中東H油田低滲透碳酸鹽巖油藏多層水驅(qū)核磁共振實(shí)驗(yàn)研究

史興旺, 楊正明, 張亞蒲, 朱光亞, 肖前華

(1.中國科學(xué)院大學(xué), 北京 100049; 2.中國科學(xué)院滲流流體力學(xué)研究所, 河北 廊坊 065007;3.中國石油勘探開發(fā)研究院, 北京 100083; 4.重慶科技學(xué)院, 重慶 401331)

0 引 言

中東H油田M組油藏是一套縱向非均質(zhì)性嚴(yán)重、層間矛盾突出的低滲透碳酸鹽巖油藏,該類油藏的注水開發(fā)過程中容易造成較強(qiáng)的層間干擾,引起部分層系含水上升快,采出程度低。為進(jìn)一步認(rèn)識(shí)和研究各儲(chǔ)層水驅(qū)油動(dòng)態(tài)特征,合理高效地開發(fā)類似油藏,開展了多層水驅(qū)油室內(nèi)模擬實(shí)驗(yàn),并借助核磁共振測試技術(shù),對(duì)不同孔隙區(qū)間動(dòng)用情況進(jìn)行描述。

核磁共振[1]主要利用氫核核磁距在外加靜磁場下發(fā)生吸收躍遷,在撤掉后將吸收的能量釋放出來的衰減快慢不一致的原理[2],應(yīng)用數(shù)學(xué)反演技術(shù)[3],計(jì)算得到弛豫時(shí)間T2譜反映巖樣不同孔隙結(jié)構(gòu)與流體信息。眾多學(xué)者對(duì)中國碳酸鹽巖及砂巖儲(chǔ)層的研究較多[4-10],但針對(duì)國外低滲透碳酸鹽巖的研究較少,且主要集中在常規(guī)注水方面[11-15]。本文根據(jù)核磁共振僅對(duì)氫核1H進(jìn)行探測的這種性質(zhì),采用去氫模擬油(無核磁信號(hào))進(jìn)行2層合注分采實(shí)驗(yàn),這樣核磁共振弛豫時(shí)間T2時(shí)間譜測量的是巖心中水相的信號(hào)分布,進(jìn)一步求得不同孔隙區(qū)間油相的殘余油和采出程度的分布特征,提高了實(shí)驗(yàn)準(zhǔn)確性。

1 實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)

1.1 實(shí)驗(yàn)方案

根據(jù)H油田M組儲(chǔ)層的地質(zhì)特點(diǎn),選用3組不同滲透率級(jí)差的巖樣開展室內(nèi)2層合注分采水驅(qū)油實(shí)驗(yàn),結(jié)合核磁共振巖樣分析技術(shù),說明M組油藏多層水驅(qū)油開發(fā)效果和微觀剩余油分布規(guī)律,進(jìn)而得到該油藏合注分采的開發(fā)界限。實(shí)驗(yàn)過程采用2層巖樣并聯(lián),由1臺(tái)驅(qū)替泵對(duì)2層同時(shí)注水,在出口段分別進(jìn)行計(jì)量,模擬實(shí)際礦場的合注分采水驅(qū)油過程。實(shí)驗(yàn)用鹽水為根據(jù)水質(zhì)檢測數(shù)據(jù)配置的模擬地層水,礦化度為200 000 mg/L;實(shí)驗(yàn)?zāi)M油為氟氯合成油,該模擬油是烷烴分子中氫被氟、氯取代而生成的氟氯碳化合物,黏度為3.2 mPa·s,密度為1.8 g/cm3。實(shí)驗(yàn)中通過氟氯合成油可以在核磁共振測試中檢測到單一水相的分布規(guī)律,進(jìn)而分析得到各個(gè)狀態(tài)油水的賦存狀況。實(shí)驗(yàn)溫度為室溫,巖樣基礎(chǔ)數(shù)據(jù)見表1。

表1 巖樣基礎(chǔ)物理參數(shù)

*非法定計(jì)量單位,1 mD=9.87×10-4μm2,下同

圖1為2層水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)?zāi)M流程示意圖。注入水由QUAZIX Q5000驅(qū)替泵注入巖樣,由環(huán)壓泵對(duì)巖樣加環(huán)壓,壓力測量采用傳感器進(jìn)行測量,實(shí)驗(yàn)壓力直接由計(jì)算機(jī)記錄,巖樣流出的油水混合物經(jīng)油水分離器分離后分別計(jì)量,注入壓力為0.2 MPa,出口壓力為常壓。

圖1 2層合注水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)流程圖

1.2 實(shí)驗(yàn)步驟

①將巖樣經(jīng)洗油、烘干處理后稱重,測定巖樣的空氣滲透率和孔隙度;②巖樣抽真空飽和鹽水,驅(qū)替倍數(shù)為10 PV,并進(jìn)行飽和水狀態(tài)的核磁共振T2譜測試;③將同1組的2塊巖樣裝入巖心夾持器,用模擬油驅(qū)替巖樣,驅(qū)替倍數(shù)為10 PV,計(jì)算巖樣束縛水飽和度,并進(jìn)行飽和油狀態(tài)的核磁共振T2譜測試;④以0.2 MPa的恒定壓力對(duì)2層并聯(lián)巖樣打水驅(qū)替巖樣中的油,分別計(jì)量不同時(shí)刻的驅(qū)替壓力和驅(qū)替出的油量、水量,直到不出油后結(jié)束驅(qū)替,計(jì)算巖樣殘余油飽和度和采出程度,并進(jìn)行殘余油狀態(tài)的核磁共振T2譜測試;⑤取出巖樣,進(jìn)行下一組實(shí)驗(yàn)。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與討論

表2為3組合注分采水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果?？梢钥闯?不同滲透率巖樣的束縛水飽和度都比較高,分布范圍25%～45%,平均34.55%;等滲點(diǎn)飽和度除了巖樣2-1大于50%之外,其余均小于50%,這說明該地區(qū)巖樣主要以親油為主;殘余油飽和度分布范圍25%～48%,平均35.01%;最終采出程度分布范圍34.71%～56.31%,平均46.70%,驅(qū)油效率整體不高。對(duì)于滲透率級(jí)差相差不是很大的1組、2組巖樣,其滲透率越低,最終驅(qū)油效率越高,這是因?yàn)樵诤献⒎植蛇^程中,滲透率較大的巖樣首先見水,見水后,水會(huì)沿著優(yōu)勢通道滲流,導(dǎo)致驅(qū)油效率較低,但此刻滲透率較小的巖樣在較低的驅(qū)替壓力下仍能維持油水共滲的狀態(tài),不斷的將孔隙中的油和壁面上的油沖刷帶走,最終采出程度較高。滲透率相差6.48倍的3組,滲透率較大的巖樣3-2呈段塞式驅(qū)替,見水很快,采出程度達(dá)到最大,滲透率較小的巖樣3-1在壓力不變的情況下,可以保持一定的水驅(qū)速度,最終也可以達(dá)到較高的驅(qū)油效率。但2塊巖樣的見水時(shí)間和含水率達(dá)到98%時(shí)的時(shí)間相差很大,見水時(shí)間分別為460、6 770 s,相差14.72倍,含水率達(dá)到98%時(shí)的水驅(qū)時(shí)間分別4 990和46 790 s,相差9.38倍,這表明在高滲透巖樣已經(jīng)含水率很高的情況下,低滲透巖樣才開始啟動(dòng),這會(huì)造成大量的無效注水,大量的注入水都會(huì)進(jìn)入高滲透層而被采出,低滲透層的注入水量很少。3組高滲透層累計(jì)產(chǎn)出水量分別占總產(chǎn)出水量的74.34%、83.29%、90.96%也說明了這一情況。

由于所測得的信號(hào)是孔隙中水的信號(hào),因此,飽和水狀態(tài)與水驅(qū)油狀態(tài)曲線之間的部分表示孔隙中殘余油的分布;水驅(qū)油狀態(tài)與飽和油狀態(tài)曲線之間的部分表示驅(qū)替油的分布;飽和油狀態(tài)曲線表示孔隙中束縛水的分布,并根據(jù)T2截止值將孔隙區(qū)間劃分為小于流動(dòng)孔喉下限的區(qū)間和大于流動(dòng)孔喉下限的區(qū)間(見圖2)。從圖3可以看出,同一組合注分采的2塊滲透率不同的巖樣,隨著巖心滲透率的增大,峰值逐漸向右移動(dòng),且峰值增大,表明隨著滲透率的增大,可動(dòng)流體越來越多。從束縛水分布來看,不同滲透率巖樣的束縛水主要分布在中小孔隙,油驅(qū)水形成束縛水時(shí),油相優(yōu)先沿著大孔隙將水驅(qū)走而將中小孔隙中的水包圍起來形成束縛水。從采出油和殘余油分布看,不同滲透率巖樣的采出油和殘余油主要分布在大孔隙中,小孔隙中的很少,這是因?yàn)樵谒?qū)油過程中,注入水會(huì)沿著阻力較小的大孔隙前進(jìn),并在不規(guī)則區(qū)域發(fā)生繞流形成殘余油,對(duì)親油巖樣,大部分原油被水驅(qū)出,但注入水主要沿著巖樣中部前進(jìn),容易在孔隙內(nèi)表面上形成油膜;小孔隙由于基本未飽和進(jìn)模擬油,所以殘余油很少。

表2 3組巖樣合注分采實(shí)驗(yàn)結(jié)果

圖2 巖心水驅(qū)油核磁共振分析示意圖

圖3 3組巖樣不同狀態(tài)下的核磁共振T2譜對(duì)比

表3是不同孔隙空間的殘余油飽和度和采出程度分布統(tǒng)計(jì)結(jié)果。根據(jù)T2截止值將孔隙區(qū)間劃分為小于流動(dòng)孔喉下限區(qū)間和大于流動(dòng)孔喉下限區(qū)間,殘余油和采出程度絕對(duì)值是孔隙中殘余油量和采出油量占總孔隙體積的比例,殘余油和采出程度相對(duì)值是孔隙中殘余油量和采出油量占該孔隙體積的比例?？梢钥闯?3組合注分采的巖樣總孔隙區(qū)間的殘余油絕對(duì)值分別為27.17%、22.25%、33.39%、30.23%、37.38%和20.51%,主要分布在大孔隙中,并且對(duì)于同一組合注分采的2塊巖樣,低滲透巖樣大于高滲透巖樣(1-1>1-2,2-1>2-2,3-1>3-2),這是因?yàn)樵?層合注分采過程中,注入水容易沿著高滲透層巖樣推進(jìn),而對(duì)阻力較大的低滲透層巖樣驅(qū)替較少。從相對(duì)值來看,大部分殘余油仍存在于小于流動(dòng)孔喉下限的小孔隙中,但大孔隙中的殘余油仍很多,具有較大的開發(fā)價(jià)值。總孔隙區(qū)間的采出程度絕對(duì)值分別為48.70%、55.38%、49.36%、44.17%、53.22%和58.30%,動(dòng)用的主要是大孔喉范圍內(nèi)的原油,小孔隙采出油量所占比例較少,對(duì)總采出程度貢獻(xiàn)較少,主要通過滲吸作用采出,但相對(duì)采出程度較大,也說明了小孔隙中的可動(dòng)原油基本全部采出,剩下的都是死體積中的不可動(dòng)原油,對(duì)這一部分的挖掘潛力不大,應(yīng)該將重點(diǎn)放在大于流動(dòng)孔喉下限的大孔隙中。

表3 3組巖樣不同孔隙區(qū)間的核磁共振測試分析結(jié)果

3 結(jié) 論

(1) 針對(duì)中東H油田儲(chǔ)層巖樣進(jìn)行了3組不同滲透率級(jí)差的多層水驅(qū)油物理模擬和核磁共振實(shí)驗(yàn),定量獲得了每塊巖樣不同孔喉區(qū)間的束縛水飽和度、殘余油飽和度及采出程度等參數(shù)的絕對(duì)值和相對(duì)值,深化了核磁共振測試技術(shù)在巖樣中的應(yīng)用。

(2) 3組不同滲透率級(jí)差的合注分采實(shí)驗(yàn)中,殘余油和采出油主要分布在大于流動(dòng)孔喉下限的大孔隙中,小孔隙中所占比例很少,同一組實(shí)驗(yàn)中低滲透率巖樣的殘余油飽和度高于高滲透率巖樣,說明在進(jìn)行合注分采之后,大孔隙仍有較大開發(fā)潛力。

(3) 儲(chǔ)層滲透率的組合方式對(duì)油藏的最終采出程度具有一定的影響,根據(jù)所進(jìn)行的3組合注分采實(shí)驗(yàn)很難確定合理的開發(fā)界限,還需進(jìn)一步從水驅(qū)時(shí)間及含水率方面進(jìn)行研究,后期也應(yīng)該增大滲透率組合方式。

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