粒度資料計算碎屑巖油藏束縛水飽和度新方法

康志勇 尚 策 丁 群 唐海龍

1. 中國石油遼河油田公司勘探開發研究院,遼寧 盤錦 124010;2. 中國石油冀東油田公司勘探開發部，河北 唐山 063004

0 前言

目前,確定碎屑巖油藏束縛水飽和度的方法很多,歸納起來主要有巖心實驗分析法[1-14]、經驗公式法[14-17]和測井解釋法[14-23]。其中經驗公式法和測井解釋法確定碎屑巖束縛水飽和度的精度較低,特別是測井解釋法,由于測井資料覆蓋面廣,雖然解釋精度有限,但在油氣藏勘探開發研究中應用十分普遍。測井解釋法主要包括電阻率測井解釋法和核磁共振測井解釋法等,其中核磁共振測井解釋法主要用于特殊巖性油氣藏的評價研究,由于其成本高,在常規碎屑巖地區錄取較少,應用也十分有限。巖心實驗分析法包括巖心直接分析法和巖心間接分析法,巖心直接分析法精度最高,但密閉取心分析束縛水飽和度的成本高,而采用常規取心的巖心間接分析法確定束縛水飽和度應用廣泛,精度僅低于巖心直接分析法的精度。巖心間接分析法包括壓汞曲線法、相滲曲線法和核磁共振T2譜法等。在實際應用中,由于多數有取心井的評價單元并無飽和度方面的分析數據,如何將有限的常規巖心分析數據應用到飽和度評價之中,即利用物性、粒度、黏土礦物含量、全巖X衍射等分析項目解決碎屑巖束縛水飽和度的評價問題,既能充分利用寶貴的取心資料,又能提供一種經濟實用、便捷高效、精度較高的束縛水飽和度評價方法。通過對國內外求取碎屑巖束縛水飽和度的現狀調研[1-23],目前還沒有檢索到采用粒度等常規巖心分析資料求取束縛水飽和度方面的參考文獻,因此利用粒度等常規巖心分析資料求取束縛水飽和度還是一個全新的命題。文章試圖從碎屑巖束縛水飽和度的形成機理分析入手,利用常規巖心分析數據解決碎屑巖束縛水飽和度定量評價問題,既降低了成本,又提高了束縛水飽和度的解釋精度,為油氣藏資源評價及油氣藏開發奠定了可靠的資料基礎。

1 碎屑巖束縛水飽和度形成機理

從碎屑巖束縛水的賦存狀態分析[24-25],碎屑巖束縛水飽和度受控于碎屑顆粒的比表面積、表面能和碎屑礦物的親水性。一方面,碎屑顆粒越細,特別是黏土礦物含量越高,則比表面積越大[26-27],并具有較高的表面能,表面能越大的碎屑顆粒意味著能吸附更多的水,這些水就是束縛水;另一方面,碎屑礦物的親水性是礦物表面引力形成結合水的能力,碎屑礦物的親水性越強,吸附能力就越強,束縛水含量也越多。當碎屑巖比表面積一定時,表面能越強、親水性越強,則束縛水水膜就越厚,束縛水飽和度也越大;同時碎屑顆粒表面越不規則(凹凸不平),束縛水水膜就越厚。水膜厚度還與油藏高度等因素密切相關。因此,如果能準確求取碎屑巖比表面積、碎屑顆粒表面束縛水水膜厚度、碎屑巖總孔隙度及碎屑巖體積密度等相關參數,就能利用常規巖心分析數據相對客觀地確定碎屑巖束縛水飽和度。

2 碎屑巖比表面積

碎屑巖比表面積是指單位體積巖石中碎屑顆粒的總表面積與巖石總體積之比。單位碎屑巖的碎屑顆粒表面積大小與碎屑顆粒數量、質量分數、分選、磨圓、粒級[28]等因素密切相關,見表1。一般而言,粒徑越小,單位體積碎屑巖的比表面積越大[16];當粒徑接近時,分選差的單位體積碎屑巖比表面積較大。

單位體積碎屑巖比表面積數學表達式:

(1)

(2)

ρb=ρma(1-φt)+ρwfφt

(3)

(4)

式中:A為單位體積碎屑巖中碎屑顆粒總表面積,μm2;Ai為碎屑巖粒度分析第i(i=1,2,3,…,N)級碎屑顆粒表面積,μm2;di為碎屑巖粒度分析第i級碎屑顆粒直徑(碎屑顆粒用十進制分級時,d1代表泥質、d2代表細粉砂、d3代表粗粉砂、d4代表細砂、d5代表中砂、d6代表粗砂、d7代表細礫，實驗室做粒度分析時無法對中礫級及以上粒級顆粒取樣分析;碎屑顆粒用2的幾何級數制分級時,d1代表黏土、d2代表細粉砂、d3代表中粉砂、d4代表粗粉砂、d5代表極細砂、d6代表細砂、d7代表中砂、d8代表粗砂、d9代表極粗砂、d10代表卵石),μm;N為碎屑巖粒度分析中的粒級數,級;Ni為碎屑巖粒度分析第i級碎屑顆粒數量,個;SR為單位體積碎屑巖比表面積,μm2/μm3;Sm為單位質量碎屑巖比表面積,m2/g;Vma為單位體積碎屑巖骨架總體積,μm3;φt為碎屑巖總孔隙度;ρb為碎屑巖體積密度,g/cm3;ρma為碎屑巖骨架密度,g/cm3;ρwf為地層水密度,g/cm3。

碎屑巖骨架密度的計算是根據全巖X衍射分析值及黏土礦物分析數據和相應礦物骨架密度,采用加權調和平均值通過式(5)～(7)求取。礦物骨架密度見表2[29-30]。

表1 碎屑顆粒粒度分級表Tab.1 Clasolite grain size classification

表2 礦物骨架密度表Tab.2 Mineral density

(5)

(6)

(7)

碎屑巖粒度分析的碎屑顆粒質量分數與碎屑顆粒數量、碎屑顆粒直徑及碎屑顆粒骨架密度之間的關系式為:

(8)

式中:m為單位體積碎屑巖質量,g;mi為碎屑巖粒度分析中第i級碎屑顆粒質量,g;wi為碎屑巖粒度分析中第i級碎屑顆粒質量分數;ρmai為碎屑巖粒度分析中第i級碎屑顆粒骨架密度,g/cm3。

對地層條件下單位體積碎屑巖,碎屑顆粒質量等于碎屑巖體積密度:

m=ρbV=ρb

(9)

式中：V為單位碎屑巖體積，μm3。

將式(9)代入式(8)得:

(10)

將式(10)代入式(4)及式(1)得碎屑巖比表面積經典數學表達式:

(11)

3 束縛水水膜厚度

碎屑巖中的束縛水一般以毛管水和薄膜水的形式存在。由于不能流動的毛管水和薄膜水厚度均屬納米級,因此又稱“納米膜”或“束縛水膜”。在油氣藏中束縛水膜是一個受諸多因素影響的變量,且通過計算束縛水膜體積可計算碎屑巖束縛水飽和度。通過分析束縛水膜影響因素,可進一步認識碎屑巖儲層的含油喉道半徑在不同油氣藏中的變化規律。1953年國外學者提出擴展的Young-Laplace公式[31-32]:

pcR=2cσR+pdR

(12)

式中:pcR為油藏條件下的毛管壓力,MPa;c為水膜所在固體表面的平均曲率(凹面曲率為正,凸面曲率為負,平面曲率為零);σR為油藏條件下油水界面(指孔隙中的油與水的接觸面)張力,N/m;pdR為水膜在油水界面和固水界面之間的排斥力,即水膜的分離壓力,MPa。

1948年Halsey G根據實驗結果給出水膜的分離壓力與束縛水膜厚度之間的關系式[33]:

(13)

式中:a為常數;hwf為束縛水膜厚度,hwf>0.002 5 μm;b為束縛水膜指數，b≥3。

常數a是根據Gee M L的實驗成果[34],在室溫條件下測得空氣—無離子水—強親水石英表面體系的a值為1.18×10-7。

束縛水膜所在固體表面的平均曲率與孔喉半徑成反比[35]:

(14)

式中: f為常數,f=0.5;rH為碎屑巖儲層平均喉道半徑,μm。

油藏條件下毛管壓力的經典表達式[36]:

(15)

式中:θR為油藏條件下油水兩相流體的潤濕接觸角，θR=34°。

眾所周知,油藏的毛管壓力是由油水的重力差來平衡的,因此毛管壓力可表示為[35]:

pcR=10-3g0H(ρwf-ρof)

(16)

式中:H為自由水面以上油藏高度,m;g0為標準重力加速度,g0=9.806 65 m/s2;ρof為地層油密度,g/cm3。

式(12)～(16)聯立得:

(17)

將相應參數代入式(17)得:

(18)

附著在碎屑顆粒表面的束縛水膜厚度不是一個固定值,會隨著溫度壓力等條件的變化而變化。在地層條件下,束縛水膜厚度是油藏高度、油水密度差、碎屑顆粒潤濕性等參數的函數。在式(18)中,束縛水膜指數(b≥3.0)隨油藏高度增大而逐漸變小,一般在3.0～6.5之間變化。碎屑巖孔隙中的束縛水膜是由幾十甚至幾百個水分子“緊密”排列形成。根據已知單個水分子直徑0.31～0.39 nm,當10個水分子“緊密”排列時,形成的束縛水膜厚度為3.5 nm。

在實際油氣藏中,碎屑巖儲層的束縛水膜主要分布在2.5～200.0 nm之間。油氣藏高度越大,束縛水膜越薄,但最薄厚度一般不會小于2.5 nm。

4 束縛水飽和度

碎屑巖比表面積與束縛水膜厚度的乘積等于單位巖石束縛水體積,束縛水飽和度等于束縛水體積與碎屑巖總孔隙度的比值,因此有:

Vwi=φtSwi=SRhwf

(19)

(20)

(21)

(1-φt)+φtρwf]

(22)

式中:Vwi為單位體積碎屑巖束縛水總體積,μm3;Swi為碎屑巖束縛水飽和度。

式(21)和式(22)即粒度資料評價碎屑巖束縛水飽和度的通用方程。

5 應用實例

用粒度資料計算碎屑巖束縛水飽和度需要捋清幾個問題:一是在泥質中黏土占比需由全巖X衍射分析資料確定,當有多個分析樣品時,需采用厚度加權平均值計算評價單元的典型全巖X衍射分析數據;二是實際粒度資料劃分幾個粒級,每個粒級的粒徑取值(上限值、下限值、中間值)需薄片鑒定或實際巖心觀察后確定(一般取下限值的120%),當評價單元有多個粒度分析樣品時,每個粒級均采用厚度加權平均值計算評價單元的典型粒度分析數據;三是評價單元總孔隙度采用與全巖X衍射分析及黏土分析樣品對應的巖心分析孔隙度之厚度加權平均值;四是巖石骨架密度需用全巖X衍射定量分析和黏土礦物含量分析數據及相應礦物骨架的加權調和平均值計算,另外,碎屑巖的體積密度分析值可與全巖X衍射及黏土礦物分析值計算的體積密度相互驗證。

茨602井粒度分析、黏土礦物含量分析、全巖X衍射分析數據見表3～5,根據表3～5和茨602塊的基礎參數,闡述茨602塊束縛水飽和度的具體計算步驟。

茨602塊于2006年度申報探明儲量,茨602井位于茨602塊的腰部,屬構造巖性油藏,油水界面-2 239 m、油藏高度180 m、地層溫度71.62 ℃、地層壓力21.61 MPa、地層水礦化度4 845.7 mg/L、地面原油密度0.836 6 g/cm3;茨602井巖心分析樣品深度2 168 m,巖心分析孔隙度18.8%;地層原油密度0.723 0 g/cm3、地層水密度0.990 0 g/cm3;束縛水膜指數取6.2。用粒度分析等資料計算該油藏平均束縛水飽和度的步驟如下。

表3 茨602井粒度分析表Tab.3 Grain size analysis of well Ci 602

表4 茨602井黏土礦物分析表Tab.4 Clay mineral analysis of well Ci 602

表5 茨602井全巖X衍射分析表Tab.5 Whole rock X-ray diffraction analysis of well Ci 602

第一步:根據黏土礦物分析和全巖X衍射分析以及礦物骨架密度,用加權調和平均值計算巖石骨架密度。

=2.617 14g/cm3

(23)

=2.730 74g/cm3

(24)

=2.714 55g/cm3

(25)

第二步:根據巖心分析孔隙度和地層可動水密度計算巖石體積密度。

ρb=ρma(1-φt)+ρwfφt

=2.714 55×(1-0.188)+0.990 0×0.188

=2.390 335 g/cm3

(26)

第三步:根據粒度分析資料計算碎屑巖比表面積。

(27)

第四步:根據油水密度差和油藏高度計算束縛水膜厚度。

采用油藏高度計算出的油藏頂部束縛水飽和度是油藏最小束縛水飽和度。對構造油藏而言,計算油藏平均束縛水飽和度時，平均油藏高度應取實際油藏高度的1/2;對巖性(或以巖性為主)油藏而言,計算油藏平均束縛水飽和度時，平均油藏高度取實際油藏高度的1/4,束縛水膜指數取6.2。

(28)

第五步:計算束縛水飽和度。

(29)

粒度資料計算茨602塊束縛水飽和度見表6。通過實例計算還可得知，黏土礦物含量每增加一個百分點，束縛水飽和度的增加量都大于3%，可見黏土礦物含量是影響束縛水飽和度變化的主要原因之一。

表6 粒度資料計算茨602塊束縛水飽和度表Tab.6 Calculation of irreducible water saturation of block Ci 602 based on grain size data

用粒度分析等資料計算茨602塊束縛水飽和度為44.5%,與巖心分析法的壓汞資料確定油藏平均束縛水飽和度46.3%相比精度相當,且明顯優于測井解釋法得出的束縛水飽和度42.1%,見表7。

表7 茨602塊用粒度資料計算束縛水飽和度誤差分析表Tab.7 Error analysis of calculating irreducible water saturation with grain size data in block Ci 602

6 結論

1)當束縛水膜厚度一定時,黏土含量是碎屑巖束縛水飽和度最大影響因素,黏土礦物質量分數每增加一個百分點,束縛水飽和度至少增加3%。

2)碎屑巖束縛水飽和度與束縛水膜厚度和比表面積的乘積成正比,與巖石總孔隙度成反比。

3)計算碎屑巖比表面積時,碎屑顆粒粒徑取相應粒級粒徑下限值的120%。

4)評價單元有多個分析樣品時,其質量分數采用厚度加權平均值得到一組評價單元的典型數據,對這組典型數據要重新計算每種礦物及每個粒級的質量分數。

5) 采用粒度分析等資料計算構造油藏平均束縛水飽和度時,平均油藏高度取實際油藏高度的1/2;計算巖性油藏平均束縛水飽和度時,平均油藏高度取實際油藏高度的1/4。