呂建榮，譚鋒奇，許長福，孫 楠，周元澤，付瑋琪

(1.新疆油田分公司 勘探開發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依 834000；2.中國科學(xué)院 計(jì)算地球動(dòng)力學(xué)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 100049；3.新疆油田分公司 工程技術(shù)研究院，新疆 克拉瑪依 834000；4.塔爾薩大學(xué) 石油工程學(xué)院，美國 奧克拉荷馬 74104 )

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克拉瑪依礫巖油藏儲(chǔ)層分類特征及水驅(qū)油規(guī)律

呂建榮1，譚鋒奇2，許長福1，孫 楠3，周元澤2，付瑋琪4

(1.新疆油田分公司 勘探開發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依 834000；2.中國科學(xué)院 計(jì)算地球動(dòng)力學(xué)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 100049；3.新疆油田分公司 工程技術(shù)研究院，新疆 克拉瑪依 834000；4.塔爾薩大學(xué) 石油工程學(xué)院，美國 奧克拉荷馬 74104 )

克拉瑪依礫巖油藏目前處于高含水開發(fā)階段，儲(chǔ)層精細(xì)分類特征研究及不同油藏類型水驅(qū)油機(jī)理和影響因素分析成為油藏提高采收率的基礎(chǔ)和關(guān)鍵.首先利用儲(chǔ)層綜合對(duì)比技術(shù)，從沉積物源、巖石學(xué)特征、物性特征、滲流特征及孔隙結(jié)構(gòu)等方面分析三類油藏，明確導(dǎo)致不同類型礫巖油藏水驅(qū)油機(jī)理存在差異的根本原因；然后基于核磁共振巖心分析技術(shù)進(jìn)行微觀水驅(qū)油機(jī)理研究.實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：水驅(qū)過程中大孔隙中的原油采出程度最高，而滲吸過程中主要?jiǎng)佑弥行】紫吨械脑?，水?qū)方式與滲吸作用的結(jié)合可有效提高礫巖油藏采收率.分析三類礫巖油藏儲(chǔ)層物性、孔隙結(jié)構(gòu)、微觀非均質(zhì)性、潤濕性及原油黏度對(duì)水驅(qū)油效率的影響，其中物性及微觀孔隙結(jié)構(gòu)的不同導(dǎo)致微觀水驅(qū)油機(jī)理的差異，而在宏觀上儲(chǔ)層的非均質(zhì)性、潤濕性和原油黏度又對(duì)注入水的滲流體系和驅(qū)替路徑起決定作用.綜合分析結(jié)果表明:Ⅰ類油藏水驅(qū)油效率最高，Ⅱ類的次之，Ⅲ類的最差.最后結(jié)合測(cè)井與生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料，討論水驅(qū)油特征對(duì)儲(chǔ)層整體水淹規(guī)律的控制作用.當(dāng)儲(chǔ)層性質(zhì)相似時(shí)，注水條件越強(qiáng)，水淹程度越高；當(dāng)注水條件相似時(shí)，儲(chǔ)層物性越好，水淹越強(qiáng)，另外，相同油藏類型物性較差的Ⅲ、Ⅳ類流動(dòng)單元儲(chǔ)層在非強(qiáng)水洗條件下，一般表現(xiàn)為弱水淹層，甚至為油層，成為剩余油富集的有利區(qū).

礫巖油藏； 儲(chǔ)層分類特征； 水驅(qū)油機(jī)理； 影響因素； 水淹規(guī)律； 克拉瑪依油田

0 引言

克拉瑪依油田位于準(zhǔn)噶爾盆地西北緣，是典型的礫巖油藏集中發(fā)育區(qū)，經(jīng)過50多年的注水開發(fā)，大部分油藏已進(jìn)入高含水期，不同油藏類型的儲(chǔ)層特征和水驅(qū)油規(guī)律研究成為目前油藏開發(fā)的難點(diǎn)，也是控水穩(wěn)油和提高采收率的關(guān)鍵[1-3].對(duì)于礫巖油藏儲(chǔ)層特征的研究，胡復(fù)唐等[4]根據(jù)物性和孔隙結(jié)構(gòu)把礫巖油藏分為3類:Ⅰ類油藏,最好，中高滲透性；Ⅱ類油藏,分布最廣，低滲透性；Ⅲ類油藏,滲透性較差，為層內(nèi)嚴(yán)重非均質(zhì)的擬雙重介質(zhì)型油藏.徐懷民等[5]在巖心儲(chǔ)層研究及測(cè)井解釋的基礎(chǔ)上，動(dòng)靜結(jié)合將八區(qū)礫巖油藏劃分為4類儲(chǔ)層，其中Ⅰ類的最好，Ⅳ類的最差.王婷灝[6]等利用薄片觀察和掃描電鏡等技術(shù)分析六中區(qū)礫巖儲(chǔ)層特征，認(rèn)為粒內(nèi)溶蝕孔和粒間溶蝕孔為主要油氣儲(chǔ)存類型，微裂縫、裂隙為主要運(yùn)移通道.李映艷[7]和葉穎[8]等研究六區(qū)和八區(qū)礫巖儲(chǔ)層，儲(chǔ)集空間類型以剩余粒間孔、粒內(nèi)溶孔為主，儲(chǔ)層可以劃分為4種類型，其中以Ⅱ類和Ⅲ類的儲(chǔ)層為主.這些研究成果突出單一區(qū)塊礫巖油藏的儲(chǔ)層分類特征，針對(duì)整個(gè)礫巖油藏的研究比較少，并且基于油藏分類的水驅(qū)油機(jī)理研究鮮見報(bào)道.

對(duì)于礫巖油藏水驅(qū)油機(jī)理及影響因素的研究，高永利等[9]利用微觀仿真地層模型將儲(chǔ)層的孔隙結(jié)構(gòu)照片用顯影技術(shù)復(fù)制到透明材料上，然后進(jìn)行水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，表明水的突進(jìn)現(xiàn)象明顯，細(xì)長喉道中油水以大量的段塞交替運(yùn)移，驅(qū)油效率較低.唐洪明等[10]以七區(qū)礫巖油藏為例，開展不同非均質(zhì)程度模型恒壓水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，表明滲透率越高的巖心越先啟動(dòng)，含水率上升越快，無水采收率越低，驅(qū)油效率越高，層間滲透率級(jí)差越大，模型驅(qū)油效率越低.韋雅等[11]研究不同礫巖油藏的遞減規(guī)律，而對(duì)于不同類型礫巖油藏的儲(chǔ)層特征和水驅(qū)油規(guī)律缺乏整體性的分析.譚鋒奇等研究提高礫巖油藏水淹層識(shí)別準(zhǔn)確率，對(duì)于水驅(qū)油機(jī)理的探索較少[12-15].

基于沉積學(xué)理論，筆者利用儲(chǔ)層綜合對(duì)比技術(shù)研究礫巖油藏的分類特征，分析不同類型油藏的水驅(qū)油機(jī)理，闡明影響驅(qū)油效率的控制因素，明確微觀水驅(qū)規(guī)律與宏觀水淹特征之間的關(guān)系，為礫巖油藏高含水期開發(fā)提供指導(dǎo).

1 儲(chǔ)層分類特征

1.1 沉積物源

克拉瑪依油田克下組油藏是中三疊系在準(zhǔn)噶爾盆地西北緣，沿著與扎伊爾山垂直方向發(fā)育的一系列深切谷[16].扎伊爾山持續(xù)而穩(wěn)定地為盆地提供大量的沉積物，且物源方向具有良好的繼承性(見圖1)[17].由圖1可知：3個(gè)研究區(qū)塊具有相同的沉積物源，其中，六區(qū)的離沉積物源最近，一區(qū)的次之，七區(qū)的最遠(yuǎn)，其沉積物的搬運(yùn)需要經(jīng)過一區(qū)和六區(qū).由于克下組地層是在古生界下石炭統(tǒng)的古風(fēng)化殼上接受的一套正旋回山麓洪積扇沉積，取心井資料分析表明3個(gè)區(qū)塊克下組油藏巖性呈下粗上細(xì)的正韻律旋回特征，巖性主要包括粉細(xì)砂巖、砂巖、含礫粗砂巖、砂礫巖和礫巖等5種，各種巖性質(zhì)量分?jǐn)?shù)比較相似(見圖2)，且主力含油巖性為含礫粗砂巖和砂礫巖[18].

圖1 克拉瑪依油田克下組油藏沖積扇沉積相示意Fig.1 Alluvial fan deposit of lower Karamay group in Karamay oilfield

1.2 巖石學(xué)特征

三類油藏砂礫巖儲(chǔ)層巖石顆粒成分以石英、長石和巖屑為主，但各組分質(zhì)量分?jǐn)?shù)差別明顯.Ⅰ類油藏砂礫巖石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)最高，為30.6%～64.5%，平均為48.4%；長石質(zhì)量分?jǐn)?shù)為5.9%～40.6%，平均為22.1%；巖屑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為13.9%～39.2%，平均為25.2%.Ⅱ類油藏砂礫巖石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)為12.6%～49.9%，平均為33.5%；長石質(zhì)量分?jǐn)?shù)為17.9%～37.9%，平均為30.2%；巖屑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為14.1%～60.2%，平均為29.3%.Ⅲ類油藏砂礫巖石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)為5.8%～55.2%，平均為23.2%；長石質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3.8%～47.6%，平均為33.4%；巖屑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為34.9%～65.3%，平均為40.2%.三類油藏砂礫巖儲(chǔ)層礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)表明，在成分成熟度方面，Ⅰ類的最高，Ⅱ類的次之，Ⅲ類的最差.在顆粒磨圓和分選方面，Ⅰ類油藏砂礫巖儲(chǔ)層巖石顆粒分選因子為2.0～4.7，磨圓為半圓狀—次棱角狀，結(jié)構(gòu)成熟度較高；Ⅱ類油藏分選因子為2.3～5.2，磨圓為半圓狀—次棱角狀，結(jié)構(gòu)成熟度較低；Ⅲ類油藏分選因子為2.9～7.6，磨圓為次棱角狀，結(jié)構(gòu)成熟度最低.三類油藏沉積物源相同，由于沉積環(huán)境、水動(dòng)力、搬運(yùn)距離及后期成巖作用差異，導(dǎo)致儲(chǔ)層巖石學(xué)特征差別明顯.

圖2 三類油藏巖性組分分布Fig.2 Lithologic component distribution of three types

1.3 物性和孔隙結(jié)構(gòu)

1.3.1 儲(chǔ)層物性

三類油藏砂礫巖儲(chǔ)層物性分布特征表明，Ⅰ類油藏儲(chǔ)層孔隙度為13.7%～22.1%，平均為16.9%；滲透率為(0.010～225.000)×10-3μm2，平均為117.600×10-3μm2，孔—滲分布相對(duì)集中，屬于中低孔—中滲透型儲(chǔ)層.Ⅱ類油藏儲(chǔ)層孔隙度為11.2%～22.9%，平均為15.8%；滲透率為(0.005～331.900)×10-3μm2，平均為49.900×10-3μm2，其物性較Ⅰ類差，屬于中低孔—中低滲型儲(chǔ)層.Ⅲ類油藏儲(chǔ)層孔隙度為13.0%～25.3%，平均為18.7%；滲透率為(0.020～1 025.600)×10-3μm2，平均為298.400×10-3μm2，其滲透性最好，屬于中孔—中高滲透型儲(chǔ)層.

圖3 三類油藏砂礫巖孔隙類型百分?jǐn)?shù)Fig.3 The pore type percentage figure of three type conglomerate reservoir

1.3.2 孔隙類型和孔隙結(jié)構(gòu)

通常，礫巖油藏儲(chǔ)層具有原生孔隙與次生孔隙并存的孔隙類型組合特點(diǎn).分析研究區(qū)鑄體薄片，三類油藏砂礫巖儲(chǔ)層發(fā)育粒間孔、填隙物微孔(晶間孔)、粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、微裂縫及礫緣縫等6種孔隙類型(見圖3).其中，Ⅰ類油藏砂礫巖儲(chǔ)層粒間孔最為發(fā)育，粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔依次發(fā)育，填隙物微孔相對(duì)較少，礫緣縫和微裂縫少見，該種孔隙類型組合導(dǎo)致儲(chǔ)層滲透性較好(見圖4(a))；Ⅱ類油藏砂礫巖儲(chǔ)層以粒間孔和粒內(nèi)溶孔為主，粒間溶孔次之，填隙物微孔和微裂縫較為常見，礫緣縫相對(duì)少見，該種孔隙類型組合導(dǎo)致儲(chǔ)層滲透性較差(見圖4(b))；Ⅲ類油藏砂礫巖儲(chǔ)層以粒間溶孔為主，粒內(nèi)溶孔次之，粒間孔較少，填隙物微孔和微裂縫較常見，礫緣縫少見，該種孔隙類型組合導(dǎo)致儲(chǔ)層滲透性較好(見圖4(c)).

三類油藏砂礫巖典型的壓汞曲線(見圖5)存在較大差別.Ⅰ類油藏排驅(qū)壓力較高，曲線斜度較大，幾乎無明顯平臺(tái)段(見圖5(a))，偶見孔隙平臺(tái)段的樣品，其平臺(tái)部分占進(jìn)汞飽和度的10%以下，表明最大連通孔隙喉道集中程度低，進(jìn)汞飽和度為75%～92%，反映儲(chǔ)層微孔和小孔發(fā)育，微觀非均質(zhì)性較強(qiáng)；Ⅱ類油藏排驅(qū)壓力與Ⅰ類的相似，但曲線斜度更大，完全無孔隙平臺(tái)段(見圖5(b))，表明最大連通孔隙喉道集中程度很低，進(jìn)汞飽和度為56%～70%，反映儲(chǔ)層微孔和小孔發(fā)育程度高，孔隙連通性很差，微觀非均質(zhì)性強(qiáng)；Ⅲ類油藏排驅(qū)壓力較低，曲線斜度相對(duì)前2類較小，且有較明顯的孔隙平臺(tái)段，平臺(tái)部分占進(jìn)汞飽和度的10%～25%(見圖5(c))，表明最大連通孔隙喉道集中程度高于前2類油藏，滲透性最好，進(jìn)汞飽和度為60%～92%，說明儲(chǔ)層微孔和小孔發(fā)育，由于排驅(qū)壓力段明顯傾斜，表明其孔喉分選性很差.因此，該類儲(chǔ)層滲透性能好，但微觀非均質(zhì)性是三類油藏里面最強(qiáng)的.

圖4 三類油藏砂礫巖典型鑄體薄片F(xiàn)ig.4 Typical cast slices of three type conglomerate reservoirs

對(duì)于礫巖油藏的三類儲(chǔ)層特征，Ⅰ類油藏滲透性中等，非均質(zhì)性相對(duì)最弱，儲(chǔ)層品質(zhì)最好；Ⅱ類油藏滲透性最差，非均質(zhì)性較強(qiáng)，儲(chǔ)層品質(zhì)較差；Ⅲ類油藏滲透性最好，但顆粒分選差、分布不均勻及接觸關(guān)系復(fù)雜等因素導(dǎo)致非均質(zhì)性嚴(yán)重，儲(chǔ)層品質(zhì)最差.

圖5 三類油藏砂礫巖儲(chǔ)層壓汞曲線形態(tài)Fig.5 Mercury penetration curve form figures of three type conglomerate reservoirs

2 水驅(qū)油機(jī)理

2.1 微觀規(guī)律

礫巖油藏多物源、多水系、快速多變的沉積環(huán)境導(dǎo)致儲(chǔ)層非均質(zhì)性比較強(qiáng)，復(fù)模態(tài)的孔隙結(jié)構(gòu)特征進(jìn)一步增加水驅(qū)油的難度，驅(qū)油效率的影響因素更加復(fù)雜，因此，以驅(qū)替實(shí)驗(yàn)為基礎(chǔ)，分析礫巖油藏的水驅(qū)油機(jī)理，為提高水驅(qū)油藏采收率提供理論依據(jù).傳統(tǒng)實(shí)驗(yàn)方法把巖心當(dāng)作“黑盒”模型，只能研究巖心水驅(qū)油或滲吸過程中一些宏觀參數(shù)對(duì)水驅(qū)油效率的影響，無法給出水驅(qū)油過程中巖石不同孔隙的動(dòng)用狀況，而對(duì)于具有復(fù)模態(tài)孔隙結(jié)構(gòu)的礫巖油藏，不能滿足水驅(qū)油機(jī)理研究的需要.

2.1.1 實(shí)驗(yàn)步驟

(1)將代表性的儲(chǔ)集層巖心抽空，飽和地層水，用核磁共振技術(shù)測(cè)試飽和水狀態(tài)下弛豫時(shí)間T2分布；(2)飽和模擬原油，測(cè)試束縛水狀態(tài)下T2分布；(3)進(jìn)行水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，驅(qū)替一定體積的地層水后，測(cè)試T2分布；(4)重復(fù)實(shí)驗(yàn)步驟(3)，分析驅(qū)替不同體積地層水條件下T2分布.

2.1.2 結(jié)果分析

實(shí)驗(yàn)過程得到多條T2分布曲線，分別為飽和水狀態(tài)曲線、飽和模擬原油狀態(tài)曲線及驅(qū)替不同體積地層水條件曲線(見圖6(a)).由于核磁共振探測(cè)的信號(hào)完全是地層水的信號(hào)，所以測(cè)試結(jié)果反映地層水在孔隙中的分布特征.飽和水狀態(tài)T2分布反映巖心孔喉分布特征；飽和油狀態(tài)T2分布反映束縛水在孔隙中分布特征；水驅(qū)油過程中地層水進(jìn)入巖心排出模擬原油，水的信號(hào)增加，增加量與水驅(qū)排出的油量成正比.不同級(jí)別孔隙在水驅(qū)過程中采出程度的變化規(guī)律見圖6(b)(R為毛管半徑).水驅(qū)初期超大孔隙采出程度可達(dá)35%，而小孔隙采出程度只有12%，說明水驅(qū)過程中優(yōu)先動(dòng)用的是超大孔隙中的原油；采出程度隨著注入孔隙體積倍數(shù)的增加而增加，中大孔隙采出程度增加幅度明顯,而小孔隙增加幅度較??；在長期驅(qū)替后超大孔隙采出程度可達(dá)97%，大孔隙采出程度可達(dá)65%以上，而小孔隙采出程度僅有45%，因此水驅(qū)開采過程中對(duì)采出程度起主要貢獻(xiàn)的是中大孔隙.

圖6 水驅(qū)油過程微觀孔隙變化結(jié)果Fig.6 Result of micro pores change in water display oil process

2.2 微觀孔隙動(dòng)用規(guī)律

用不含氫核的特殊合成油作為模擬原油進(jìn)行滲吸實(shí)驗(yàn)，利用核磁共振技術(shù)監(jiān)測(cè)滲吸過程中水T2分布的變化規(guī)律，實(shí)驗(yàn)步驟同微觀水驅(qū)油機(jī)理，可以得到多條T2分布曲線，分別為飽和水狀態(tài)曲線、飽和模擬油狀態(tài)曲線及不同滲吸時(shí)間曲線(見圖7(a)).飽和水狀態(tài)T2分布反映巖心孔喉分布特征；飽和油狀態(tài)T2分布反映束縛水在孔隙中分布特征；在滲吸過程中地層水自發(fā)滲吸進(jìn)入巖心排出模擬原油，水的信號(hào)增加，增加量與吸滲排出的油量成正比.不同級(jí)別孔隙在滲吸過程中采出程度的變化規(guī)律見圖7(b).在滲吸初期，小孔隙采出程度可達(dá)20%以上，而超大孔隙采出程度不到10%，說明滲吸過程中，優(yōu)先動(dòng)用小孔隙中的原油；隨著滲吸時(shí)間的增加，小孔隙采出程度增幅明顯,而大孔隙采出程度增幅很?。辉陂L期滲吸之后，小孔隙采出程度可達(dá)50%以上，而超大孔隙采出程度僅有15%，因此滲吸過程中主要?jiǎng)佑弥行】紫吨械脑?，滲吸作用可作為水驅(qū)的有益補(bǔ)充，以進(jìn)一步提高油藏采收率.

圖7 滲吸過程微觀孔隙變化結(jié)果Fig.7 Result of micro pores change in imbibition process

2.3 水驅(qū)油差異性

影響儲(chǔ)層微觀水驅(qū)油機(jī)理的因素包括儲(chǔ)層內(nèi)在因素(儲(chǔ)層物性、微觀非均質(zhì)性、潤濕性及原油黏度等)和外部因素(注入孔隙體積倍數(shù)、注入速度及注入水黏度等)2個(gè)方面[19].克拉瑪依三類礫巖油藏典型的相對(duì)滲透率和水驅(qū)油效率曲線特征表明，在相同的注入水黏度、注入孔隙體積倍數(shù)和注水速度條件下，進(jìn)行水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，最終殘余油飽和度、水驅(qū)油效率及水驅(qū)過程中相對(duì)滲透率曲線的變化趨勢(shì)等有較大的差異(見圖8，Sw為含水飽和度)，說明不同類型礫巖油藏的儲(chǔ)層特征對(duì)水驅(qū)油機(jī)理的影響存在一定的差異性.

圖8 三類油藏相對(duì)滲透率與水驅(qū)油效率曲線Fig.8 Relative permeability and water displacing oil efficiency curves for three types of conglomerate reservoirs

三類礫巖油藏儲(chǔ)層特征和對(duì)應(yīng)的水驅(qū)油結(jié)果見表1.由表1可知：Ⅰ類油藏為中低孔中滲儲(chǔ)層，物性較好，微觀非均質(zhì)性相對(duì)較弱，儲(chǔ)層弱親水，原油黏度低，在同等注水條件下水波及程度最均勻，能夠獲得較高的水驅(qū)油效率.Ⅱ類油藏與Ⅰ類油藏相比，物性較差，潤濕性為中性—弱親水，導(dǎo)致束縛水飽和度高，且原油黏度較高，水驅(qū)油相對(duì)困難，加之非均質(zhì)性強(qiáng)，注入水主要沿分布不均的大孔道等優(yōu)勢(shì)疏導(dǎo)體系滲流，導(dǎo)致殘余油飽和度較高，水驅(qū)油效率比Ⅰ類油藏的低.Ⅲ類油藏滲透性最好，但微觀非均質(zhì)性最強(qiáng)，注入水波及范圍嚴(yán)重不均勻?qū)е麓罅啃】缀椭锌椎纼?nèi)的原油無法被驅(qū)替；另外,儲(chǔ)層潤濕性表現(xiàn)為弱親油且原油黏度比較高，增加驅(qū)替難度，最終水驅(qū)油效率明顯低于Ⅰ、Ⅱ類油藏的.三類礫巖油藏的儲(chǔ)層物性、微觀非均質(zhì)性、潤濕性及黏度差異決定儲(chǔ)層的最終水驅(qū)油效率.

表1 三類油藏砂礫巖儲(chǔ)層特征和水驅(qū)油結(jié)果

Table 1 Reservoir character and result of water/oil displacement test comparison of three type conglomerate reservoirs

油藏類型物性微觀非均質(zhì)性潤濕性原油黏度/(mPa·s)束縛水飽和度/%殘余油飽和度/%水驅(qū)油效率/%Ⅰ類中滲較強(qiáng)弱親水6.0～6.221.327.065.7Ⅱ類中低滲強(qiáng)中性—弱親水6.1～27.933.528.157.7Ⅲ類中高滲極強(qiáng)弱親油28.9～86.317.838.253.5

3 影響因素分析

由于礫巖油藏具有孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，巖性、物性變化劇烈，非均質(zhì)性強(qiáng)等特征，在注水開發(fā)過程中整體上表現(xiàn)為見效持續(xù)時(shí)間短、見水時(shí)間快及含水率上升迅速等特點(diǎn).由于三類油藏砂礫巖儲(chǔ)層物性及微觀孔隙結(jié)構(gòu)的不同導(dǎo)致儲(chǔ)層微觀水驅(qū)油機(jī)理的差異，在宏觀上儲(chǔ)層的非均質(zhì)性和潤濕性又對(duì)注入水的滲流體系和驅(qū)替路徑起決定作用[20]，進(jìn)而影響不同類型礫巖油藏的最終采收率.

3.1 微觀孔隙結(jié)構(gòu)

礫巖油藏微觀孔隙結(jié)構(gòu)對(duì)驅(qū)油效率的影響基于儲(chǔ)集層真實(shí)巖心的水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，并結(jié)合鑄體薄片、含油薄片及壓汞資料等，綜合分析不同類型孔隙結(jié)構(gòu)儲(chǔ)集層的水驅(qū)油特征，該方法克服微觀仿真孔隙模型難以模擬真實(shí)巖心中填隙物及孔道內(nèi)表面性質(zhì)影響的缺點(diǎn).結(jié)合圖8的驅(qū)油效率曲線，可以得到三類儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)對(duì)驅(qū)油效率的影響：

(1)Ⅰ類油藏為高孔—高滲儲(chǔ)層，大孔中喉孔隙結(jié)構(gòu)，顆粒分選相對(duì)較好，孔隙類型以未被充填或半充填的粒間孔為主，孔喉分布相對(duì)均勻，喉道類型以縮頸狀為主，孔喉配位數(shù)為3～5，孔喉連通呈網(wǎng)狀，連通率達(dá)70%以上.水驅(qū)油過程中，可形成網(wǎng)狀滲流通道，水驅(qū)波及系數(shù)相對(duì)較高，水驅(qū)油效率最高，平均為61%.Ⅰ類儲(chǔ)集層剩余油分布主要以油斑、油珠附著于孔隙壁面為主.

(2)Ⅱ類油藏為中大孔中細(xì)喉孔隙結(jié)構(gòu)，顆粒分選差，孔隙以半充填粒間孔為主，發(fā)育界面裂縫，孔喉分布不均勻，局部發(fā)育大孔道.喉道類型以片狀為主，孔喉配位數(shù)為1～3.Ⅱ類儲(chǔ)集層孔喉分布不均勻，并存在微裂縫，水驅(qū)油過程中水竄嚴(yán)重，含水率上升快，導(dǎo)致驅(qū)油效率較低，平均為45%.Ⅱ類儲(chǔ)集層剩余油富集于小孔道、孔喉交會(huì)處及盲孔.

(3)Ⅲ類油藏為中孔中滲儲(chǔ)集層，中孔中細(xì)喉孔隙結(jié)構(gòu)，孔隙以半充填粒間孔為主，孔喉分布相對(duì)均勻，連通性好.Ⅲ類儲(chǔ)集層水驅(qū)油時(shí)可以形成稀網(wǎng)狀滲流通道，水驅(qū)波及系數(shù)相對(duì)較高，水驅(qū)油效率高，平均為50%.Ⅲ類儲(chǔ)集層剩余油富集于小孔道及盲孔.

由于《手稿》的寫作恰好在1848年《共產(chǎn)黨宣言》發(fā)表和1867年《資本論》第一卷德文第一版正式面世之間，因而《手稿》成了馬克思思想發(fā)展的重要節(jié)點(diǎn)?！妒指濉吠ㄟ^對(duì)勞動(dòng)的發(fā)展邏輯和資本的使命邏輯的系統(tǒng)闡述，展開了對(duì)資本主義的現(xiàn)實(shí)批判和人的自由全面發(fā)展的瞻望，從而揭示了“歷史向世界歷史的轉(zhuǎn)變”的深層動(dòng)因。

3.2 儲(chǔ)層非均質(zhì)性

3.2.1 層間

圖9 取心井韻律特征Fig.9 Analysis of prosodic features by coring well

3.2.2 平面

表2 三類油藏層滲透率平面分布統(tǒng)計(jì)Table 2 Permeability distribution statistics in plane of three type reservoirs for the layer

3.2.3 水驅(qū)油效率

分析三類礫巖油藏試油資料和產(chǎn)液剖面，結(jié)合微觀水驅(qū)油機(jī)理研究成果[21-22]，在注水驅(qū)油的過程中，礫巖油藏注入水總是沿著物性好、低阻力滲流通道突進(jìn)，物性越好，大孔道區(qū)域越集中，越能控制注入水的流動(dòng)方向，其水洗作用也越強(qiáng)；另外，孔隙結(jié)構(gòu)是影響水驅(qū)油效率和微觀剩余油分布特征的關(guān)鍵因素，長期水驅(qū)導(dǎo)致黏土充填物發(fā)生膨脹、分散和運(yùn)移，一方面大孔道增多，另一方面也導(dǎo)致許多小吼道被堵塞，儲(chǔ)層的非均質(zhì)性進(jìn)一步增強(qiáng)，進(jìn)而影響后期的水驅(qū)油效率和注水開發(fā)效果.分析三類油藏儲(chǔ)層特征和水驅(qū)油效果，三類礫巖油藏中，Ⅰ類的水驅(qū)油效果最好，Ⅱ類的次之，Ⅲ類的最差.結(jié)合層內(nèi)和平面上物性的非均質(zhì)性特征，三類油藏水驅(qū)油規(guī)律體現(xiàn)在2個(gè)方面：

(2)平面上，由于注入水總是沿著大孔道等優(yōu)勢(shì)疏導(dǎo)體系驅(qū)替儲(chǔ)層中的原油，其水驅(qū)油規(guī)律遵循大孔道、高滲透區(qū)水驅(qū)程度強(qiáng)，中孔、小孔、低滲透區(qū)水驅(qū)程度較弱的規(guī)律，其中以Ⅲ類油藏表現(xiàn)最為明顯，Ⅱ類油藏的次之，Ⅰ類油藏水驅(qū)油平面分布規(guī)律相對(duì)較均勻.

3.3 潤濕性

在油氣開采過程中，巖石潤濕性影響油水在多孔介質(zhì)中的分布和流動(dòng)狀態(tài)，進(jìn)而影響油藏的驅(qū)油效率[23].礫巖油藏三類典型潤濕性巖樣的水驅(qū)油效率見圖10.由圖10可知：在相同的注入孔隙體積倍數(shù)下，水濕性儲(chǔ)層驅(qū)油效率最高，可達(dá)60%；其次為中性潤濕儲(chǔ)層，驅(qū)油效率為50%左右；親油儲(chǔ)層驅(qū)油效率較低，一般為45%左右.另外，親油性儲(chǔ)層含水率上升最快，但在中高含水期采收率仍有較大幅度提高，而親水性儲(chǔ)層含水率上升最慢.

圖10 典型巖樣水驅(qū)油曲線Fig.10 Water displacing oil curves of typical samples

3.4 原油黏度

利用實(shí)驗(yàn)方法評(píng)價(jià)不同原油黏度對(duì)水驅(qū)油效率的影響.為保證實(shí)驗(yàn)結(jié)果具有可對(duì)比性，選擇巖心滲透率基本相等的3組巖心，其滲透率分別為(636、628、703)×10-3μm2；原油和煤油混合調(diào)配到實(shí)驗(yàn)所需要的黏度.原油黏度越高水驅(qū)油效率越低，44-3號(hào)巖心原油黏度為50 mPa·s，最終驅(qū)油效率為74.21%；46-1號(hào)巖心原油黏度為200 mPa·s，最終驅(qū)油效率為56.59%；50-1號(hào)巖心黏度居中，最終驅(qū)油效率為65.78%.原油黏度越高,含水率上升越快，水對(duì)原油的驅(qū)替能力越弱，波及范圍越小，容易形成高滲通道，因而油層見水后含水率迅速上升，導(dǎo)致儲(chǔ)層水淹嚴(yán)重.

4 水驅(qū)油規(guī)律對(duì)儲(chǔ)層水淹的影響

(1)在儲(chǔ)層性質(zhì)相似時(shí)，注水強(qiáng)度越大，水淹程度越強(qiáng)，即注水條件為儲(chǔ)層水淹的主控因素；

(2)在同等注水條件下，儲(chǔ)層性質(zhì)差異對(duì)水淹結(jié)果影響比較大，注入水總是優(yōu)先沿著物性和滲流性較好的路徑流動(dòng)，進(jìn)而驅(qū)替儲(chǔ)層中的原油，即物性好的儲(chǔ)層水淹快，水淹程度強(qiáng)；

(3)三類礫巖油藏特殊的沉積環(huán)境和后期成巖作用導(dǎo)致儲(chǔ)層性質(zhì)差異比較大，而相同類型油藏的孔隙結(jié)構(gòu)和滲流體系也存在較大差異.為了適應(yīng)高含水期儲(chǔ)層精細(xì)注水的要求，提高油藏的開發(fā)效率，根據(jù)壓汞驅(qū)替參數(shù)和微觀孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)進(jìn)一步細(xì)分儲(chǔ)層類型.礫巖油藏的儲(chǔ)層類型劃分見表3.由表3可知：不同的儲(chǔ)層類型微觀孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)差異比較大，水淹規(guī)律表現(xiàn)出不同的特征.Ⅰ、Ⅱ類流動(dòng)單元儲(chǔ)層在中—強(qiáng)水洗條件下，一般表現(xiàn)為中強(qiáng)或強(qiáng)水淹層；物性較差的Ⅲ、Ⅳ類流動(dòng)單元儲(chǔ)層在非強(qiáng)水洗條件下，一般表現(xiàn)為弱水淹層，甚至為油層，是剩余油富集的主要區(qū)域.

表3 三類油藏儲(chǔ)層類型劃分Table 3 Reservoir classification of three types of conglomerate reservoir

5 結(jié)論

(1)受沉積環(huán)境、水動(dòng)力情況、搬運(yùn)距離及成巖作用的影響，三類礫巖油藏儲(chǔ)層特征差異明顯，無論在成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度上，還是微觀孔隙結(jié)構(gòu)和微觀非均質(zhì)性上，Ⅰ類油藏的儲(chǔ)層特征最優(yōu)，非均質(zhì)性相對(duì)最弱，Ⅱ類的次之，Ⅲ類的最差.

(2)水驅(qū)過程中優(yōu)先動(dòng)用的是超大孔隙中的原油；長期驅(qū)替后超大孔隙采出程度最高，大孔隙的次之，小孔隙的最低，水驅(qū)開采過程中對(duì)采出程度起主要貢獻(xiàn)的是中大孔隙.另外，滲吸過程中主要?jiǎng)佑弥行】紫吨械脑?，滲吸作用可以作為水驅(qū)的有益補(bǔ)充，可有效提高油藏采收率.

(3)三類礫巖油藏的儲(chǔ)層物性、孔隙結(jié)構(gòu)、微觀非均質(zhì)性、潤濕性及原油黏度差異共同決定儲(chǔ)層的最終水驅(qū)油效率，其中物性及微觀孔隙結(jié)構(gòu)的不同導(dǎo)致微觀水驅(qū)油機(jī)理的差異，而在宏觀上儲(chǔ)層的非均質(zhì)性、潤濕性和原油黏度又對(duì)注入水的滲流體系和驅(qū)替路徑起決定作用.Ⅰ類油藏的水驅(qū)油效率最高，Ⅱ類的次之，Ⅲ類的最差.

(4)當(dāng)儲(chǔ)層性質(zhì)相似時(shí)，注水條件越強(qiáng)，水淹程度越高；當(dāng)注水條件相似時(shí)，儲(chǔ)層物性越好，水淹越強(qiáng)；相同油藏類型Ⅰ、Ⅱ類流動(dòng)單元儲(chǔ)層在中—強(qiáng)水洗條件下，一般表現(xiàn)為中強(qiáng)或強(qiáng)水淹層，物性較差的Ⅲ、Ⅳ類流動(dòng)單元儲(chǔ)層在非強(qiáng)水洗條件下，一般表現(xiàn)為弱水淹層，甚至為油層，成為剩余油富集的有利區(qū).

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2014-12-05；編輯：關(guān)開澄

中國科學(xué)院大學(xué)校部青年教師科研啟動(dòng)基金項(xiàng)目(55103BY00)；國家基礎(chǔ)研究發(fā)展計(jì)劃(973計(jì)劃)項(xiàng)目(2007CB209600)

呂建榮(1980-)，男，碩士，工程師，主要從事油田開發(fā)地質(zhì)方面的研究.

譚鋒奇，E-mail:fengqitan@163.com

TE122

A

2095-4107(2015)04-0021-10

DOI 10.3969/j.issn.2095-4107.2015.04.003