王国壮 (中石化华北油气分公司勘探开发研究院，河南 郑州 450006)

王永钢 (陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西 西安 710075)

杜一帆 (中国石油大学(北京)地球科学学院，北京 102249)

李金池 (长江大学地球科学学院，湖北 武汉 430100)

李航航，王昊 (西安石油大学石油工程学院，陕西 西安 710065)

油藏流体在储层中的渗流特征取决于储层多孔介质性质、流体性质和运动状况以及流体与固体间的相互作用等。前人对致密砂岩油藏储层渗流特征、渗流规律研究较多，但浅层储层几乎没有涉及[1～4]。该类储层特征表现为埋藏浅、致密、低孔、低渗、低温、低压，注水开发面临诸多问题[5～7]：①注水井注水压力呈上升趋势，注水难度逐渐增大；②随着注水开发的深入，见水油井逐渐增多，含水上升快，水淹、水窜逐渐增强，注水利用率低，注水效果逐渐变差；③注水井注水量逐渐下降，地层能量补充不足，产液量、产油量呈下降趋势。为探索浅层致密砂岩油藏有效注水开发方法，以鄂尔多斯盆地南部A油田长3油层组油藏为研究对象(埋藏深度350～570m)，通过室内岩心水驱油、相对渗透率试验，探讨浅层致密砂岩油藏储层水驱油、相对渗透率曲线特征，旨在完善该类油藏注水开发理论。

1 水驱油特征

为探讨浅层致密砂岩油藏储层水驱油特征及影响驱油效率的因素，开展了室内岩心水驱油试验。

1.1 水驱油试验

试验中，选取研究区目的层直径为2.5cm规格的标准岩心。试验步聚如下：

1)试验准备。钻取岩心，并将其两端取齐、取平，采用溶剂(酒精+苯)抽提法进行岩心洗油至洁净度荧光三级以下，再将岩心置于真空干燥箱中干燥至恒重，称岩心干重，测量长度、直径。

2)渗透率测定。用氮气测5组不同压差、流量下的气体渗透率，回归出克氏渗透率。

3)饱和水及孔隙度测定。岩心抽真空后加压饱和模拟地层水(总矿化度为32000mg/L)，称湿重，由湿重与干重差、样品体积，计算样品孔隙度。

4)油驱饱和水岩心至束缚水状态。用原油、煤油配制模拟油，黏度为4.56mPa·s(20℃)。模拟油驱替和模拟地层水的岩心至饱和油束缚水状态，计算样品原始含油饱和度及束缚水饱和度。

5)水驱油至残余油状态。用模拟地层水驱替饱和油束缚水状态的岩心，记录不同注入倍数下的出油量、出水量，计算相应的残余油饱和度、驱油效率、含水率。

6)每块样品水驱至累计注入量10PV(出口端含水率接近100%)时，试验结束。

笔者共挑选了9块样品进行水驱油试验，试验结果如表1所示。

表1 水驱油试验结果数据

1.2 试验结果分析

分析典型样品试验结果(见图1、表2)表明，随着注入倍数增加，含水率升高，驱油效率升高。当注入倍数在0.1～1PV时，随着注入倍数的增加，驱油效率和含水率增加较快，增加幅度也较大。当注入倍数大于1PV时，再增加注入倍数，驱油效率和含水率基本不变。

图1 A油田长3油层组注入倍数与驱油效率、含水率的关系

表2 典型样品注入倍数与驱油效率、含水率

孔隙介质中的两相驱替效果除受孔隙度、渗透率、含油饱和度因素影响外，诸如孔隙结构特征、孔隙结构非均质性等也起着重要作用。致密砂岩油藏渗透率低，储层孔隙结构复杂，喉道半径小，孔喉系统中边界层的存在进一步降低了可动流体含量。岩心束缚水饱和度越高，原油充注程度越差(含油饱和度越低)，边界层的存在致使可动油饱和度越低，水驱油效率也越差。

2 相对渗透率曲线特征

大量试验研究表明，相对渗透率不是饱和度的唯一函数，与岩石润湿性、流体饱和顺序、岩石孔隙结构、试验流体、试验温度以及试验压差有关[8～12]。相对渗透率曲线是各影响因素综合作用的结果，宏观地反映水驱油过程中发生的一切复杂物理-化学过程，是研究注水开发过程的重要基础资料和评价油田开发效果的关键性参数[13～15]。与中、高渗储层相比，低渗透储层的油水相对渗透率曲线具有束缚水饱和度高、残余油饱和度高、油水两相共渗区窄、水驱油效率低、含水率高等特点。

2.1 相对渗透率试验

试验方法为非稳态法，执行行业标准SY/T 5345-2007《岩石中两相相对渗透率测定方法》。试验步骤为：

1)样品准备。钻取岩心、制样，岩心洗油、烘干至恒重，称岩心干重，测量岩心长度、直径。

2)测量样品孔隙度、渗透率。用氮气气测渗透率；饱和水称重法计算样品孔隙度。

3)油驱饱和水岩心至束缚水状态。原油驱替饱和水岩心，直至不出水，计量岩心出水量，计算原始含油饱和度和束缚水饱和度。

4)水驱油过程。水驱饱和油、束缚水岩心，记录不同时刻的注入压力、出油量和出水量，计算相应的含水饱和度与两相相对渗透率。水驱至不再出油，试验结束。

选取9块岩心样品进行油水两相渗透率测定，典型样品相对渗透率曲线如图2所示。水相相对渗透率曲线呈现“上挠-直线型”，初期水相渗透率上升较慢，后期上升较快。水驱油过程中，由于喉道较小，毛细管力作用显著，水容易沿壁面推进或者从较小孔喉渗吸，将原油卡断，形成分散相。特别是在水驱后期，含水饱和度较高，油相断成分散油滴。在贾敏效应作用下，这些油滴卡在喉道处无法移动，形成残余油，造成残余油饱和度较高。最终水相相对渗透率上升较慢，水相相对渗透率曲线表现为上挠型。岩心渗透率越低，喉道越小，水相相对渗透率越低。

注：Krw为水相相对渗透率；Kro为油相相对渗透率。图2 A油田长3油层组储层相对渗透率曲线

图2样品相对渗透率曲线可以分为2段：第1段为油水两相共渗区，当水相饱和度大于束缚水饱和度后，水相呈连续流状态开始流动，油相相对渗透率急剧下降，水相相对渗透率增加缓慢。即水相渗透率的增加不足以弥补油相渗透率的下降，两相干扰造成岩样渗流能力整体下降。等渗点后，水相渗流能力大于油相渗流能力。第2段为接近残余油状态，水相饱和度增大至油相停止流动，此时油相失去流动能力，成为残余油，油相相对渗透率为0，水相相对渗透率增加。整个过程，随着含水饱和度的增加油相渗流能力急剧下降，水相渗流能力上升缓慢，岩样整体渗流能力降低。

相对渗透率曲线特征与核磁共振τ2谱匹配较好(见图3)。由图3可知，2块样品τ2谱右峰均不明显，表现为可动流体量低，可动流体百分数、可动流体孔隙度低的特点。其中，A48-86样品的可动流体百分数、可动流体孔隙度为48.25%和8.71%；A48-102样品的可动流体百分数、可动流体孔隙度为43.64%、7.84%。

图3 不同离心力离心后的τ2谱图

2.2 端点相渗特征

先饱和水后油驱是为制造束缚水饱和状态的岩心，以供后续水驱油及相渗试验使用。水驱油试验及相对渗透率试验均是在饱和油岩心的基础上开展的。

相对渗透率曲线的2个端点饱和度分别为束缚水饱和度(Swi)和残余油饱和度(Sor)。试验中样品束缚水饱和度平均为47.11%，残余油饱和度平均为31.82%。样品物性与束缚水饱和度、残余油饱和度相关性不强。总体上，表现为渗透性越好，残余油饱和度越低。

与相渗曲线的2个端点饱和度相对应，存在束缚水饱和度下的油相相对渗透率和残余油饱和度下的水相相对渗透率2个端点相渗值。束缚水饱和度的Kro=Kro(Swi)；残余油饱和度的Krw=Krw(Sor)。上述2个数值越高，说明两相渗流能力越强。

试验表明，Krw(Sor)值越高，水的渗流能力越强，岩石的亲油性越弱，岩石的亲水特性越强，水驱油越容易，但驱油效率未必高。试验表明，研究区储层Krw(Sor)偏低，残余油饱和度较高，故油藏水驱采油效率偏低。

2.3 等渗点相渗、饱和度特征

研究区储层9块样品等渗点含水饱和度较高，平均值57.49%。分析等渗点含水饱和度(Sw)的影响因素，残余油饱和度对等渗点含水饱和度影响较大。残余油饱和度越高，等渗点含水饱和度越高。束缚水饱和度对等渗点含水饱和度影响不大(见图4)。

因油水两相流动干扰，其相对渗透率之和几乎总小于1。等渗点处相对渗透率值越高，表明毛细管压力作用减弱和两相间干扰减小，两相渗流能力越强。分析可知，孔隙结构特征是影响两相流体渗流特征的主要因素。研究区储层致密、孔隙结构复杂、孔道小且不规则、水驱油渗流复杂，这些因素综合导致相渗特征差异明显。

研究区储层束缚水饱和度、残余油饱和度均较高，等渗点处相对渗透率总体低，储层Krw(Sor)偏低，毛细管压力作用较大和两相间干扰较强，油水两相渗流能力较差，表现为水驱采油效率较低。

3 结论

1)A油田长3油层组储层随物性变好，水驱油效率增高。随注入倍数增加，驱油效率有增加的趋势，当注入倍数大于1PV，再增加注入倍数，驱油效率、含水率增幅不大；随束缚水饱和度增加，最终驱油效率降低。

图4 残余油饱和度、束缚水饱和度与等渗点含水饱和度关系

2)长3油层组储层等渗点处相对渗透值低，两相间干扰大，油、水两相渗流能力较差。束缚水饱和度、残余油饱和度均较高，储层Krw(Sor)偏低，水驱采油效率较低。