長(zhǎng)慶油田三疊系油藏相滲形態(tài)及儲(chǔ)滲特征

王思儀，柳良仁 （低滲透油氣田勘探開發(fā)國(guó)家工程實(shí)驗(yàn)室，長(zhǎng)慶油田勘探開發(fā)研究院，陜西 西安710018）

王憲文 （長(zhǎng)慶油田蘇里格氣田研究中心，陜西 西安710018）

任肇才，韓建潤(rùn) （低滲透油氣田勘探開發(fā)國(guó)家工程實(shí)驗(yàn)室，長(zhǎng)慶油田勘探開發(fā)研究院，陜西 西安710018）

長(zhǎng)慶油田三疊系油藏屬于特低滲透油藏，油層物性差，孔隙度小，滲透率低，有效砂體連通性差。油井投產(chǎn)之后，地層壓力下降很快，產(chǎn)量遞減大，油田開發(fā)效果不理想[1-2]。為提高長(zhǎng)慶油田三疊系油藏的整體開發(fā)水平，有必要對(duì)油藏的相滲進(jìn)行分類研究，分析不同相滲形態(tài)油藏的儲(chǔ)層特征、滲流規(guī)律及動(dòng)態(tài)表現(xiàn)，形成一套適合于該相滲形態(tài)油藏的開發(fā)技術(shù)，從而達(dá)到提高整體開發(fā)效果的目的。

1 長(zhǎng)慶油田三疊系油藏相滲形態(tài)

根據(jù)相滲曲線中油水相對(duì)滲透率曲線的形態(tài)特征，將長(zhǎng)慶油田三疊系油藏相滲形態(tài)分為Ⅰ型 （水相上凹，油相上凹型）、Ⅱ型 （水相直線型）和Ⅲ型 （油相直線型）3類。

1.1 Ⅰ型

該相滲形態(tài)在研究區(qū)內(nèi)最為常見，其典型曲線形態(tài)如圖1所示。從圖1可以看出，油相相對(duì)滲透率曲線在初期呈陡直下降，隨含水飽和度增加，后期逐漸減緩；在殘余油處所對(duì)應(yīng)的水相最終端點(diǎn)相對(duì)滲透率較高。

圖1 Ⅰ型相滲形態(tài)典型曲線

1.2 Ⅱ型

該相滲形態(tài)在長(zhǎng)慶油田部分地區(qū)較為常見，其典型曲線形態(tài)如圖2所示。該相滲形態(tài)的主要特征為隨含水飽和度的增加，水相相對(duì)滲透率曲線呈近似直線變化，在殘余油處所對(duì)應(yīng)的水相最終端點(diǎn)達(dá)到最大值，但其絕對(duì)值相對(duì)較低。

1.3 Ⅲ型

該相滲形態(tài)在長(zhǎng)慶油區(qū)內(nèi)較為少見，其典型曲線形態(tài)如圖3所示。從圖3可以看出，隨含水飽和度增加，油相相對(duì)滲透率曲線呈近似直線變化，而水相相對(duì)滲透率快速上升，在殘余油處所對(duì)應(yīng)的水相最終端點(diǎn)相對(duì)滲透率最高。

圖2 Ⅱ型相滲形態(tài)典型曲線

圖3 Ⅲ型相滲形態(tài)典型曲線

2 儲(chǔ)滲特征

2.1 儲(chǔ)層特征

1）巖屑成分 不同相滲類型巖屑成分如表1所示。從表1可以看出，Ⅱ型和Ⅲ型油藏巖屑含量較高，Ⅰ型油藏巖屑含量較低。

2）粘土礦物 對(duì)長(zhǎng)慶油田三疊系儲(chǔ)層滲流性能影響較大的粘土礦物主要是水敏礦物，其具體表現(xiàn)是外來(lái)流體進(jìn)入儲(chǔ)層后引起粘土膨脹、分散、運(yùn)移，從而導(dǎo)致滲透率下降[3]。不同相滲類型粘土礦物含量如表2所示。從表2可以看出，Ⅰ型油藏水敏礦物含量明顯偏低，而Ⅲ型油藏伊蒙混層含量最高。

表1 不同相滲類型巖屑成分

表2 不同相滲類型粘土礦物含量

3）孔喉特征 不同相滲類型孔吼參數(shù)如表3所示。從表3可以看出，Ⅰ型油藏面孔率高，平均孔徑大，排驅(qū)壓力、中值壓力最小，中值半徑和退汞效率最大，表明Ⅰ型油藏孔隙結(jié)構(gòu)好，孔喉分布均勻，非均質(zhì)性相對(duì)較弱，原油滲流基礎(chǔ)好；Ⅱ型油藏面孔率中等，非均質(zhì)性程度中等；Ⅲ型油藏非均質(zhì)性最強(qiáng)，孔吼結(jié)構(gòu)最差，原油滲流能力最差。

表3 不同相滲類型孔吼參數(shù)

2.2 滲流規(guī)律

由于儲(chǔ)層非均質(zhì)性、初期壓裂投產(chǎn)以及后期重復(fù)壓裂措施等因素的影響，特低滲透油藏油井滲流方式主要有裂縫型和復(fù)合型。水井在開發(fā)初期以均勻型滲流為主。在注水開發(fā)過(guò)程中，部分井由于受儲(chǔ)層微裂縫的影響，微裂縫開啟后，滲流方式由均勻型變?yōu)榱芽p型，還有一部分井受儲(chǔ)層非均質(zhì)性的影響變?yōu)閺?fù)合型。當(dāng)水井滲流方式為均勻型時(shí)，注入水均勻向周圍油井推近，此時(shí)，驅(qū)替較為均勻；當(dāng)水井滲流方式變?yōu)榱芽p型或復(fù)合型時(shí)，油水井雙向溝通，注入水極易沿裂縫或高滲帶突進(jìn)，造成含水迅速上升直至油井水淹。因此，水井滲流方式的轉(zhuǎn)變對(duì)油水驅(qū)替以及整個(gè)油藏的高效開發(fā)起著至關(guān)重要的作用[6-7]。筆者以水井滲流方式的轉(zhuǎn)變?yōu)榍腥朦c(diǎn)，分析3種相滲形態(tài)典型油藏水井滲流方式由均勻型向裂縫型和復(fù)合型的轉(zhuǎn)變情況。不同相滲形態(tài)油藏水井滲流方式轉(zhuǎn)變參數(shù)表如表4所示。從表4可以看出，Ⅰ型油藏滲流方式由均勻型向非均勻型轉(zhuǎn)變速度遠(yuǎn)小于Ⅱ型和Ⅲ型油藏。

表4 不同相滲類型油藏水井滲流方式轉(zhuǎn)變參數(shù)表

2.3 生產(chǎn)動(dòng)態(tài)

不同相滲形態(tài)油藏油井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)變化曲線如圖5所示。從圖5可以看出，Ⅰ型油藏穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間較Ⅱ型油藏長(zhǎng)，Ⅲ型油藏幾乎沒有穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間，同時(shí)，Ⅰ型油藏含水上升也較Ⅱ型和Ⅲ型油藏緩慢。

圖5 不同相滲形態(tài)油藏油井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)變化曲線

3 結(jié) 論

1）根據(jù)長(zhǎng)慶油田三疊系油藏油水相對(duì)滲透率曲線形態(tài)將其分為Ⅰ型 （水相上凹、油相上凹型）、Ⅱ型 （水相直線型）和Ⅲ型 （油相直線型）3種形態(tài)。

2）儲(chǔ)層特征研究表明，Ⅰ型油藏巖屑、粘土礦物含量低，孔隙結(jié)構(gòu)好，孔喉分布均勻，非均質(zhì)性相對(duì)較弱；Ⅱ型油藏粘土礦物含量、孔吼結(jié)構(gòu)和非均質(zhì)程度均處于中等水平；Ⅲ型油藏粘土礦物含量最高，孔喉分選差，非均質(zhì)性最強(qiáng)。

3）Ⅰ型油藏水井滲流方式由均勻型向非均勻型轉(zhuǎn)變率最小，轉(zhuǎn)變速度最慢；Ⅱ型油藏中等；Ⅲ型油藏水井由均勻滲流向非均勻滲流轉(zhuǎn)變率最大，轉(zhuǎn)變速度最快。

4）生產(chǎn)動(dòng)態(tài)上Ⅰ型油藏穩(wěn)產(chǎn)期長(zhǎng)，含水上升速度小；Ⅱ型油藏穩(wěn)產(chǎn)期較短，含水上升率和遞減均處于中間水平；Ⅲ型油藏幾乎沒有穩(wěn)產(chǎn)期，含水上升速度大。

[1]李道品.低滲透砂巖油田開發(fā) [M].北京：石油工業(yè)出版社，1997.

[2]伍友佳.石油礦場(chǎng)地質(zhì)學(xué) [M].北京：石油工業(yè)出版社，2004：113-121.

[3]王端平，時(shí)佃海，李相遠(yuǎn)，等.低滲透砂巖油藏開發(fā)主要矛盾機(jī)理及合理井距分析 [J].石油勘探與開發(fā)，2003，30（1）：87-89.