四川盆地公山庙油田中侏罗统沙溪庙组一段致密油藏流体渗流特征

周克明 袁小玲 刘婷芝 余华洁 缪海燕 张琳羚 王 艳 何家欢 肖红林 宋林珂 张 容

1.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院 四川成都 610041

2.中国石油西南油气田公司致密油气勘探开发项目部 四川成都 610051

3.中国石油川庆钻探工程有限公司地质勘探开发研究院 四川成都 610051

致密油藏的概念最早由Ledingham[1]于1947年提出，用于描述含油的致密砂岩。致密油是指以吸附或游离状态赋存于生油岩中，或赋存于与生油岩互层、紧邻的致密砂岩、致密碳酸盐岩等储集岩中，未经大规模长距离运移的石油聚集[2]。北美将致密油定义为分布在成熟的烃源岩内、气体渗透率小于1 mD、孔隙度小于10%、单井无自然工业产能的致密砂岩油藏和页岩油藏。张映红[3]等将致密油定义为以吸附或游离状态赋存于渗透率极低的生烃灶内外砂岩或碳酸盐岩层、生烃泥页岩中，气体渗透率小于2 mD、流度小于1 mD/(mPa·s)、单井无自然工业产能或自然产能低于工业油流下限的轻质油聚集。我国致密油可采资源量居全球第三位，但勘探开发起步相对较晚。四川盆地中部地区（简称“川中地区”）发现的5个致密油田和18个含油区块，由于前期总体投入相对较少，使得实际所获致密油产量与资源评价结果相距甚远，勘探开发效益相对较差[4-7]。“十二五”以来，随着四川盆地致密油勘探开发的不断深入，科技攻关力度持续加大，取得了一定成果，为四川盆地侏罗系致密油藏的勘探开发奠定了一定的技术基础[8-11]。

对致密油藏开发效果的影响，除了储层本身的物性条件、孔隙结构之外，储层岩石的润湿性至关重要。储层岩石的润湿性不仅决定原油的赋存状态和油水的微观分布，而且影响油水两相的渗流机理和渗流特征。测定储层岩石的润湿性，能够获得油藏评价、开发方式研究、动态分析和储层改造等工作中不可缺少的油藏物性参数。实验室测定岩石润湿性的方法主要有接触角法、离心机法、Amott法[12]和USBM（United States Bureau of Mines，美国矿业局）法[13]等，近年来为了提高测试效率，又发展了相对渗透率曲线法[14]、自吸速率法[15]和核磁共振法[16-17]。我国石油天然气行业已建立成熟的油藏岩石润湿性测定方法标准[18]并得到广泛应用。

大量研究表明，在低渗透致密油藏中，流体渗流不符合达西定律，计算两相流体相对渗透率的传统方法——JBN（Johnson、Bossler和Naumann）方法也不适用于该类油藏。赵国忠[19]等在考虑两相渗流拟启动压力梯度的影响后，发现油水两相相对渗透率曲线特征有明显变化；
Thomas L.K.[20]等也发现多孔介质中存在启动压力现象；
Prada A.[21]等利用盐水通过胶结岩心渗流时亦发现启动压力梯度现象；
Zeng B.Q.[22]等研究了不同组分流体对岩石启动压力梯度的影响；
丁景辰[23]和李宁[24]等研究了致密气藏的启动压力梯度和气体低速非达西渗流特征；
孙东惺[25]研究了致密多孔介质低速非线性渗流机理，认为流体在致密多孔介质中存在低速非达西渗流现象；
樊东艳[26]等认为，不同井型中流体的启动压力梯度主要影响中后期流动形态，考虑启动压力梯度后的压力及压力导数曲线后期出现不同程度的上翘，表明致密油藏中流体渗流需要更多的能量消耗，因此在致密油藏实际开发中，应注意合理配产，防止地层压力下降过快。

常规多孔介质中油水、气水和油气两相的渗流机理研究、相对渗透率测定方法均比较成熟，通过几十年的发展，我国石油天然气行业已形成完善的标准体系[27]。尽管致密油气藏岩石中两相流体相对渗透率曲线的测定比较困难，但目前也基本采用该标准体系。

本次以川中地区公山庙油田中侏罗统沙溪庙组一段致密油藏为研究对象，选取代表性样品，开展储层岩石润湿性测定、流体低速渗流实验、恒速水驱油实验和自发渗吸实验等多项研究，从而得到该油藏的流体渗流特征，为致密油藏的合理高效开发包括储层改造措施提供技术支持。研究成果对四川盆地页岩油的勘探开发也具有借鉴意义。

公山庙油田沙一段致密油藏的储层岩性主要为岩屑长石石英砂岩、岩屑长石砂岩、岩屑石英砂岩。平面上岩石矿物成分差异较大，其中石英含量50.92%～70.00%，长石含量9.08%～20.60%，岩屑含量8.43%～13.80% ；
孔隙度分布在1.39%～4.50%之间，主要集中分布在3.50%左右；
基质平均渗透率分布在0.072 4～0.592 0 mD之间；
测井解释含水饱和度在50.0%左右；
储集类型为裂缝-孔隙型[28]。沙一段储层岩石喉道类型主要由点状喉道、片状喉道、缩颈喉道和管状喉道组成（图1），其中以片状喉道居多，构造微裂缝不发育。片状喉道对孔隙起连通作用，储层岩石的渗透率高低也主要取决于片状喉道的大小、分布和数量。

图1 公山庙油田G30井沙一段储层典型的孔隙结构特征图（点状、片状、缩颈、管状喉道）

储层岩石的润湿性是岩石吸水排油能力及水驱油效率的主要控制因素。参考油藏岩石润湿性测定标准，本次研究利用中性煤油和80 g/L的标准盐水（mNaCl∶mCaCl2∶mMgCl2·6H2O=7∶0.6∶0.4，m表示质量），采用自吸驱替法对公山庙油田沙一段致密油藏2口井（G27、G36井）的钻井取心样品进行岩石润湿性测定。实验结果表明：G27井沙一段席状砂体油藏岩石的相对润湿指数为0.10～0.17，G36井沙一段河道砂体油藏岩石的相对润湿指数为0.24～0.30。按照润湿指数判别标准[18]，公山庙油田沙一段致密油藏储层岩石的润湿性总体上为弱亲水，且河道砂体的亲水性略高于席状砂体（表1）。

表1 公山庙油田沙一段致密油藏储层岩石润湿性测定结果表

开展储层岩石低速渗流实验的目的，是为了研究公山庙油田沙一段致密油藏储层岩石中流体的低速非达西渗流现象。前已述及，国内外学者已开展大量的低速渗流实验研究，认为流体在低渗透致密储层岩石中存在低速非达西渗流现象。当储层岩石中存在一定量的自由水或束缚水时，也发现了气体低速非达西渗流现象。低速非达西渗流的明显特征为驱替压力或压力梯度与流量的关系曲线不经过坐标原点，表现出流体通过多孔介质时具有启动压力或启动压力梯度。启动压力梯度是指储层岩石孔隙内流体通过单位长度的岩石所需要的最小压力，该压力理论上与油藏岩石的润湿性、孔隙结构、孔隙连通性和通过流体的性质有关。孙黎娟[29]研究表明，油藏的启动压力梯度与其液体的流度呈双曲反比例关系，二者的乘积为一常数，该常数仅与油层及通过的液体有关。

3.1 低速渗流实验方法

选择公山庙油田沙一段致密油藏G30井沙一段储层样品作为实验样品，采用80 g/L的标准盐水（mNaCl∶mCaCl2∶mMgCl2·6H2O=7∶0.6∶0.4，m表示质量）作为实验用地层水；
采用现场分离器取得的原油，经脱水脱气后与中性煤油进行复配作为实验油。

低速渗流实验流程简化示意图见图2。实验的主要步骤为：①按岩心分析方法标准[30]测定样品的孔隙度和渗透率，然后将样品抽真空加压饱和地层水。②将饱和地层水后的样品老化12 h以上并装入岩心夹持器，在平流泵的计量精度范围内，以尽可能低的速度进行恒速水驱实验。③当岩心夹持器出口端见水时，记录进、出口端的压差作为地层水通过样品的最小流动压差，并以最小流动压差为参考点，逐渐提高进口压力来进行地层水的低速渗流实验。④实验油的恒速驱替实验与地层水相同，但实验前需将样品饱和地层水并进行油驱水以建立束缚水饱和度（或原始含水饱和度）。

图2 低速渗流实验流程简图

3.2 实验结果与分析

3.2.1 地层水和实验油的低速渗流特征

无论基质样品还是人工造缝样品，在100%饱和地层水条件下的地层水低速渗流实验，绝大部分样品并未发现启动压力或启动压力梯度的存在，即单相地层水渗流依然符合达西渗流特征。但在通过油驱水建立束缚水饱和度的条件下（可简称为“束缚水饱和度条件下”“束缚水条件下”“含水条件下”），实验油的低速渗流存在启动压力或压力梯度，表现为低速非达西渗流特征。

以G30井4-35-1号样品为例，该样品长度5.26 cm，渗透率0.220 mD。在100%饱和地层水条件下，随着驱替速度的增加，地层水的驱替压力逐渐增大，低速渗流曲线为一条直线，且经过坐标原点（图3），表明实验样品在完全饱和地层水条件下的单相低速渗流不存在启动压力或启动压力梯度，其低速渗流特征与单相气体低速渗流实验不存在启动压力梯度的特征一致[24,31-32]。沙一段油藏岩石虽然亲水性较弱，但毛细管压力仍然是流动的动力，因此，地层水在储层岩石中的单相流动不存在启动压力梯度。而在束缚水饱和度条件下，随着驱替速度的增加，实验油的驱替压力也逐渐增大，渗流曲线虽表现为一条直线，但直线不再经过坐标原点（图3），表明在含水条件下实验油的低速渗流存在启动压力或启动压力梯度，这与完全饱和地层水的水相渗流特征及单相气体的低速渗流特征完全不同。实验油的低速渗流曲线在纵轴上有明显的截距，表明实验油通过含水储层时需要一个附加的启动压力或启动压力梯度。

图3 G30井4-35-1号样品压力梯度与驱替速度的关系曲线图

3.2.2 束缚水条件下的油相渗流特征

在束缚水饱和度条件下，实验油低速渗流的启动压力和启动压力梯度实验结果见表2。

表2 实验油的启动压力和启动压力梯度实验数据表

在束缚水饱和度条件下，实验油的低速渗流普遍存在启动压力或启动压力梯度，即表现出低速非达西渗流特征。究其原因，是由于储层岩石具有弱亲水性，样品孔隙中吸附的束缚水膜减小了流体渗流通道，这不仅增加了实验油的流动阻力，同时使得油水两相与岩石之间存在界面张力。当油相流经孔喉变异处时产生了水锁效应，进而增大了附加流动阻力。因此，在相同的驱替速度条件下，较之100%的饱和地层水，实验油在通过狭窄喉道时必须要克服更大的流动阻力。启动压力产生的根本原因，就是多相流体流经狭窄的孔道时，流体间接触界面发生形状变异而产生附加阻力，即产生了贾敏效应。致密储层孔喉空间赋存水对流体渗流能力的影响十分显著，油藏开发过程中一旦赋存水发生流动，将对油相渗流产生较大影响[33]。

3.2.3 启动压力梯度与渗透率的关系

启动压力梯度的大小不仅与样品的含水饱和度大小有关，而且与样品的渗透率高低有关。公山庙油田沙一段致密油藏储层流体的启动压力梯度与实验样品的渗透率具有较好的相关性（图4）。如图4所示，随着实验样品渗透率的增大，启动压力梯度逐渐降低。当渗透率从0.01 mD数量级增大到1.00 mD数量级时，启动压力梯度快速降低（图4a）；
当渗透率大于1.00 mD数量级后，启动压力梯度下降趋势逐渐变缓（图4a）。总体上，启动压力梯度随渗透率的变化趋势与根据赵国忠[19]实验数据所绘图（图4b）的趋势相似。

图4 实验油的启动压力梯度与样品渗透率关系图

3.2.4 裂缝的存在对渗流特征的影响

表2和图4表明，裂缝的存在（表现为渗透率的数量级增大）使实验油的启动压力大为降低。如4-33-1号样品人工造缝后的渗透率高达59.900 mD，该样品地层水的低速渗流实验显示不存在启动压力，在49.1%的束缚水饱和度条件下，实验油的启动压力梯度只有0.04 MPa/m。裂缝在宏观上改善了流体的渗流通道和渗流方式，因此对低渗透、特低渗透致密油藏进行大规模压裂改造，可大幅度降低甚至消除流体渗流的启动压力，提高油井产能及致密油藏的动用程度[34-36]。此外，高含水致密油气藏的试井解释异常往往是由于没有考虑启动压力梯度造成的。不考虑启动压力梯度时的单井控制半径，通常远小于考虑启动压力梯度时的单井控制半径，如果采用前者作为单井控制半径，那么计算的单井控制储量也会偏小，与油气藏实际严重不符[37]。

随着油藏开发过程中地层能量逐渐衰减，油井产量也将不断下降。为了保持地层能量、延长油藏稳产时间，通常采取注水或注入表面活性剂等开发方式。油水两相渗流实验或水驱油实验是模拟流体注入油藏的开发过程和评价其开发效果的重要手段。

4.1 油水两相渗流实验方法

油水两相渗流实验方法主要有恒压驱替、恒速驱替和渗吸交换等几种。恒速驱替实验的基本原理是将获得基本物性参数的实验样品，在建立束缚水饱和度后，以恒定的驱替速度将一定孔隙体积倍数的实验流体（地层水）注入样品中，获得样品的产出油量与驱替时间、驱替速度或注入倍数之间的关系，并计算水驱油的驱油效率[27]。

油水渗吸交换实验是对获得基本物性参数的实验样品，在建立束缚水饱和度后，将样品浸泡于地层水中，在毛细管压力的作用下，由于样品的亲水性，水相自发吸入样品孔隙中，将原油从较大的孔隙或裂缝中排出，由此获得渗吸时间与吸水排油量之间的关系，并计算渗吸驱油效率。油藏岩石的湿润性对油水两相渗吸驱油效率和油水两相的相对渗透率具有重要影响[38]。

4.2 恒速水驱油实验结果及分析

以G30井4-33-1号样品为例，样品造缝后的孔隙度为9.01%，渗透率为59.900 mD。将样品建立束缚水饱和度，按0.1 mL/min的速度进行水驱油，驱替结束后重新建立束缚水饱和度，依次完成0.5 mL/min、1.0 mL/min、2.0 mL/min和3.0 mL/min速度下的水驱油实验，获得了不同驱替速度下的水驱油效率。实验表明，5次恒速驱替实验所建立的束缚水饱和度在48.0%～52.8%之间（实验条件基本一致），不同驱替速度下的最终驱油效率在17.7%～23.0%之间，其中无水期驱油效率在10.1%～19.5%之间，剩余油饱和度在36.9%～42.8%之间（表3）。

表3 不同驱替速度下的水驱油效率实验数据表

对于非均质性很强的裂缝样品，在水驱油实验过程中，由于裂缝渗流能力强，水驱油时容易出现水沿裂缝系统窜流或指进，造成水驱波及面积和波及效率较低，严重降低了驱油效率。在5种不同的驱替速度下，当注入倍数小于5 PV时，随着注入倍数的增加，驱替效率快速上升；
当注入倍数大于5 PV时，随着注入倍数的增加，驱替效率逐渐趋于稳定（图5）。

图5 G30井4-33-1裂缝样品的驱替效率与注入倍数关系图

不同驱替速度下的水驱油实验表明，并非注入速度（即驱替速度）越大，水驱油效果越好。当驱替速度从0.1 mL/min提高至1.0 mL/min时，无水期驱油效率从16.4%增大为19.5%，最终驱油效率从18.6%增大到23.0%。但当驱替速度继续增大至3.0 mL/min时，无水期驱油效率急剧下降为10.1%，最终驱油效率下降到17.7%（图6）。分析原因是样品存在裂缝，裂缝成为流体流动的优势通道，注入水在高速驱替下沿裂缝发生水窜，以及在大孔道中发生指进，导致波及面积和波及效率降低。

图6 G30井4-33-1裂缝样品的驱油效率与驱替速度关系图

4.3 渗吸交换实验结果及分析

选择G27、G30井沙一段储层4个样品进行渗吸实验（其中2个样品具有裂缝）。实验结果如表4所示，在束缚水饱和度条件下，没有裂缝的2个基质样品的最终渗吸驱油效率分别为9.2%和13.3%，平均值为11.3%；
具有裂缝的2个人工造缝样品的最终渗吸驱油效率分别为14.3%和17.9%，平均值为16.1%。总体上，渗吸驱油效率与样品的渗透率有关，渗透率越大，驱油效率越高；
裂缝样品的渗吸驱油效率大于基质样品的渗吸驱油效率。

表4 束缚水饱和度条件下的渗吸实验结果表

驱油效率与渗吸时间的关系图（图7）显示，样品在吸水排油初期，驱油效率随渗吸时间的增加而快速增高；
当渗吸时间大于30 h后，渗吸驱油效率的增高逐渐变缓；
渗吸时间大于60 h后，驱油效率的增高趋势进一步变缓，渐趋稳定。渗吸实验中观察到，大量的油珠成串分布在裂缝缝口，说明裂缝样品的渗吸速度明显大于基质样品的渗吸速度。分析原因是当水从高渗透的裂缝面进入样品深处后，与内部孔隙中的实验油发生了渗吸交换，将实验油从裂缝中排出。实验结果表明，对低渗透、特低渗透致密油藏采取大规模的压裂改造而形成大量的有效缝网[39]，同时辅以单井吞吐（水油渗吸交换）的开采方式，这种组合是提高油井产量的重要技术手段。

图7 渗吸驱油效率与渗吸时间关系图

比较恒速水驱油实验与渗吸水驱油实验的结果。恒速水驱油实验中，束缚水饱和度条件下，造缝样品（渗透率59.900 mD）在5种不同驱替速度下获得的恒速水驱油效率分布在17.7%～23.0%之间，平均为20.4%（表3）；
渗吸水驱油实验，同样在束缚水饱和度条件下，2个造缝样品（渗透率分别为4.500 mD、33.100 mD）的渗吸驱油效率分别为14.3%和17.9%，平均为16.1%。两个实验结果具有一致性。通过恒速水驱油实验和渗吸水驱油实验，综合预测公山庙油田沙一段致密油藏经过压裂改造、再辅以注水进行单井吞吐开发，其采收率极限可达20%。

利用公山庙油田沙一段低渗透、特低渗透致密油藏的岩石样品，开展岩石润湿性测定、低速渗流实验、恒速水驱油实验及自发渗吸实验等多项研究，得到以下主要结论：

1）川中地区公山庙油田沙一段致密油藏的储层岩石总体上呈弱亲水性特征，在完全饱和地层水条件下的水相渗流曲线为一条直线，且经过坐标原点，地层水单相渗流符合达西定律且不存在启动压力或启动压力梯度。

2）在束缚水饱和度条件下，岩石孔隙表面吸附的水膜降低了油相渗流通道，油相流经狭窄孔道时产生贾敏效应，增加了油相渗流的附加阻力。油相低速渗流曲线不过坐标原点，含水油相的渗流不符合达西定律，存在启动压力或启动压力梯度，且储层岩石的渗透率越低，启动压力或启动压力梯度越大。

3）驱替速度和岩石渗透率对水驱油效果有较大影响，在较高的驱替速度下，注入水在大孔道中发生指进和沿裂缝发生水窜是造成水驱油效率降低的主要原因。

4）岩石渗透率对渗吸驱油效果有显著影响，且裂缝样品的渗吸驱油效率大于基质样品的渗吸驱油效率。

5）对致密油藏实施大规模压裂改造，所形成的高渗透缝网可有效降低流体渗流的启动压力或启动压力梯度，再辅以单井吞吐（水油渗吸交换）的开采方式，这种组合是保证致密油藏长期稳产的重要技术措施。

研究成果对致密油藏的合理高效开发包括储层改造措施提供技术支持，对致密油藏以及页岩油的开发具有重要的借鉴意义。

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