王建忠,于新畅,孙志刚,李荣强,徐进杰

[1.中国石油大学(华东) 石油工程学院，山东 青岛 266580； 2.中国石化 胜利油田分公司 勘探开发研究院，山东 东营 257000]

随着我国油气资源状况的不断变化和油气田开发技术的快速进步，低渗透油藏已经成为我国石油开发的重要对象。而在低渗透油藏开发过程中所暴露出来的问题也越来越受到人们的重视。低渗透油藏中的流体流动有别于常规油藏，常常表现为渗流阻力大、油水两相互相干扰、启动压力明显、有非达西渗流特征等等[1]。水驱低渗油藏开发中常常存在见水早、含水上升快、水驱效率低等问题。因此确定含水变化规律和特征，弄清含水变化的影响因素，对注水开发低渗油藏，提高该类油藏采收率有重要意义。

水驱低渗透油藏含水率的变化问题属于岩石中油水两相渗流的范畴，含水变化特征必然决定于岩石物性、油水特征和驱动力等因素。近些年，国内学者围绕这一领域开展了广泛的研究，比如王建民等对该类油藏的高含水特征和成因做了研究[2]，孙志刚、刘金玉等通过实验分析该类油藏的含水变化规律[3-4]，苏海波、刘万涛、刘义坤、计秉玉、束青林等学者围绕着低渗油藏的渗流物理问题也做了很有价值的研究[5-9]，但是都缺少对于含水率影响因素的全面分析。低渗透砂岩油藏中微小尺度的孔隙喉道占大部分比例。孔隙是主要的储集空间，而喉道是主要的渗流通道，作用于多相流体的界面张力在狭窄喉道中对水驱油影响不可忽视。毛管力和贾敏效应在水驱油过程会导致流动阻力的变化[10-13]。这些因素都可能影响水驱油效果，导致含水率变化。

1 孔隙的连通性是影响含水变化的重要因素

相对渗透率曲线是正确认识油藏油水两相渗流特征重要依据。对取自胜利油田两口井同层位的两块岩心样品做相对渗透率测试发现，虽然绝对渗透率相近(20×10-3μm2左右)，但相对渗透率却差别却很大，如图1所示。两块岩心在相同饱和度下的水相渗透率明显不同，残余油下水的相对渗透率(下文用Krwmax表示)分别为0.768和0.211，相差3.6倍。根据相对渗透率理论，Krwmax越大意味着水相渗透率随含水饱和度地增大而增大的速度越快，含水率会迅速上升。生产中也证实了这两口井的含水变化情况确实如此。经进一步分析发现这两块岩心的孔隙结构存在较大差别(表1)，其结构系数分别是5.60和1.43，特征结构系数分别为0.19和0.76。结构系数和特征结构系数都是反映孔隙连通性的参数，均为无因次量。这两个系数的表达式如下：

(1)

(2)

图1 胜利油田两口井的油水相对渗透率曲线Fig.1 Oil-water relative permeability curve for two wells in Shengli oilfield

井号孔喉半径/μm分选系数变异系数结构系数均质系数岩性系数特征结构系数Krwmax/(10-3 μm2)滨193-13.413.240.955.600.240.160.190.77滨4302.272.090.921.430.330.540.760.21车271-11.141.751.541.530.120.360.420.29高89-81.291.140.883.610.380.230.310.58垦6281.841.370.743.000.380.280.450.62莱1-4015.064.970.984.370.260.170.230.53莱1-4010.720.901.241.550.190.500.520.24利853-20.170.120.671.990.340.600.740.29梁112-10.891.081.211.700.180.570.480.65永9240.690.811.170.750.190.870.700.33樊142-10.270.250.892.580.230.580.620.50樊142-110.780.570.754.370.290.210.300.78盐22-斜10.660.580.893.180.270.280.350.56滨4270.810.700.873.630.240.260.310.68滨4252.601.990.762.130.500.390.610.58滨7061.410.980.702.070.430.410.680.30永9242.712.140.793.980.340.220.310.50

式中：Cs为特征结构系数，其值越小表示孔隙连通性越差；Φp为结构系数，其值越大表示孔隙连通性越差；R是平均孔喉半径，μm；K为渗透率，10-3μm2；Φ是孔隙度,小数；Dr是相对分选系数。

为了找出水相相对渗透率与岩石孔隙的某些结构特征是否存在相关性，选取了该油区沙河街组4段(Es4)层位17口井的低渗透岩心进行油水相对渗透率测定和压汞法孔隙结构特征参数测定，对比Krwmax与孔隙结构特征参数相关性。这些表征孔隙结构特征的参数包括平均孔喉半径、分选系数、变异系数、均质系数、结构系数、岩性系数及特征结构系数共7个(表1 )。

根据表1中数据，分别建立Krwmax与以上7项参数的散点图，然后计算机采用各种规律自动拟合，并给出相关系数(R2)，7项特征参数的最大相关系数如图2所示。由图可以看出反映孔隙连通程度结构系数和特征结构系数与Krwmax相关性最好(R2>0.5)。而其他5项参数与Krwmax的相关性不大。这基本可以推测岩石孔隙的连通性明显影响水相相对渗透率，从而影响含水率变化。

为了进一步证明孔隙连通性与水相相对渗透率的相关性，对胜利油田各低渗油区的464口井的岩心样品测试资料进行了统计分析。胜利油田低渗砂岩储集层的物性较差,孔隙度多数小于20%，渗透率范围为0.01×10-3～50×10-3μm2，具有中孔低渗或低孔低渗的特点[14]。根据这464口井取心测试资料，把它们分为两组，第一组为Krwmax<0.5的有342口井，第二组是Krwmax>0.5的有122口井。分别建立上述两组井取心样品的孔隙度和渗透率的关系曲线,(图3)。可以看出第一组孔隙度渗透率关系曲线的斜率明显大于第二组，这表明增加相同的孔隙度时第一组岩心渗透率增加的多，即该类储层的连通性更好。换句话说，Krwmax<0.5的储层比Krwmax>0.5的储层连通性要好一些。由此可以进一步断定，孔隙的连通性是影响低渗油藏水驱特征的重要因素之一，孔隙连通性越好水相相对渗透率随饱和度增大而增大的趋势越缓慢，含水上升越慢，水驱效果越好。

图2 胜利油田Es4层7项孔隙结构特征参数与Krwmax的相关性Fig.2 Correlation of Krwmax and 7 pore structure characteristic parameters in the Es4,Shengli oilfield

图3 胜利油田低渗透油藏的孔渗关系曲线Fig.3 Relationship between permeability and porosity of low permeability reservoirs in Shengli oilfield

2 应力敏感性对含水变化的影响

由于岩石孔隙内压力下降，受上覆压力的影响，孔隙结构在应力作用下发生变化导致渗透率和孔隙度的降低，通常称这种现象为储层的应力敏感性。低渗透储层多发育天然微裂缝，而且在开发过程中多采用压裂方式。对于这类存在大量裂缝的低渗储层，在开发过程中，随着地层压力的不断下降，裂缝在岩效应力的作用下会趋于闭合，从而导致应力敏感性更加明显[15]。大量的实验表明，应力变化对低渗透油藏的渗透率有较大的影响，而且裂缝越多、基岩渗透率越小影响越大。而对于孔隙度的影响几乎可以忽略。应力变化，孔隙结构变化，渗透率变化，这些必然导致油水两相流动特征的变化，引起含水率的变化。

低渗油藏渗透率K随地层压降Δp的变化的关系通常用公式(3)[16]表示。式中，K0初始地层压力下的渗透率，10-3μm2;γ为渗透率变异指数，又称渗透率变化模量，可以通过实验获得；Δp为地层压降，MPa。

K=K0e-γΔp

(3)

通过对胜利油田的部分低渗透岩心样品做应力敏感性测试，得到渗透率的应力敏感性曲线如图4所示。实验中是用围压模拟上覆压力。从图4可以看出，渗透率随地层应力下降明显。以滨425-2号岩样为例，初始渗透率是K0=17.9×10-3μm2，用公式(3)拟合的结果是γ=0.249。这样可以很容计算出地层压力只要下降2.8 MPa渗透率就会降到原来的50%。

图4 胜利油田低渗透油藏渗透率应力敏感性测试曲线Fig.4 Stress sensitivity of low permeability reservoirs in Shengli oilfield

低渗透油藏的开发普遍存在能量补充不足的情况，所诱发的应力敏感性伤害不可避免。这种伤害主要集中在两个方面：一是储层绝对渗透率的改变，二是相对渗透率改变。由于低渗透油藏孔隙度对应力的敏感性并不明显，所以渗透率应力敏感的内在机理主要是因为孔隙喉道变小，连通性变差所致，这必然会加剧含水上升速度。

3 原始含水饱和度决定初始含水率

很多低渗透油藏开发初期即见水。胜利油田桩74块投产的加密井，初期平均综合含水为61.5%，樊31块北块的10口井，投产初期平均含水为40.4%。笔者认为这主要是因为较高的原始含水饱和度所致。根据Buckley-Leverett水驱油理论，含水率是相对渗透率的函数，而相对渗透率又与饱和度有直接关系(相渗曲线)，所以原始含水饱和度与初始含水率必然存在一种内在关系。以下用实验可以证实这一点。

通过对原始含水饱和度分别为60.2%,59.1%和22.1%(束缚水)的低渗透储层(物理模型)做水驱油的物理模拟实验，所得数据绘制含水率、采出程度与注入水的孔隙体积倍数之间的关系曲线(图5)。由图可以看出，对于原始含水饱和度为60%左右的两种情况，油井投产即见水，且初始含水率较高(48%左右)，投产初期含水迅速上升，然后进入一个上下波动的中期阶段，到后期是一个长期稳定的特高含水阶段，对于仅含束缚水的情况，明显存在一个无水采油期，注入倍数约为0.1 PV时油井见水，中期阶段还有一个明显的低含水期。这些可以表明，低渗透油藏的原始含水饱和度是决定见水早晚和初始含水率高低的重要因素之一。油田生产中，一些原始含油饱和度较低的低渗油藏往往投产初期就会见水，有的含水率还很高，就是这个原因所致。

图5 胜利油田低渗透油藏不同原始含水饱和度下含水率、采出程度与注入倍数的关系Fig.5 Relationship between water cut,recovery degree and pore volume injected for varying original water saturation in low permeability reservoirs,Shengli oilfield

图5中还可以看出，原始含水饱和度越高采收率就越低，无论原始含水饱和度高低，中期阶段过后，大约注入倍数超过0.5 PV时，水驱效率都会变得很低。所以，低渗透油藏的原始含水饱和度也是影响水驱效率和采收率的重要因素。

4 驱替压力对初始含水率的影响

前面的物理模拟实验中发现，即使在相同的原始饱和度下，驱替速度不同，含水率的变化规律也不同，这说明驱替压力的大小影响含水率变化。为了证实这一点，选择了5块平行岩心样品，初始含水饱和度约60%(技术原因略有差别)，以不同驱替压力做水驱油实验，发现驱替压力小于0.1 MPa时初始含水率为零，0.2 MPa时初始含水率为14%，0.5 MPa时为60%，0.8 MPa时为83%(图6)。这说明，虽然储层中有可流动的水，但仍有可能存在无水采油期。分析其原因，认为是润湿性和毛管力所致。对于亲水岩石来说，水的自发吸渗会导致水的产出需要克服毛管力作用，所以在较小的压力下油更容易从岩心中产出，而水则无法克服毛管力而有向内自吸的趋势。所以水相产出需要一个启动压力。从图6不难发现，这个试验中的水相启动压力应该在0.1～0.2 MPa之间。当驱替压力大于这个启动压力时，将不再存在无水采油期，而且初始含水率随着驱替压力的增大而增大。这一现象也表明，在低渗透油藏中，所谓“束缚水”其实是个相对的概念，较小压力梯度下的“束缚水”随着压力梯度的增大而会变得可以流动。因此注水开发低渗透油藏，适当的控制注入压力有利于控制含水率，提高注水效率。

图6 胜利油田低渗透油藏初始含水率与驱替压力的关系Fig.6 Relationship between the initial water cut and displacement pressure for low permeability reservoirs in Shengli oilfield

油水两相间的界面张力在低渗透油藏狭小的孔隙和喉道中呈现更为突显的毛管力和贾敏效应。考虑到毛管力的大小和贾敏效应的强弱都与饱和度有关，所以，启动压力的大小除了与岩石物性有关之外，必然与含水饱和度存在一定关系。根据油水毛管力曲线，不难断定含水饱和度越大，存在于相对较大孔道中的水所占比例就越多，水相的启动压力梯度就越小。所以孔隙结构、应力敏感性、含水饱和度、毛细管力、驱替压力等这些因素在影响含水变化特征的同时，也会相互影响。

5 结语

低渗透油藏的水驱开发是一个复杂的过程，生产中含水率的变化特征在一定程度上可以反映水驱油效果的好坏。有很多因素会影响含水率变化规律，从本文研究结果来说，储层岩石的孔隙连通性会影响含水率的变化特征，根据原始含水饱和度的大小可以大致确定初始含水率和含水率的变化趋势，适当地控制驱替压力有利于控制含水率，提高水驱效率，如果考虑储层的应力敏感性，建议实施超前注水，以免能量不足造成不可逆的渗透率伤害。