1、1超低渗透油藏相渗曲线特征及其影响因素探讨摘 要：油水相对渗透率是研究油水两相渗流的基础，是油田开发中参数计算、动态分析以及油藏数值模拟等方面不可缺少的重要资料，应用范围广泛。文章以 A 油田长 6 特低渗透储层为对象，对相对渗透率曲线特征及其影响因素进行分析：该储层相对渗透率曲线受储层岩石润湿性、孔隙结构以及粘土矿物含量等因素影响较为明显。 关键词：超低渗透储层 相对渗透率 储层特征 孔隙结构 影响因素 不同国家和地区的低渗透油田划分标准不统一。 国内通常把空气渗透率在 1050mD 的储层界定为低渗透储层，15mD 为特低渗透，小于 1mD为超低渗透。 随着我国石油勘探开发工作的不断发展，
2、今后低渗透油藏将成为油田开发主要对象。我国低渗透油藏分布广泛，资源量大，特别是鄂尔多斯盆地，是中国目前发展建设的最大油气生产基地，主要发育典型的低孔隙度、低渗透率的砂岩岩性油藏。盆地特低渗透储层岩性主要为细-粉砂岩，孔喉结构以小孔、细喉为主，渗流阻力大、启动压差大，勘探开发难度大，平均采收率低。因此，针对储层特征，加强对这类油藏的渗流特征研究，确定此类储层的油水相对渗透率曲线特征以及主要影响因素，对经济合理开发此类油藏、提高油藏采收率具有重要的现实意义。 文章分析鄂尔多斯盆地华庆油田 A 区块长 63 油层组相对渗透率曲线2特征，找出主要影响因素，进而为下一步开发调整、提高单井产量、提高采收率
3、，经济合理有效开发油藏提供依据。 一、油藏概况 1.储层地质特征 鄂尔多斯盆地 A 油田长 6 油藏，主力油层为长 63，油藏平均埋深2300m，油层平均厚度约为 23m，多物源沉积。储层非均质性强，连通性较差，区块储层物性较周围同类油藏更差，开发难度更大。 1.1 储层孔渗特点 对研究区样品进行统计分析得：孔隙度的分布范围较广，平均为 12% ，峰值主要集中在 515% ；渗透率分布范围广，平均为 0.56mD ，峰值主要集中在 0.30.5mD 。储层属于典型的超低渗透储层，微裂缝发育。 1.2 岩石学特征 研究区砂岩分选状况从差到好均有分布，总体上磨圆程度一般，以次棱状为主；砂岩粒径以细
4、砂岩为主；储层砂岩填隙物以水云母、方解石、铁方解石为主，铁白云石、硅质、绿泥石膜次之，填隙物总量21.56%。 1.3 孔隙结构特征 研究区储层孔隙类型以微孔隙为主，溶蚀孔隙次之，其中微孔隙所占比例为 50.94%，储层平均面孔率为 3.13%，平均孔隙半径为 20.77m ；储层胶结类型以薄膜-孔隙型和孔隙型为主。 2.储层开发特征 油井无自然产能，油井产量低（小于 2t/d） ，投产初期产量递减较快；3绝大多数油井没有无水采收期；水驱效率只有 45%，相对视吸水指数与同类油藏对比偏低；采油采液指数偏低，且随着含水的上升，采油采液指数下降，当含水在 40%左右时，采液指数上升，采油指数继续下
5、降；注水压差和生产压差较大，注水见效缓慢；油藏能量保持水平较低； 3.渗流特征 不稳定试井曲线呈上凹直升型，属非达西流动，注水开发效果较差。二、相对渗透率曲线特征 1.相对渗透率曲线概述 在实验室中，用水驱替原油作出的油相和水相相对渗透率与含水饱和度的关系曲线，称为油水两相相对渗透率曲线。随着含水饱和度 sw 的增加，油相相对渗透率 kro 减小，水相相对渗透率 krw 增大。油水两相的相对渗透率曲线能够明显的反映出油水两相的渗流特征，该区块的相对渗透率曲线见下图，它的特点也就反映了储层水驱油特征和效果。 2.曲线特征 从图 1 中可以看出,该区块相对渗透率曲线有如下特征： 2.1 该区块储层
6、相对渗透率曲线形态为水相上凹型（接近水相直线型）2.2 两相流动范围窄 由实验得知：区块束缚水饱和度为 36.65% ，残余油饱和度35.14%，含油饱和度为 63.35%。这样，油水两相渗流区的含油饱和度变化为 28.2%，理论驱油效率为 44.52%，较低。偏小。数据说明两相流动4范围窄，岩样的水驱油效果较差，其最终采收率较低。 2.3 等渗点含水饱和度大于 50% 说明储层亲水，水占据了小孔道，不易流动；水相需要占据更多的岩石孔隙才能与油相具有相等的渗流能力，在相同的渗流能力下，需要更多水量。 2.4 随着含水饱和度的增加，油相相对渗透率急剧下降，而水相相对渗透率的上升却相对缓慢，没有最
7、终升起来，只有 0.10.2。 三、相对渗透率曲线特征影响因素分析 由于相渗曲线特征是对储层和流体主要物理化学性能的综合反映，其影响因素也十分复杂。下面就该储层相渗曲线特征主要影响因素进行探讨： 1.孔隙结构特征对相渗曲线特征的影响 岩石孔隙结构的影响由于流体饱和度的分布及流动渠道直接与岩石孔隙大小，几何形态及其组合特征有关，直接影响相渗曲线。高渗，大孔隙砂岩两相共渗区范围大，共存水饱和度低，端点相对渗透率高；孔隙小，连通性好的岩芯共存水饱和度高，两相流覆盖饱和度范围较窄，端点相对渗透率也较低；孔隙小，连通性又不好的岩芯两相区和端点相对渗透率都低。 2.孔隙填隙物含量对相渗曲线特征的影响 该渗
8、储层中孔隙系统的微细孔道占孔隙体积的比例很大，填隙物含量较其他地方高，从渗透率曲线特征上看表现为两相流动范围较窄，残余油饱和度比较高，两相渗流阻力大。 53.储层岩石的润湿性对相渗曲线特征的影响 油水在岩石孔隙中的分布影响其润湿性。该区块依据岩石润湿性试验表明岩石为亲水性。亲水性岩石表面被水膜附着，油占据着孔道的中间“宽敞”部位，原油含油饱和度较高，而一些边角死角由于岩石的亲水而被水所占据，造成了水相对油不易流动的情况，水的相对渗透率比油相的相对渗透率低。 4.渗流阻力 在油田实际生产过程中，其他的地质参数和工作制度没有变化的情况下，渗流阻力大会导致油井产量小。对于研究区来说，渗流阻力对相对渗
9、透率曲线的影响是比较明显的。从相渗曲线的形态上看，渗流阻力增大，会使得油相相对渗透率急剧下降而水相相对渗透率却升不起来。 四、结论 1.特低渗透储层孔隙结构中，微细孔道占孔隙体积的比例较大，粘土矿物含量较其它地方高，使得储层相渗曲线两相流动范围较窄，渗流阻力相对较高。开发中需要保持较高地层能量，提高地层中油水流动能力。 2.油相相对渗透率急剧下降时，水相相对渗透率未及时升起，处于较低水平，油井见水后无因次产液指数大幅度下降。油田开发难度大，应当加强油井举升能力，提高携液能力。 3.油水两相相对渗透率特征是各种因素综合作用的结果，是对储层特征和流体特征的综合反映，在实际开发过程，应当合理利用相渗
10、曲线特征，使其正确指导油田开发。 6参考文献 1张学文，尹家宏.低渗透砂岩油藏有谁相对渗透率曲线特征.特种油气藏， 1999，6（2）：2830 2吕伟峰，秦积舜，吴康云，等.低渗岩石孔渗及相对渗透率测试方法综述.特种油气藏， (2011)03-0001-06 3冉立，张烈辉，周 明.低渗透油藏相对渗透率曲线计算方法研究.特种油气藏， (2006) 05- 0065- 03 5沈平平. 1995. 油层物理实验技术M. 北京: 石油工业出版社:163-165, 198-199. 6贾振岐,王延峰,付俊林,等.低渗透下非达西渗流特征及影响因素J.大庆石油学院学报, 2001, 25(3): 73-76. 7刘爱武,李学文.低渗油藏的两相渗流特征及其影响因素J.石油天然气学报, 2006, 28(3): 325-327. 作者简介:吴娟丽，女，1982 年 8 月，现为西安石油大学 2013 届应届硕士毕业生在读，专业为油气田开发工程，主要研究方向为油气藏描述及开发地质建模的理论与方法。
