低滲透油藏油水賦存狀態(tài)研究

劉 恒，熊青山，李成龍，吳 勝，楊加偉

(長(zhǎng)江大學(xué) 石油工程學(xué)院，湖北 武漢 430100)

油田進(jìn)入高含水開(kāi)發(fā)期后，由于歷史上缺乏各種油藏監(jiān)測(cè)資料，剩余油高度分散，對(duì)剩余資源分布狀況認(rèn)識(shí)不明確，尤其是對(duì)于動(dòng)態(tài)的剩余油研究以及油水賦存狀態(tài)認(rèn)識(shí)不足。高博禹等[1]學(xué)者通過(guò)分析密閉取心含油巖心薄片來(lái)觀察分析剩余油分布形態(tài)；高輝等[2]學(xué)者利用核磁共振技術(shù)對(duì)巖樣水驅(qū)前后T2譜測(cè)試分析，揭示了影響水驅(qū)油效果的主要因素；李俊鍵等[3]學(xué)者通過(guò)CT掃描技術(shù)，對(duì)不同孔隙結(jié)構(gòu)類(lèi)型的巖心進(jìn)行CT掃描成像，探究了非均質(zhì)性對(duì)剩余油分布以及形態(tài)的影響。本文以低滲透油藏油水賦存狀態(tài)及分布規(guī)律研究為出發(fā)點(diǎn)，通過(guò)核磁共振實(shí)驗(yàn)技術(shù)，利用低場(chǎng)核磁共振實(shí)驗(yàn)儀器測(cè)量巖樣核磁弛豫參數(shù)，計(jì)算受巖性影響較小的孔隙度、滲透率、可產(chǎn)流體類(lèi)型、自由流體指數(shù)、束縛水飽和度等參數(shù)[4-6]。結(jié)合微觀孔隙結(jié)構(gòu)和研究結(jié)構(gòu)和生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料，明確目標(biāo)儲(chǔ)層巖心的可動(dòng)流體飽和度分布特征，分析油層在開(kāi)發(fā)中后期油水賦存狀態(tài)與其影響因素的關(guān)系，為提高開(kāi)發(fā)效果、提高采收率的各種方案的決策提供了理論依據(jù)。

1 實(shí)驗(yàn)巖心選取及設(shè)計(jì)

1.1 巖心基本數(shù)據(jù)

選取DB油田具有代表性的巖心進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，將巖心制成直徑為2.48 cm左右的巖心柱，長(zhǎng)度不小于直徑的1.5倍，切割時(shí)避免產(chǎn)生缺角或其他結(jié)構(gòu)缺陷。然后將巖心洗油至親水并烘干48 h以上，依據(jù)SY/T 5336—2010規(guī)定進(jìn)行孔隙度和滲透率測(cè)試，最后將巖心樣品進(jìn)行抽空并加壓，使巖心充分飽和。為真實(shí)模擬地層條件，實(shí)驗(yàn)用水為現(xiàn)場(chǎng)取回地層水，實(shí)驗(yàn)用油為氟油[7]。巖心基本數(shù)據(jù)見(jiàn)表1。

表1 巖心基本數(shù)據(jù)Tab.1 Basic core data

1.2 實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)

根據(jù)研究?jī)?nèi)容，選取4塊不同滲透率范圍的巖心開(kāi)展核磁共振測(cè)試，選取3塊巖心，對(duì)比研究壓力梯度影響。巖樣核磁共振測(cè)試的實(shí)驗(yàn)流程及裝置如圖1所示。

圖1 核磁共振實(shí)驗(yàn)流程及設(shè)備示意Fig.1 Schematic diagram of NMR experiment process and equipment

(1)將飽和巖心進(jìn)行核磁共振掃描，通過(guò)繪制此時(shí)的T2譜圖得到其核磁共振圖像；

(2)將巖心根據(jù)SY/T 5358—2010《儲(chǔ)層敏感性流動(dòng)試驗(yàn)評(píng)價(jià)方法》先進(jìn)行油驅(qū)水實(shí)驗(yàn)，得到束縛水狀態(tài)下巖心的T2譜圖；再對(duì)巖心進(jìn)行水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，繪制巖心整個(gè)過(guò)程中的T2譜圖，保存核磁共振圖像。

(3)在巖樣達(dá)到殘余油的狀態(tài)下，即注水后無(wú)油產(chǎn)出時(shí)，通過(guò)繪制這個(gè)情況下的T2譜圖來(lái)得到其核磁共振圖像。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

2.1 T2譜形態(tài)特征研究

巖石中飽和流體的弛豫時(shí)間受孔徑大小的影響。隨著孔徑逐漸變大，流體的弛豫時(shí)間越來(lái)越長(zhǎng)。反之孔徑越小的情況下，流體的弛豫時(shí)間也會(huì)越來(lái)越短[8-9]。同時(shí)砂粒的粗細(xì)程度又會(huì)對(duì)孔徑產(chǎn)生直接的影響，砂粒較粗的情況下其孔徑也就會(huì)越大，整個(gè)孔隙主要被顆粒較小的物質(zhì)所填充，這是導(dǎo)致非均質(zhì)性產(chǎn)生的主要原因；反之砂越細(xì)，形成的孔徑也就越小[10]。所以，綜合各種因素的影響，T2譜的形態(tài)特征主要如下。

(1)粉砂巖的巖性比較細(xì)，分選性比較好，孔徑之間的分布比較均勻、集中。所以T2譜形態(tài)主要呈單峰結(jié)構(gòu)，整體主要分布在0.3～300 ms內(nèi)，其峰值在70 ms左右。

(2)細(xì)砂巖對(duì)于粉砂巖來(lái)講，其沉積環(huán)境的能量相對(duì)較高，導(dǎo)致其T2譜呈較為明顯的雙峰式，左側(cè)為束縛不可動(dòng)流體，右側(cè)為自由可動(dòng)流體，右側(cè)的T2譜峰值>100 ms，孔徑結(jié)構(gòu)較粉砂巖好[11-12]。

(3)礫巖的T2譜形態(tài)一般表現(xiàn)為三峰結(jié)構(gòu)，是因?yàn)槠渲泻懈鞣N大小不同的礫石，表面孔隙較大導(dǎo)致礫巖的孔隙結(jié)構(gòu)非均質(zhì)性強(qiáng)。

(4)特低滲砂巖T2譜的主峰主要表現(xiàn)為向右單峰式拖尾，集中分布在10 ms以下；低滲砂巖T2譜主要成雙峰形態(tài)，均勻分布在1～1 000 ms；高滲砂巖T2譜主峰主要表現(xiàn)為向左單峰式拖尾，整體分布在30 ms以上?？紫抖认鄬?duì)差距較小時(shí)，T2譜主峰分布從右到左巖樣的滲透性逐漸變差[13-15]。

通過(guò)對(duì)原始核磁共振實(shí)驗(yàn)衰減曲線(xiàn)進(jìn)行學(xué)習(xí)與推理得到DB區(qū)塊4塊巖樣的T2核磁共振譜，如圖2所示。

(1)油田巖樣中除了DB-2號(hào)巖樣的T2譜圖為三峰型結(jié)構(gòu)外，剩余巖樣的T2譜圖都是雙峰型結(jié)構(gòu)，表明DB-2號(hào)巖樣具有較強(qiáng)的非均質(zhì)性。

圖2 不同巖性不同滲透率級(jí)別巖樣譜型特征分析對(duì)比曲線(xiàn)Fig.2 Analysis and comparison curve of spectral characteristics of rock samples with different lithology and permeability levels

(2)譜型為三峰型的巖樣其T2譜主要分布在0.3～110.0 ms，分布范圍比較小，其地層水信號(hào)幅度峰值分別對(duì)應(yīng)1、10、100 ms。而雙峰型樣品的T2譜分布范圍較大，主要分布在0.1～1 000.0 ms。

(3)由于只有DB-2號(hào)巖樣的T2譜為三峰型結(jié)構(gòu)，所以對(duì)3塊雙峰型巖樣的T2圖譜峰值進(jìn)行對(duì)比可得，隨著巖樣滲透率逐漸增大，左峰峰值越來(lái)越低，即不可動(dòng)峰的面積越小；右峰峰值越來(lái)越高，即可動(dòng)峰的面積越大。研究表明，隨著巖樣滲透率的增大，小孔隙被越來(lái)越少的不可動(dòng)束縛水依附，大孔隙被越來(lái)越多的自由可動(dòng)流體依附[16-17]。

通過(guò)對(duì)不同巖性、不同滲透率水平巖樣的譜型特征分析，認(rèn)為此區(qū)塊的巖樣具有較強(qiáng)的非均質(zhì)性，契合低滲透巖樣的特征。

2.2 巖心可動(dòng)流體飽和度及剩余油分布狀態(tài)

通過(guò)處理不同驅(qū)替階段后流體飽和度的變化范圍可以明確得知巖心中可動(dòng)流體的分布情況，其結(jié)果如圖3所示。

(1)巖心可動(dòng)流體飽和度分布狀態(tài)。由圖3可知，滲透率范圍在1×10-3～5×10-3μm2的巖心其可動(dòng)流體主要分布在0.01～10.00 μm的孔隙中，滲透率范圍在5×10-3～9×10-3μm2的巖心可動(dòng)流體主要分布在0.1～20.0 μm的孔隙中，滲透率范圍在9×10-3～20×10-3μm2的巖心可動(dòng)流體主要分布在0.1～50.0 μm的孔隙中，滲透率在20×10-3μm2以上的巖心可動(dòng)流體主要分布在0.1～100.0 μm的孔隙中。

可動(dòng)流體飽和度即為可動(dòng)流體體積占總賦存流體體積的比值[16-17]。此比值可從巖心在束縛水和飽和水兩種狀態(tài)下的T2譜圖像與橫軸的包絡(luò)面積中計(jì)算得到[18]?？蓜?dòng)流體飽和度Sm可表示為：

(1)

巖心的Sm值可以從式(1)中求出，詳情見(jiàn)表2。

(2)巖心剩余油分布狀態(tài)。剩余可動(dòng)油百分比(POMR)是指注水后可動(dòng)油剩余量占巖樣原始總含油量的百分比，主要是指水驅(qū)后剩余油的可動(dòng)部分，可以清晰地表示水驅(qū)程度。水驅(qū)后剩余油的可動(dòng)部分可以通過(guò)總的可動(dòng)油量減去驅(qū)出油的量求得[19-20]。通過(guò)剩余可動(dòng)油百分比還可以看出注水后儲(chǔ)層的開(kāi)發(fā)潛力如何。

圖3 巖心流體不同滲透率級(jí)別的分布狀況Fig.3 Distribution of core fluid with different permeability levels

表2 巖心各項(xiàng)T2譜參數(shù)詳情T(mén)ab.2 Details of the T2 spectral parameters of the core

通過(guò)劃分孔徑分布求得不同孔徑大小的情況下各個(gè)巖心的剩余油分布情況，從表3及圖4中得到以下規(guī)律：①在0.1～10.0 μm內(nèi)的孔隙之中，巖心的剩余油含量接近總量的90%，說(shuō)明后期剩余油的挖潛主要依靠中小孔隙；②當(dāng)滲透率增大后，分布在0.1～1.0 μm的孔隙中的剩余油含量越來(lái)越少，在1～10 μm的孔隙中越來(lái)越多。說(shuō)明隨著滲透率的增加，剩余油挖潛空間逐漸向中孔方向改變。

DB-2巖心氟油飽和度隨驅(qū)替時(shí)間的變化曲線(xiàn)如圖5所示。從圖5中可以看出，在驅(qū)替初期，采收率迅速提高，剩余油飽和度大大降低；后期，趨勢(shì)減緩，但減緩速度不趨于零，說(shuō)明后期仍有剩余油開(kāi)采潛力。

表3 巖心剩余油在不同孔徑范圍內(nèi)的分布情況Tab.3 Distribution of remaining oil in core in different pore sizes μm2

2.3 壓力梯度對(duì)微觀賦存狀態(tài)的影響

對(duì)DB-1、DB-4、DB-5三塊巖心開(kāi)展水驅(qū)實(shí)驗(yàn)，根據(jù)該區(qū)塊0.01mL/min的實(shí)際注水量，通過(guò)壓力梯度的變化來(lái)研究得出驅(qū)油效率與剩余油飽和度、壓力梯度之間的關(guān)系。

圖4 剩余油分布頻率Fig.4 Frequency of remaining oil distribution

圖5 DB-2號(hào)巖心氟油飽和度隨驅(qū)替時(shí)間變化曲線(xiàn)Fig.5 Variation curve of fluorine oil saturation of DB-2 core with displacement time

隨著壓力梯度的增大，驅(qū)油效率先快速增加后接近平穩(wěn)，低滲透儲(chǔ)層驅(qū)油效率提高明顯，當(dāng)壓力梯度增加到52.13 MPa/m后，增幅效果開(kāi)始減弱，剩余油達(dá)到穩(wěn)定狀態(tài)；滲透率大的儲(chǔ)層在壓力梯度增加到17.92 MPa/m后就基本無(wú)增幅，剩余油也相對(duì)保持穩(wěn)定(圖6、表4)。

圖6 核磁測(cè)試驅(qū)油效率與壓力梯度的關(guān)系曲線(xiàn)Fig.6 Relationship between the oil displacement efficiency and pressure gradient in the nuclear magnetic test

表4 巖心驅(qū)油效率變化Tab.4 core displacement efficiency changes

表4中，DB-1滲透率為2.958×10-3μm2，原始含油飽和度39.15%；DB-4滲透率為16.247×10-3μm2，原始含油飽和度44.28%；DB-5滲透率為22.760×10-3μm2，原始含油飽和度47.72%。

由表4可知，在17.92 MPa/m的壓力梯度下進(jìn)行驅(qū)油有較好的效果，實(shí)際應(yīng)用時(shí)應(yīng)結(jié)合井網(wǎng)井距等因素進(jìn)行綜合分析，確定最佳壓力梯度。

對(duì)比各個(gè)滲透率級(jí)別下的巖心，得出在不同的驅(qū)替方式下所產(chǎn)出的剩余油分布頻率如圖7所示。由圖7可知，通過(guò)改變驅(qū)替速度，增大驅(qū)替壓力梯度的方式，可以增加驅(qū)油效率從而抑制剩余油的產(chǎn)生。由于超過(guò)85%的剩余油存在于0.1～10.0 μm的孔隙中，但增大壓力梯度，產(chǎn)出油卻較少。因此，依靠增加壓力梯度開(kāi)發(fā)剩余油來(lái)增加產(chǎn)能還遠(yuǎn)遠(yuǎn)不足。結(jié)合油藏實(shí)際孔隙度，計(jì)算由0.1～5.0 μm孔隙中的儲(chǔ)層滲透率為0.1×10-3～10.0×10-3μm2，即為該類(lèi)儲(chǔ)層中可通過(guò)改變驅(qū)替流速，增加驅(qū)替的壓力梯度來(lái)提高原油采收率，而針對(duì)滲透率大于10×10-3μm2的儲(chǔ)層應(yīng)考慮進(jìn)行有效封堵，如采用泡沫驅(qū)、聚合物驅(qū)等調(diào)驅(qū)的方式。對(duì)于滲透率相對(duì)較低的儲(chǔ)層，產(chǎn)能較差，可考慮采用壓裂改造或水平分支井等方式進(jìn)行提高泄油面積，從而擴(kuò)大波及范圍提高采收率。

3 結(jié)論

(1)對(duì)比雙峰型巖樣的T2譜形態(tài)可以發(fā)現(xiàn)，隨著滲透率的增大，占據(jù)小孔隙的束縛水越來(lái)越少，占據(jù)大孔隙的可動(dòng)流體越來(lái)越多。

圖7 不同滲透率巖心在不同驅(qū)替狀態(tài)的剩余油分布Fig.7 Residual oil distribution of cores with different permeability in different displacement states

(2)后期剩余油主要存在于小孔隙中，隨著滲透率的增大，剩余油挖掘空間應(yīng)向中孔方向轉(zhuǎn)變。

(3)在驅(qū)替初期，采收率迅速提高，剩余油飽和度大大降低；后期，趨勢(shì)減緩，但減緩速度不趨于零，說(shuō)明后期仍有剩余油開(kāi)采潛力。

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