高压低渗砂岩油藏储层驱替特征及影响因素

王瑞飞¹，吕新华²，国殿斌²

(1. 西安石油大学 石油工程学院，陕西 西安，710065；

2. 中石化 中原油田分公司，河南 濮阳，457001)

摘 要：

、氮气驱油驱替实验，对东濮凹陷深层高压低渗砂岩油藏驱替特征及影响因素进行研究。研究结果表明：随物性变好，两相共渗区变宽，驱替效果变好。水驱中相对渗透率曲线交叉点分布相对集中，气驱中气相相对渗透率曲线发散。气驱与水驱效果对比，特低渗储层气驱效果好，低渗及低渗以上储层水驱效果好。影响驱替特征的主要因素有驱替速度、净覆压力、两相启动压力梯度、储层物性。特低渗储层存在一最佳驱替速度，驱替时要求净覆压力尽可能小。水驱或气驱中驱油效率不会大幅度提高。气驱与水驱相比，其驱替特征的差异在于流度比、润湿性、储层微观孔隙结构及气、液渗流规律等的差异。

关键词：

深层高压低渗透砂岩油藏；驱替特征；驱油效率；微观孔隙结构；两相启动压力梯度；

中图分类号：TE311         文献标志码：A         文章编号：1672-7207(2012)03-1072-08

Displacement characteristics and influencing factors in deep section high pressure and low-permeability sandstone reservoir

WANG Rui-fei¹, L? Xin-hua², GUO Dian-bin²

(1. College of Petroleum Engineering, Xi’an Shiyou University, Xi’an 710065, China;

2. Zhongyuan Oilfield Company, SINOPEC, Puyang 457001, China)

Abstract: The displacement characteristics and influencing factors of deep section high pressure and low-permeability sandstone reservoir in Dongpu Sag were analyzed with the water and N₂ flooding experiment. The result shows that the better the permeability, the wider the two-phase region, and the better the displacement effect. The distribution of the two-phase point of intersection is relatively focused in water flooding experiment, and the distribution of relative permeability curves of gas phase is relatively emanative. The effect of gas flooding in ultra-low permeability reservoir is better, while that of water flooding is better in low permeability reservoir. The factors that affect displacement characteristics mainly include displacement rate, effective overburden pressure, start-up pressure gradient of two phases, and reservoir properties. There is a prime displacement rate in ultra-low permeability reservoir. The effective overburden pressure should be minimal in displacement. The oil displacement efficiency can not be largely improved. The differences of displacement characteristics between N₂ flooding and water flooding lie in the differences of mobility ratio, wettability, micro-pore structure and the seepage law.

Key words: deep section high pressure and low-permeability sandstone reservoir; displacement characteristics; oil displacement efficiency; micro-pore structure; start-up pressure gradient of two phases

深层高压低渗透砂岩油藏属于低渗透油藏范畴，但又有别于常规低渗透油藏。该类油藏储层埋藏深、高温、高压，开发中注水压力高，地层压力下降幅度大，见水后采液指数、采油指数下降快^[1-3]。以往低渗油藏驱替研究都是以常压油藏为研究对象^[4-9]，对于深层高压低渗油藏的驱替问题研究较少。为改善该类油藏的开发效果、提高水驱采收率，根据深层高压低渗油藏注水较为困难的现状，以东濮凹陷文南深层高压低渗砂岩油藏为研究对象，在室内进行水驱油、氮气驱油实验以探讨该类油藏的驱替特征及影响因素。

1  实验

1.1  实验简介

实验用油为现场脱水原油，黏度为4.19 mPa·s。为避免产生水敏，饱和岩心以及水驱油过程均用矿化度为30×10⁴ mg/L的NaCl水溶液。实验温度为70 ℃。实验岩心取自东濮凹陷文南深层高压低渗砂岩油藏。实验方法及实验装置采用岩石中两相相对渗透率测定方法(SY/T 5345—2007)中的非稳态法测定油水相对渗透率及开展水(气)驱油驱替实验，主要实验设备由岩心夹持器、循环泵、压力传感器、油水分离器及定值器等组成^[10]。

按模拟条件，在油藏岩样上进行恒速(水驱)或恒压(气驱)驱油实验。水驱油实验中，驱替速度分别为0.5，0.8，1.0和1.2 mL/min，净覆压力分别为2，10和20 MPa。岩样出口端记录每种流体的产量和岩样两端压力差随着时间的变化，整理实验数据、绘制相对渗透率曲线、计算驱油效率和采收率。

基于国内缺少CO₂及烃类气源的现状，气驱实验中采用氮气驱(气源充足、成本低)。实际地下油藏开发时考虑用氮气驱及水/氮气交替驱的方法。

1.2  实验步骤

室内驱替实验过程：(1) 将岩心抽真空饱和NaCl水溶液，计算饱和水量及孔隙体积。(2) 用原油驱替含水岩心，不再出水时计量驱出的水量，计算束缚水饱和度和油相渗透率。(3) 水(氮气)驱油，用NaCl水溶液(氮气)驱替含油岩心，驱替时以恒速(水驱)或恒压(气驱)的方式进行。驱替开始前，在岩样入口建立一定的压力(压力差小于测油相渗透率时的压力差)。记录见水(气)前的油、水量(油、气量)以及注入压力差和驱替时间，记录见水(气)时的累积产油量、累积产液量、岩样两端的压力差及驱替时间。(4) 当不再出油时，测定水相(气相)渗透率，结束实验。

1.3  实验结果

选择低渗、特低渗岩心样品共5块，按上述方法进行水(气)驱油实验。实验数据整理如表1和2所示。

表1  水驱油实验数据

Table 1  Testing datasheet of water flooding experiment

表2  氮气驱油实验数据

Table 2  Testing datasheet of N₂ flooding experiment

2  驱替特征

实验中，水驱油采用束缚水状态下的油相渗透率作为基准渗透率，气驱油采用气驱结束后的气体渗透率作为基准渗透率。由实验数据绘制相应的相对渗透率曲线及采收率曲线如图1所示。水(气)驱油驱替特征如下：

(1) 由图1(a)和图1(b)可见：随岩心物性变好，两相共渗区变宽，曲线变缓且两相交叉点右移。水驱中交叉点分布相对集中，5块样品中有4块样品交叉点含水饱和度(S_w)在50%~53%(质量分数)，渗透率最低的样品交叉点S_w略小于50%。相对于水驱的水相相对渗透率(K_rw)，气驱的气相相对渗透率(K_rg)更为发散。这表明气驱容易发生气窜，其驱替效果较水驱差。

(2) 由图1(c)可见：同一岩样无水采收率高于无气采收率。不同物性岩心的气体平衡饱和度(气驱时，气体开始流动的最小饱和度)均很低(3%~5%)，无气采收率也很低(4%~9%)。无水采收率随渗透率(K)的增大而增大，无气采收率随K的增大而减小至某一恒定值  不变。

(3) 由图1(d)可见：不论气驱还是水驱，采收率(E_R)均随着K的增大而增大，气驱采收率(E_Rg)变化范围小(40.6%~53.2%)，水驱采收率(E_Rw)变化范围大(35.9%~61.5%)。不同岩样E_Rg和E_Rw有差异。特低渗岩心E_Rw低于E_Rg，而低渗以上物性岩心E_Rw高于E_Rg。这与相对渗透率曲线相吻合(随驱替相饱和度的增加，气相流动能力强，气相相对渗透率曲线发散)。

分析水、气驱油实验中驱替特征的差异。低渗及低渗以上储层，水、油流度比远小于气、油流度比且水比气更能润湿岩石，水能渗入细小喉道，故E_Rw高于E_Rg^[11-13]。特低渗储层，由微观孔隙结构研究可知：其喉道细小且小喉道数量多，毛管力作用较强，束缚水饱和度高，水驱油时注入水易沿孔隙内表面水膜突进形成卡断，驱油效率较低^[14-16]；气驱时，因特低渗岩心大孔道比例小，突进现象不明显，细小孔道气驱较为充分，因此，E_Rg高于E_Rw。气体(N₂)和液体(NaCl水溶液)虽同属于流体，但二者的低速渗流规律差异大。液体需要克服液-固吸附阻力才能流动，储层视渗透率(K_a)减小。气体因滑脱效应而附加了一种滑脱动力，储层K_a增大，更易流动。

图1  水驱及氮气驱实验结果

Fig.1  Experiment results of water flooding and N₂ flooding

基于以上分析，对于水驱开发适应性差的特低渗透砂岩油藏可以考虑进行氮气驱(或氮气/水交替驱)以改善开发效果、提高原油采收率。

3  驱替特征影响因素

3.1  驱替速度

油水相对渗透率曲线是水驱油微观驱替机理的综合体现。油、水渗流具有启动压力的现象，水驱油的微观驱替机理及表现形式受驱替压力(驱替速度)的影响。因此，驱替速度影响油水两相在孔隙中的运动规律，影响含水上升规律及驱油效率。低渗、特低渗岩心不同驱替速度下的油水相对渗透率曲线如图2所示。

图2  不同驱替速度的油水相对渗透率曲线

Fig.2  Relative permeability curves with various displacement rates

(1) 低渗样品(图2(a))：不同驱替速度油相相对渗透率(K_ro)中间区域呈规律性发散，两端区域收敛；K_rw在低含水饱和度区域呈规律性发散，在高含水饱和度区域基本平行向上。说明K越高，一定程度提高驱替速度有利于提高驱替效果。

 (2) 特低渗样品(图2(b))：不同驱替速度下K_rw发散程度高于K_ro，在高含水饱和度区域更为明显。说明S_w越高，不同孔道中水渗流的差异越大。不同驱替速度下K_ro随着S_w的增加有逐渐收敛的趋势，说明油相渗流能力减弱。在最高驱替速度下，油水相对渗透率曲线具有亲油的特征(油相渗流能力弱)。

分析驱油效率与驱替速度的关系(图3)，随着K的增大，驱油效率增大，不同驱替速度均有这一特征。这也说明水驱油以驱替机理为主，即沿孔道中心驱替原油。不同物性岩心驱替速度对驱油效率(或无水采收率)的影响不同：(1) 对于特低渗样品，存在一最佳驱替速度。实验驱替速度为0.8 mL/min时，水驱油效率(或无水采收率)最高。表明特低渗岩心在这一驱替速度下剥蚀机理与驱替机理能够形成有机结合，剥蚀掉的原油能及时被驱走。(2) 实验速度范围内，低渗岩心驱油效率(或无水采收率)随驱替速度的增大而增大，这与岩心孔道分布有关。随驱替速度的增大，注入水沿大孔道中心部位突进，油流在喉道处卡断形成液阻效应。油珠与喉道配合较好，大孔道油水渗流阻力增加，迫使注入水的一部分沿较小孔道驱油，形成连续驱替。不论何种岩心，建立适宜的驱替速度可改善水驱驱替效果^[17-20]。

图3  驱替速度与驱油效率及无水采收率的关系

Fig.3  Relative curves between displacement efficiency, coarse oil recovery and displacement rate

3.2  净覆压

研究表明：微观孔隙结构是影响驱替效果的主要因素^[21]，深层高压低渗砂岩油藏储层因存在较大的净覆压力致使驱替过程中孔隙结构发生变化。水驱油实验时，岩心夹持器加围压以模拟实际地层净覆压。图4所示为净覆压条件下的相对渗透率曲线及驱替效果。由图4可知：随着净覆压的增加，相对渗透率曲线两相渗流区略有减小，说明净覆压增大不利于水驱替原油。随着净覆压的增大，驱油效率、无水采收率均相应减小；驱油效率及无水采收率减小幅度随着K的减小而增大。低渗储层孔喉系统中细小喉道数量多，净覆压增加时，喉道变小，无效喉道比例增加，孔喉系统中不可动油比例也随之增加，驱油效率、无水采收率相应减小。这也从另一个角度说明低渗油藏原油可动用程度低，地层压力亏空越大(净覆压越大)，原油可动用程度越差^[22-25]。

3.3  两相启动压力梯度

气(水)驱油时，两相流体相互干扰使各相的相渗透率及启动压力梯度均有变化，这必然影响驱替效果。气(水)驱中，未见气(水)阶段，两相启动压力梯度是单相原油的启动压力梯度。见气(水)后，油、气(水)按各自的渗流规律流动。将油、气(水)相对渗透率转换成各自的相渗透率，再根据油和气(水)的启动压力梯度规律分别计算出两相流动时各相的启动压力梯度(图5)。

图4  净覆压条件下的相对渗透率曲线及驱替效果

Fig.4  Relative permeability curves and displacement effect with effective overburden pressure

图5  两相启动压力梯度

Fig.5  Start-up pressure gradient of two phases

3.3.1  油气两相启动压力梯度

图5所示为两相启动压力梯度。由图5(a)可见：见气后，气相启动压力梯度(λ_g)急剧减小，油相启动压力梯度(λ_o)增大，λ_g变化幅度远大于λ_o变化幅度。随着S_g的增加，λ_g呈指数规律减小，λ_o呈指数规律增大。随着S_g的进一步增加，λ_o偏离规律而急剧增大。相同压差下，气相渗流相对更容易。因此，高气油比时气驱阶段较长是气驱油的显著特征。气驱后期，λ_o急剧增大，因孔喉的非均质性影响，部分细小孔道中的原油在同一驱动压力梯度下不能流动。因此，E_Rg较低。

3.3.2  油水两相启动压力梯度

由图5(b)可见：见水后，水相启动压力梯度(λ_w)、λ_o开始发散，λ_w逐渐减小，λ_o逐渐增大。水驱后期λ_o和λ_w均偏离指数规律。见水后，两相启动压力梯度的规律性变化导致同一驱动压力梯度下水油比呈规律性上升。水驱后期因λ_o急剧增大、λ_w急剧减小致使水油比规律遭到破坏。储层中更细小孔道的原油不能流动，而水的流动加剧。提高驱替压力，虽可部分提高细小孔道的原油动用程度，但因水更容易流动，水油比急剧上升，故水驱后期强水洗阶段驱油效率急剧降低。

在储层非均质性较强的砂岩油藏中因两相启动压力梯度的存在必将使部分细小孔道的原油得不到有效动用而残留下来，这是气驱或水驱驱油效率不会大幅提高的根本原因。

3.4  岩石物性

由以上分析可知：驱替速度、净覆压及两相启动压力梯度均对驱油效率产生影响。对于油田现场生产，储层物性是最容易获得的参数。建立物性与驱油效率的相关规律也相对较为实用。图6所示为渗透率与采收率的关系曲线。由图6可知：可得出正常围压下驱油效率、无水采收率与空气渗透率的关系。

物性与采收率(或驱油效率)、无水采收率呈正相关关系。即岩石渗透率越大，水驱采收率、无水采收率越高，二者间为对数关系。驱油效率与渗透率的相关关系好于无水采收率与渗透率的相关关系。

特低渗样品采收率、无水采收率与渗透率呈较好的线性关系，相关程度高。低、中渗储层采收率、无水采收率与渗透率间相关程度差(相关系数低)。这是储层非均质性造成的，同一类型储层随物性变好，储层非均质性增强。

图6  渗透率与采收率的关系曲线

Fig.6  Relative curves between permeability and oil recovery

4  结论

(1) 随着物性变好，两相共渗区变宽、相渗曲线交点右移。水驱中，两相交叉点分布相对集中。气驱中气相相对渗透率曲线发散。特低渗岩心气驱效果好，低渗及低渗以上岩心水驱效果好。气驱与水驱驱替特征的差异在于流度比、润湿性、储层微观孔隙结构及气、液渗流规律的差异。特低渗砂岩油藏开发可考虑进行氮气驱(或氮气/水交替驱)以改善开发效果、提高采收率。

(2) 影响驱替特征及驱油效率的因素主要有：① 驱替速度。特低渗储层驱替时存在一最佳驱替速度，低渗储层一定范围内提高驱替速度有利于提高驱替效果；② 净覆压力。驱替时要求净覆压力尽可能小；③ 两相启动压力梯度。两相启动压力梯度的存在致使水驱或气驱驱油效率不会大幅度提高；④ 储层物性。特低渗储层驱油效率与物性的相关程度好于低、中渗储层，其原因在于储层非均质性。同类储层，随物性变好，储层非均质性增强。

参考文献：

[1] 李存贵, 薛国刚, 张辉. 文南油田文33断块沉积微相与水淹规律[J]. 石油勘探与开发, 2003, 30(1): 99-101.
LI Cun-gui, XUE Guo-gang, ZHANG Hui. Sedimentary microfacie and water-flooding analysis in Wen33 fault-block in Wennan oil field[J]. Petroleum Exploration and Development, 2003, 30(1): 99-101.

[2] 赵良金, 黄新文, 王军. 文东油田沙河街组三段中亚段油藏裂缝发育规律及其对注水开发的影响[J]. 石油与天然气地质, 2009, 30(1): 102-107.
ZHAO Liang-jin, HUANG Xin-wen, WANG Jun. Pattern of fracture occurrence and its influence on waterflooding in the Es³ reservoirs of Wendong oilfield[J]. Oil & Gas Geology, 2009, 30(1): 102-107.

[3] 黄新文, 张兴焰, 朱学谦, 等. 文东深层低渗透多油层砂岩油田细分层系开发[J]. 石油勘探与开发, 2003, 30(1): 84-86.
HUANG Xin-wen, ZHANG Xing-yan, ZHU Xue-qian, et al. The subdivision of series of strata development of deep Wendong oil field with low permeability and multiple layers[J]. Petroleum Exploration and Development, 2003, 30(1): 84-86.

[4] 张继成, 宋考平. 相对渗透率特征曲线及其应用[J]. 石油学报, 2007, 28(4): 104-107.
ZHANG Ji-cheng, SONG Kao-ping. Eigen curve of relative permeability and its application[J]. Acta Petrolei Sinica, 2007, 28(4): 104-107.

[5] 王瑞飞, 孙卫. 特低渗透砂岩微观模型水驱油实验影响驱油效率因素[J]. 石油实验地质, 2010, 32(1): 93-97.
WANG Rui-fei, SUN Wei. Main controls for oil displacement efficiency by the micro-model water flooding experiment in ultra-low permeability sandstone reservoir[J]. Petroleum Geology & Experiment, 2010, 32(1): 93-97.

[6] 刘玉章, 陈兴隆. 低渗油藏CO₂驱油混相条件的探讨[J]. 石油勘探与开发, 2010, 37(4): 466-470.
LIU Yu-zhang, CHEN Xing-long. Miscible conditions of CO₂ flooding technology used in low permeability reserviors[J]. Petroleum Exploration and Development, 2010, 37(4): 466-470.

[7] Valvatne P H, Blunt M J. Predictive pore-scale modeling of two phase flow in mixed wet media[J]. Water Resources Research, 2004, 40(7): 1-21.

[8] 刘晓军, 潘凌, 孙雷, 等. 低渗油藏注CO₂/N₂组合段塞改善驱油效率实验[J]. 西南石油大学学报: 自然科学版, 2009, 31(4): 73-78.
LIU Xiao-jun, PAN Ling, SUN Lei, et al. Enhancing oil-displacement efficiency experimental research of combination CO₂/N₂ slug injection in low permeability oil reservoir[J]. Journal of Southwest Petroleum University: Science & Technology Edition, 2009, 31(4): 73-78.

[9] 候健, 李振泉, 关继腾, 等. 基于三维网络模型的水驱油微观渗流机理研究[J]. 力学学报, 2005, 37(6): 783-787.
HOU Jian, LI Zhen-quan, GUAN Ji-teng, et al. Water flooding microscopic seepage mechanism research based on three-dimension network model[J]. Acta Mechanica Sinica, 2005, 37(6): 783-787.

[10] SY/T 5345—2007, 岩石中两相流体相对渗透率测定方法[S].
SY/T 5345—2007, Test method for two phase relative permeability in rock[S].

[11] 罗东红, 邹信波, 梁卫, 等. 珠江口盆地LFX13-1油田Z37油藏高采收率剖析[J]. 石油勘探与开发, 2010, 37(5): 601-607.
LUO Dong-hong, ZOU Xin-bo, LIANG Wei, et al. Analyses on the high recovery of Z37 reservoir in LFX13-1 Oilfield, Pearl River Mouth Basin[J]. Petroleum Exploration and Development, 2010, 37(5): 601-607.

[12] 杨永飞, 姚军, van Dijke M I J. 油藏岩石润湿性对气驱剩余油微观分布的影响机制[J]. 石油学报, 2010, 31(3): 467-470.
YANG Yong-fei, YAO Jun, van Dijke M I J. Effect of reservoir rock wettability on microcosmic distribution of residual oil after gas displacement[J]. Acta Petrolei Sinica, 2010, 31(3): 467-470.

[13] 杨正明, 李治硕, 王学武, 等. 特低渗透油田相对渗透率曲线测试新方法[J]. 石油学报, 2010, 31(4): 629-632.
YANG Zheng-ming, LI Zhi-shuo, WANG Xue-wu, et al. A new method for testing relative permeability of ultra-low permeability reservoirs[J]. Acta Petrolei Sinica, 2010, 31(4): 629-632.

[14] Pittman E D. Relationship from mercury injection-capillary pressure curves for sandstone[J]. AAPG Bulletin, 1992, 76(2): 191-198.

[15] GUO Bo-yun, Ghalambor A, DUAN Sheng-kai. Correlation between sandstone permeability and capillary pressure curves[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2004, 43(2): 239-246.

[16] 王瑞飞, 沈平平, 宋子齐, 等. 特低渗透砂岩油藏储层微观孔喉特征[J]. 石油学报, 2009, 30(4): 560-563, 569.
WANG Rui-fei, SHEN Ping-ping, SONG Zi-qi, et al. Characteristics of micro-pore throat in ultra-low permeability sandstone reservoir[J]. Acta Petrolei Sinica, 2009, 30(4): 560-563, 569.

[17] van Dijke M I J, Sorbie K S, Mcdougall S R. Saturation dependencies of three phase relative permeabilities in mixed-wet and fractionally wet systems[J]. Advances in Water Resources, 2001, 24(3): 365-384.

[18] SUN Wei, TANG Guo-qing. Visual study of water injection in low permeable sandstone[J]. Journal of Canadian Petroleum Technology, 2006, 11(45): 21-26.

[19] 朱玉双, 曲志浩, 蔺方晓, 等. 油层受水敏伤害时水驱油渗流特征[J]. 石油学报, 2004, 25(2): 59-64.
ZHU Yu-shuang, QU Zhi-hao, LIN Fang-xiao, et al. Seepage flow characters of oil displacement with water drive in water-sensitive formation of Mubo Yan10 reservoir[J]. Acta Petrolei Sinica, 2004, 25(2): 59-64.

[20] SUN Wei, QU Zhi-Hao, TANG Guo-qing. Characterization of water injection in low permeability rock using sandstone micromobles[J]. Journal of Petroleum Technology, 2004, 56(5): 71-72.

[21] 孙卫, 史成恩, 赵惊蛰, 等. X-CT扫描成像技术在特低渗透储层微观孔隙结构及渗流机理研究中的应用[J].地质学报, 2006, 80(5): 775-779.
SUN Wei, SHI Cheng-en, ZHAO Jing-zhe, et al. Application of X-CT scanned image technique in the research of micro-pore texture and percolation mechanism in ultra-permeable oil field[J]. Acta Geologica Sinica, 2006, 80(5): 775-779.

[22] 王厉强, 刘慧卿, 甄思广, 等. 低渗透储层应力敏感性定量解释研究[J]. 石油学报, 2009, 30(1): 96-99, 103.
WANG Li-qiang, LIU Hui-qing, ZHEN Si-guang, et al. Quantitative research on stress sensitivity of low-permeability reservoir[J]. Acta Petrolei Sinica, 2009, 30(1): 96-99, 103.

[23] 黄远智, 王恩志. 低渗透岩石渗透率与有效围压关系的实验研究[J]. 清华大学学报: 自然科学版, 2007, 47(3): 340-343.
HUANG Yuan-zhi, WANG En-zhi. Experimental study of the laws between the effective confirming pressure and rock permeability[J]. Journal of Tsinghua University: Science and Technology, 2007, 47(3): 340-343.

[24] 黄继新, 彭仕宓, 黄述旺, 等. 异常高压气藏储层参数应力敏感性研究[J]. 沉积学报, 2005, 23(4): 620-625.
HUANG Ji-xin, PENG Shi-mi, HUANG Shu-wang, et al. Research of reservoir property stress sensibility of abnormal high pressure gas reservoir[J]. Acta Sedimentologica Sinica, 2005, 23(4): 620-625.

[25] 谢晓庆, 姜汉桥, 王全柱, 等. 低渗透油藏压敏效应与注水时机研究[J]. 石油学报, 2009, 30(4): 574-577, 582.
XIE Xiao-qing, JIANG Han-qiao, WANG Quan-zhu, et al. Discussion on pressure-sensitivity effect and water-flooding timing in low-permeability reservoir[J]. Acta Petrolei Sinica, 2009, 30(4): 574-577, 582.

(编辑 陈爱华)

收稿日期：2011-04-17；修回日期：2011-06-21

基金项目：国家自然科学基金资助项目(51104119)；陕西省自然科学基金资助项目(2010JQ5002)；陕西省教育厅自然科学专项项目(11JK0741)

通信作者：王瑞飞(1977-)，男，黑龙江兰西人，博士，副教授，博士后，从事油气田开发地质、油气藏精细描述方面的研究；电话：18009252416；E-mail: sirwrf2003@163.com

摘要：利用室内水驱油、氮气驱油驱替实验，对东濮凹陷深层高压低渗砂岩油藏驱替特征及影响因素进行研究。研究结果表明：随物性变好，两相共渗区变宽，驱替效果变好。水驱中相对渗透率曲线交叉点分布相对集中，气驱中气相相对渗透率曲线发散。气驱与水驱效果对比，特低渗储层气驱效果好，低渗及低渗以上储层水驱效果好。影响驱替特征的主要因素有驱替速度、净覆压力、两相启动压力梯度、储层物性。特低渗储层存在一最佳驱替速度，驱替时要求净覆压力尽可能小。水驱或气驱中驱油效率不会大幅度提高。气驱与水驱相比，其驱替特征的差异在于流度比、润湿性、储层微观孔隙结构及气、液渗流规律等的差异。