状驱替。水驱结束后，波及系数为64.23%，采收率为38.9%。

图4 3号模型微观驱油实验Fig.4 Micro oil displacement experiment diagram of model-3

第三类：4号、5号模型（图5）偏向于沿着河道方向的中部，渗透性较好，孔径分布较为均匀。驱替过程中，注入水始终呈网状驱替，水驱前缘虽整体向模型右端出口推进，但小范围内水流通道易分叉、汇合，局部绕流现象明显。水驱结束后，4 号模型波及系数为67.76%，采收率为44.9%；5号模型波及系数为82.28%，采收率为55.03%。

图5 4号、5号模型微观驱油实验Fig.5 Micro oil displacement experiment diagram of model-4 and model-5

第四类：7号、8号模型（图6）偏向沿着河道方向的初始部分，孔径相对较大，具有很好的渗透性。驱替过程中，水驱前缘依次向模型右端出口推进，不同时刻水驱前缘基本与驱替方向垂直，呈均匀推进，注入水波及面积大、水驱效率高、剩余油含量低。水驱结束后，7 号模型波及系数为82.37 %，采收率为63.7%；8号模型波及系数为79.4%，采收率为59.6%。

图6 7号、8号模型微观驱油实验Fig.6 Micro oil displacement experiment diagram of model-7 and model-8

可见，受到河道冲淤影响，造成不同模型非均质性差异，具有不同的孔径分布，造成渗透性的变化。随着模型渗透率逐渐增大，注入水逐渐呈指状—网状—均匀驱替，波及系数和采收率均呈逐渐增大的趋势[14-16]。

不同渗透率模型水驱油实验得到的剩余油微观分布模式主要有如下几种类型[17-18]：连片状、油膜状、油滴状。

统计各模型下的波及系数、采收率、剩余油分布比例（图7、图8）。随着渗透率增大，各模型的波及系数和采收率均呈逐渐增大的趋势，连片状剩余油比例呈逐渐减小的趋势；当渗透率增大至2 228.7×10-3μm2时，波及系数和采收率均达到最大值，波及系数为82.97 %，采收率为66.1 %，连片状剩余油比例达到最小值，为45.82 %；当渗透率大于2 228.7×10-3μm2时，随着渗透率增大，各模型的波及系数和采收率反而均呈逐渐减小的趋势，连片状剩余油比例逐渐增大。

图7 渗透率—采收率和波及系数关系Fig.7 Relation between permeability/recovery and sweep efficiency

图8 不同渗透率模型剩余油比例Fig.8 Remaining oil ratio of different permeability models

分析认为主要是各模型的孔喉特征差异造成的。当渗透率较低时，平均孔喉半径较小，孔喉分选较差，大孔隙与小喉道连通，注入水的驱动力不足以克服小喉道产生的较大毛细管力，无法进入小孔喉中驱替原油，注入水优先沿阻力最小的大孔喉驱替原油并迅速突破至出口端，而绕过与它并联的中小孔隙、小喉道，大片油被剩余，形成大片未被波及的连片状剩余油。水驱过程为指状驱替，指进现象明显，波及面积小，驱替过程中容易造成卡段、绕流及水窜现象，导致驱油效率低，剩余油大片富集，连片状剩余油比例高。随着渗透率、平均孔喉半径逐渐增大，孔喉分选性逐渐变好，孔喉非均质性减弱，流体在喉道中受到渗流阻力变小，水可以进入到喉道中，水驱过程逐渐向指状—网状—均匀驱替转变，波及面积逐渐增大，连片状剩余油占比逐渐减少，油滴状、油膜状剩余油比例逐渐增多，采收率逐渐增大。当渗透率增大至一定范围后，随着平均孔喉半径增大，注入水驱动力逐渐减小，水驱过程虽为均匀驱替，但能量有限，波及面积有限，反而导致波及系数降低，未波及区域连片状剩余油含量增多，驱油效率降低[19-20]。

2.3 剩余油挖潜方向研究

根据水驱渗流特征及剩余油分布特征，将不同渗透率河流相储层剩余油挖潜方向分成三类。

第一类为渗透率在（73.1～1 005.2）×10-3μm2的储集层。这类储集层平均孔喉半径较小，孔喉分选性较差，大孔隙与小喉道连通，水驱指进现象明显，形成大量连片状的剩余油，波及面积小，有足够的提高空间，后期应以提高驱替液黏度，提高波及系数作为挖潜主方向。

第二类为渗透率在（1 005.2～3 509.6）×10-3μm2的储集层。这类储集层平均孔喉半径较大，孔喉分选性较好，水驱波及面积大，波及区域中油滴状、油膜状剩余油比例较高，后期应以提高驱油效率作为挖潜主方向。

第三类为渗透率在（3 509.6～4 040.6）×10-3μm2的储集层。这类储集层渗透率高、孔隙度高，注入水驱动力不足，能量有限，导致波及面积有限，剩余油连片状比例高。后期适宜以增加注水压力或封堵见水大孔道，使注入水改向，从而提高波及系数作为挖潜主方向[21-22]。

采用真实岩心进行驱替实验研究，得到不同渗透率条件下的驱油效果，各类剩余油挖潜效果见表2。

表2 水驱结束后挖潜效果对比Table 2 Comparison of potential tapping effects after water flooding

第一类采用浓度1 200 mg/L 的聚合物溶液SNF3640C（线性高分子聚合物），黏度44.6 mPa·s；第二类采用1 200 mg/L的聚合物SNF3640C+2 000 mg/L的HDS（α-烯烃磺酸盐类表面活性剂），组成二元复合体系，黏度45.8 mPa·s，界面张力为5.7×10-3mN/m；第三类采用2 000 mg/L 的聚合物溶液SNF3640C，黏度151.1 mPa·s。

根据三类剩余油挖潜结果，采出程度提高效果均大于10%，表明挖潜方向基本符合要求。

第一类采用1 200 mg/L的SNF3640C溶液进行剩余油挖潜，提高波及面积，采出程度提高13.8%；第二类采用1 200 mg/L SNF3640C+2 000 mg/L HDS,以提高驱油效率为主，采出程度提高14.25%；第三类采用2 000 mg/L 的聚合物溶液SNF3640C，提高波及系数，采出程度提高12.71%。

3 结论

1）根据压汞实验结果，河流相沉积储层平均孔喉半径与渗透率有着良好的对数相关性关系，相关性系数为0.963 5，伴随着渗透率数值的增加，平均孔喉半径也逐渐增大。

2）根据微观水驱实验结果，随着储层渗透率逐渐增大，水驱过程逐渐向指状—网状—均匀驱替转变，各模型的波及系数和采收率均呈逐渐增大的趋势，连片状剩余油比例呈逐渐减小的趋势，当渗透率增大至2 228.7×10-3μm2时，波及系数和采收率均达到最大值，波及系数为82.9%，采收率为66.1%，连片状剩余油比例达到最小值，为45.82%；当渗透率大于2 228.7×10-3μm2时，随着渗透率增大，各模型的波及系数和采收率反而均呈逐渐减小的趋势，连片状剩余油比例逐渐增大。

3）渗透率在（73.1～1 005.2）×10-3μm2的储集层后期应以提高驱替液黏度，提高波及系数作为挖潜主方向；渗透率在（1 005.2～3 509.6）×10-3μm2的储集层后期应以提高驱油效率作为挖潜主方向；渗透率在（3 509.6～4 040.6）×10-3μm2的储集层后期适宜以增加注水压力或封堵见水大孔道，使注入水改向，从而提高波及系数作为挖潜主方向。