海上生物礁灰岩油藏水驱油特征分析论文

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　　摘要：生物礁灰岩储层内部微观结构复杂，可归纳为相对致密型、致密裂缝型、孔洞裂缝型和孔隙孔洞型四类储层，其水驱油特征尚不明确。采用短岩心、长岩心、全直径等实验分析方法，明确了不同岩心尺度、不同储集体类型下水驱油特征。研究表明，受微观非均衡驱替现象影响，大孔道易水淹，岩心水驱油实验含水率呈“厂”字形上升的形态；随着渗流空间尺度增大，非均质性增强，驱油效率有降低的趋势。研究结果可以为油藏尺度的渗流机理与开发动态特征分析提供科学依据。
　　关键词：礁灰岩储层；水驱油；微观特征
　　0引言
　　L油田是我国海上最大的生物礁灰岩油田，礁灰岩储层不同于常规的砂岩储层，储层内部孔隙结构复杂，非均质性强，从岩心、成像测井等资料显示，储层内部中高角度裂缝发育。该油田为强底水油田，在复杂储层结构的共同作用下，油水运动规律复杂，生产井显示出不同的上水特征，也为后续油田的挖潜带来挑战[1-3]。为了明确不同储层类型条件下的水驱油特征，本文采用短岩心、长岩心、全直径等实验分析方法，开展不同岩心尺度、不同储集体类型下水驱油实验研究，深入分析礁灰岩油藏的水驱油特征，为后期油藏尺度的渗流机理与开发动态特征分析提供科学依据。
　　1储集空间类型
　　通过岩描、铸体薄片分析和CT扫描实验等资料，礁灰岩储层主要的孔隙类型为粒间孔、溶洞、粒内溶孔、粒间溶孔，主要喉道类型为孔隙缩小型喉道、缩颈型喉道及弯片状喉道，主要的裂缝类型为微裂缝(宽度小于0.15 mm)、中等裂缝(0.15～2.00 mm)、大裂缝(大于2.00 mm)，且裂缝形态多样化。考虑到礁灰岩储层孔隙结构极其复杂，有发育不同尺度、不同形态的缝洞储集空间，多样的储集空间又通过不同的方式连通，基于研究分析，可将礁灰岩油藏的主要储渗空间归纳为四类：相对致密型、致密裂缝型、孔洞裂缝型及孔隙孔洞型[4]，如图1所示：

　　(1)相对致密型。储层基质相对致密，相互之间的连通程度几乎为0，储层具有一定的储集能力，但渗流能力差，储层几乎无有效的渗流通道。
　　(2)致密裂缝型。储层基质相对致密，多条不同级别的裂缝相互连通形成独立的裂缝网络系统。不同组合类型的裂缝系统储渗能力相差很大，主要由裂缝的规模和裂缝系统间的连通程度决定。
　　(3)孔隙孔洞型。该类储层包括三类，孔隙发育型储层、孔洞发育型储层和孔隙孔洞同时发育的储层。储层孔隙、溶洞连片发育，大孔道作为优势渗流通道将孔隙与溶洞系统连通，储层具有较好的储集与渗流能力。
　　(4)孔洞裂缝型。储层孔隙、孔洞发育，裂缝作为“桥梁”将孔隙系统连通，储层具有较好的储集与渗流能力。
　　2水驱油特征分析
　　L生物礁灰岩油田储层可归纳为相对致密型、致密裂缝型、孔洞裂缝型和孔隙孔洞型四类储层。本次研究从短岩心驱替、长岩心驱替、全直径岩心驱替开展水驱油特征分析。由于孔洞裂缝型储层岩心难以获取，短岩心水驱油特征分析主要考虑相对致密型、致密裂缝型和孔隙孔洞型三类储层。
　　2.1短岩心水驱油特征
　　2.1.1相对致密型储层水驱油特征
　　选用2个岩心样品开展水驱油实验，样品的物性如下：1号岩样孔隙度18.03%渗透率25.73 mD；2号岩样孔隙度18.6%渗透率16.66 mD。
　　通过岩心水驱油实验结果可以看出(图2)，1号样品见水时含水率为65.38%，累积注入0.28 PV(PV是pore volume的缩写，指的是孔隙体积倍数，在做水驱油实验时，一般都是注入xx倍孔隙体积的水，如0.28 PV意思为0.28倍孔隙体积)，驱油效率为47.97%；2号样品见水时含水率为45.0%，累积注入0.33 PV，驱油效率为42.31%。相对致密型储层岩心驱替实验发现，其水驱油特征不同于普通砂岩中的低渗储层，礁灰岩储层几乎没有无水采油期，且一旦见水，含水率迅速上升。主要是由于极少数的大孔道成为渗透率的主要贡献值，导致水优先沿局部大孔道等优势渗流通道窜流，一旦见水之后，含水迅速上升。

　　2.1.2孔隙孔洞型储层水驱油特征
　　选用2个岩心样品开展水驱油实验，样品的物性如下：1号岩样孔隙度为31.68%，渗透率为95.6 mD；2号岩样孔隙度33.34%，渗透率为879.9 mD。
　　通过岩心水驱油实验结果可以看出(图3)，1号样品见水时含水率为45%，累积注入0.27 PV，驱油效率为69.68%；2号样品见水时含水率为60%，累积注入0.34 PV，驱油效率为72.54%。孔隙孔洞型岩心表现出见水时间短，见水初期含水率高，一旦见水，含水率很快就达到90%以上的特点。主要是由于大孔道导致水优先沿优势渗流通道窜流，并且由于原油黏度及储层润湿性的影响，加剧了优势渗流通道的水窜现象。

　　2.1.3致密裂缝型储层水驱油特征
　　选用2个岩心样品开展水驱油实验，样品的物性如下：1号岩样孔隙度为16.64%，渗透率为101.8 mD；2号岩样孔隙度23.8%，渗透率为401.1 mD。
　　通过岩心水驱油实验结果可以看出(图4)，1号样品见水时含水率为91.67%，累积注入0.2 PV，驱油效率为56.84%；2号样品见水时含水率为89.4%，累积注入0.32 PV，当注入为0.58 PV时，含水率即达到96.94%，驱油效率为39.37%。致密裂缝型岩心表现出见水初期含水率高，2块岩样的平均初期含水率为90.54%，高于其他储层。这主要是由于裂缝作为极好的渗流通道，水沿裂缝窜流，导致含水上升快，水驱油效率低。

　　2.2长岩心水驱油特征
　　在开展长岩心驱替实验研究过程中，选择有微裂缝和溶孔较发育的且具有代表性的岩心，相关参数如表1所示。
　　长岩心水驱油实验分四个阶段：正常地层水驱油阶段，此阶段是模拟正常水驱开发的驱替动态特征；焖井驱油阶段，此阶段是模拟高含水后关井，依靠毛管力渗析作用能够提高的驱油效率；降回压驱油阶段，此阶段是模拟提液措施对驱油效率的影响；50 PV水洗油阶段，此阶段是模拟储层初期水驱条件下，能够获得的最大水驱油效率。不同阶段水驱油特征实验结果如下，如图5所示：

　　(1)正常水驱油阶段。在注入水达到0.18 PV时突破，突破时采出程度为17.2%，突破后含水率上升很快。当观察出口不再出油时(注水达到0.70 PV)，采出程度为44.21%，含水上升阶段采出程度27.01%，含水上升阶段采出效果较好。
　　(2)焖井驱油阶段。进行了焖井措施，最终累积采出程度为50.01%，焖井阶段增加采出程度5.8%，该阶段结束时累积注入量为1.42 PV，焖井具有一定效果。
　　(3)降回压驱油阶段。与焖井阶段对比，降回压提液阶段一开始含水很高，出油相对减少，而到该阶段后期基本不出油。表明高含水开采阶段提液潜力有限。
　　(4)50 PV水洗油阶段。初始含水率已达到99.5%以上，且出油量不稳定，当驱替到35 PV以后，基本不再出油，阶段采出程度为17.6%，最终采出程度达到75.5%。
　　2.3全直径岩心水驱油特征
　　岩心参数如表3所示，岩心中分布有较大的溶蚀孔隙，也含有裂缝及高渗连通孔道。实验采用纵向驱替方式，模拟底水驱油过程，分析底水纵向驱油效率。
　　岩心驱替动态特征如下：
　　(1)早期水驱油阶段：注入水量达到约0.1 PV后水突破，水突破时驱替效率仅7.34%左右，当含水率上升到99.09%左右时，水的驱油效率达到38.76%，水突破后早期含水率上升很快，中后期变缓。当出口只产水时，进行焖井措施，措施后累积驱油效率为43.73%，阶段提高驱油效率4.97%，表明受基质孔隙连通性差、地层油黏度偏高以及基质亲油性较强的影响，焖井过程地层水对基质渗吸驱油的贡献率较小。
　　在焖井试验后开展了两次降低回压0.5～1.0 MPa的强排驱替实验，该阶段累计注入水量为2.065 PV。降压提液阶段以出水为主，阶段结束后累积驱油效率为46.28%，驱油效率增幅2.55%。

　　(2)晚期高倍水驱油实验
　　在上述实验完成后，继续驱替多倍孔隙体积的水。在驱替水体倍数达到18.36 PV后，含水率为99.87%，阶段平均含水率为99.45%，阶段采出程度为8.66%。此阶段出油量相对较多，但表现出随着注水倍数增加出油量减少的趋势。
　　全直径岩心驱替实验结果显示，地层水驱替+焖井后驱替+降回压驱替+多倍孔隙体积驱替过程最终水驱油效率为54.94%。全直径岩心水驱油效率偏低主要是全直径岩心非均质性强于小岩心。对渗透率较高的礁灰岩全直径岩心，优势高渗通道更明显，加上油水流度比相差较大，水沿优势高渗通道突进，降低小孔道水驱效率，也降低了基质和微裂缝系统渗吸水驱油效率。
　　3结论
　　(1)岩心水驱油实验含水率呈“厂”字形上升的形态。
　　(2)除相对致密型储层受物性影响水驱油效率较低之外，随着渗流空间尺度增大，非均质性增强，驱油效率有降低的趋势。由于油藏尺度的非均质性更强，油藏规模的驱油效率会更低。
　　(3)通过长岩心实验和全直径岩心实验分析，该类油藏的主要产油阶段是高含水阶段，焖井能在一定程度上提高驱油效率，高含水阶段提液效果不明显。

　　参考文献：
　　[1]宁玉萍，王峻峰，罗东红，等.流花油田礁灰岩储层微观性质及驱替特征研究[J].西南石油大学学报(自然科学版)，2017，39(6)：34-42.
　　[2]刘彦子，孙雷，潘毅，等.裂缝性油藏微观水驱油渗流机理可视化研究[J].油气藏评价与开发，2012，2(5)：28-31.
　　[3]张晓林，王亚会，徐伟，等.裂缝性礁灰岩油藏驱替机理研究及应用[J].石油化工应用，2021，40(11)：15-20.
　　[4]李其正，王峻峰，唐海，等.礁灰岩储层微观孔隙结构特征及对生产动态影响[J].油气藏评价与开发，2017，7(6)：1-7.

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