鄂爾多斯盆地渭北油田長3儲(chǔ)層注CO2室內(nèi)研究

張本艷，周立娟，何學(xué)文，王少朋，閆 梅

（1．中國石化西南油氣分公司勘探開發(fā)研究院，四川成都 610041；2．中國石化華北油氣分公司勘探開發(fā)研究院）

本文針對(duì)渭北油田長3超低滲油藏開展了水驅(qū)、CO2驅(qū)、水驅(qū)轉(zhuǎn)CO2驅(qū)微觀驅(qū)油研究，研究了不同注入介質(zhì)下不同孔喉的動(dòng)用程度及對(duì)采收率的貢獻(xiàn)程度，評(píng)價(jià)了不同注入方式的驅(qū)油效果，探索了渭北油田長3油藏水驅(qū)轉(zhuǎn)氣驅(qū)開發(fā)的可行性[1-10]。

1 區(qū)域概況

1.1 油藏地質(zhì)特征

渭北油田長3油藏整體上為北西向傾斜的單斜構(gòu)造，局部發(fā)育小型、低幅背斜和鼻隆構(gòu)造。構(gòu)造起伏極其平緩，地層傾角約1.1°，油層平均埋深550 m。平面上發(fā)育多條NEE走向斷層，55口取心井中19口井觀察到有裂縫。長3油藏主要位于辮狀河三角洲沉積體系，有利沉積微相為水下分流河道，平均孔隙度為11.2%，平均滲透率0.76×10-3μm2，原始地層壓力 2.06 MPa，壓力系數(shù) 0.43，地層溫度29.2 ℃。儲(chǔ)層物性差，屬典型的“低壓、低孔、低溫、超低滲”淺層致密油藏[11]。

1.2 油藏開發(fā)特征

渭北2井區(qū)采用超前注水直注直采開發(fā)方式，采油井71口，水井34口，采用井排距400 m×120 m的矩形井網(wǎng)。壓裂投產(chǎn)后試油產(chǎn)量較高，平均單井日產(chǎn)油2.8 t，綜合含水25%；初期平均單井日產(chǎn)油1.16 t，綜合含水60%；生產(chǎn)3年后平均單井日產(chǎn)油為0.36 t，綜合含水77%。選取穩(wěn)定生產(chǎn)的64口井生產(chǎn)曲線分析，其遞減規(guī)律呈兩段式，生產(chǎn)初期遞減快，后期遞減慢；生產(chǎn)到100 d時(shí)遞減率為38%，約為后期遞減率的3倍。注水方案實(shí)施以來，見效井7口，占比9.86%；見水井42口，占比59%。水驅(qū)動(dòng)用程度僅為48.6%，注水效果不理想。

2 實(shí)驗(yàn)內(nèi)容

2.1 實(shí)驗(yàn)準(zhǔn)備

渭北2井區(qū)3×104t實(shí)驗(yàn)區(qū)含油面積8.03 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量 531.6×104t，實(shí)驗(yàn)樣品均采自本區(qū)，基本物性參數(shù)見表1。油水樣品取自井口油水混合樣，將分離出的原油與煤油混合配制成黏度為6.64 mPa·s實(shí)驗(yàn)用油，原油性質(zhì)參見表2。

表1 巖心物性參數(shù)

表2 原油高壓物性參數(shù)

2.2 實(shí)驗(yàn)步驟與流程

驅(qū)替實(shí)驗(yàn)流程：①在巖心夾持器上裝好巖心，對(duì)巖心抽真空并飽和地層水；②測(cè)試飽和水狀態(tài)下的核磁共振T2弛豫時(shí)間譜；③用15 000 mg/L的MnCl2溶液浸泡巖心[12]，做第二次核磁，將信號(hào)量降到原始信號(hào)量的1%以下；④用原油驅(qū)替巖心，直到無水被驅(qū)出，計(jì)量巖心中的出水量，計(jì)算原始含油飽和度和束縛水飽和度，并進(jìn)行該狀態(tài)下核磁共振T2譜的測(cè)定；⑤按實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)，分別對(duì)設(shè)計(jì)的巖心，利用含Mn2+的地層水或 CO2進(jìn)行驅(qū)替，記錄不同時(shí)刻的壓力、出油量和出水量，直至不再出油；⑥進(jìn)行水驅(qū)轉(zhuǎn)氣驅(qū)實(shí)驗(yàn)時(shí)，先注水水驅(qū)到預(yù)先設(shè)計(jì)的含水飽和度，并進(jìn)行核磁共振測(cè)量，再切換注氣容器，注入一定PV數(shù)的CO2，記錄好入泵讀數(shù)、入口壓力、環(huán)壓和驅(qū)出的油量；⑦將殘余油狀態(tài)的巖心進(jìn)行核磁共振T2譜的測(cè)定（圖1）。

渭北長3油藏原油與CO2最小混相壓力通過細(xì)管法[13]測(cè)得為16.3 MPa，因渭北長3油層平均埋深550 m，地層壓力2.06 MPa，遠(yuǎn)達(dá)不到混相壓力。因此實(shí)驗(yàn)出口壓力設(shè)定為10 MPa，評(píng)價(jià)CO2非混相驅(qū)驅(qū)油效率。

圖1 驅(qū)替實(shí)驗(yàn)流程

2.3 數(shù)據(jù)解釋

因?yàn)椴捎脻舛葹?5 000 mg/L的 Mn2+消除了水信號(hào)，所以驅(qū)替實(shí)驗(yàn)過程中所獲取的核磁共振信號(hào)只反映油的變化。

孔喉動(dòng)用程度表示驅(qū)替前后某一區(qū)間孔喉中的含油量變化程度，反映該范圍孔喉的水驅(qū)動(dòng)用效果。

孔喉對(duì)總驅(qū)油效率的相對(duì)貢獻(xiàn)，反映了不同區(qū)間孔喉對(duì)總驅(qū)油效果的相對(duì)貢獻(xiàn)大小，等于水驅(qū)前后某一區(qū)間的T2譜幅度差值與水驅(qū)前后整個(gè)T2譜與X軸包圍面積差值的比值。

3 結(jié)果與討論

3.1 原油溶解CO2后指標(biāo)測(cè)試

本次研究利用PVT實(shí)驗(yàn)裝置[14]，采用渭北2井區(qū)原油，開展了注 CO2前后原油相態(tài)變化實(shí)驗(yàn)，結(jié)果顯示，隨著CO2的注入，原油的相對(duì)體積增大，最終體積系數(shù)為1.16。復(fù)配原油中溶解CO2的飽和壓力達(dá)4.88 MPa，黏度與初始相比下降20%以上，很好地改善了原油的流動(dòng)能力。同時(shí)，氣油比達(dá)到65.5，相比渭北長3油藏氣油比6大幅提高，很好地改善了原油溶解氣驅(qū)的能力。

3.2 不同驅(qū)替方式實(shí)驗(yàn)結(jié)果

不同滲透率巖心不同驅(qū)替方式采出程度結(jié)果見表3。從不同驅(qū)替方式來看，水驅(qū)的采出程度最低。就不同驅(qū)替方式實(shí)驗(yàn)結(jié)果來看，巖心樣品滲透率差異對(duì)采出程度影響不大。

表3 不同滲透率巖心不同驅(qū)替方式采出程度

3.3 微觀驅(qū)油機(jī)制分析

巖心核磁共振信號(hào)量多少反映的是巖心內(nèi)流體含量多少，核磁共振T2弛豫時(shí)間反映孔隙大小，T2弛豫時(shí)間與孔隙半徑之間具有正比關(guān)系，T2弛豫時(shí)間越大，孔隙半徑越大[15]。對(duì)于砂巖而言，大量的理論及實(shí)驗(yàn)研究結(jié)果表明，水相T2弛豫時(shí)間10 ms 可作為黏土微孔與粒間孔隙的界限值，當(dāng)水在孔隙中T2弛豫時(shí)間小于10 ms時(shí)，水很難流動(dòng)，對(duì)應(yīng)的孔隙為黏土微孔；當(dāng)T2弛豫時(shí)間大于10 ms 時(shí)，水相對(duì)容易流動(dòng)，對(duì)應(yīng)的孔隙為粒間孔隙； T2弛豫時(shí)間為10～100 ms 時(shí)的孔隙為中等孔隙；超過100 ms 時(shí)的孔隙為大孔隙。因此，利用核磁共振技術(shù)，不僅能夠給出巖心總孔隙內(nèi)的含油量，而且能夠定量分析出不同孔隙區(qū)間內(nèi)各自的含油量（圖2）。

圖2 不同狀態(tài)下T2弛豫時(shí)間譜對(duì)應(yīng)的孔隙

3.3.1 飽和水條件下的T2譜分布

飽和水條件下不同 T2值區(qū)間的水相對(duì)含量分布如表5所示，對(duì)于2號(hào)、4號(hào)巖心，飽和水比較集中于10～100 ms的中等孔喉中，這說明巖心中中等孔喉在所占的比例較大。而對(duì)于6號(hào)巖心，飽和水比較集中于10～100 ms的中等孔喉和大于100 ms的大孔喉中，這說明此巖心是以中等孔喉和大孔喉為主（圖3）。

3.3.2 飽和油條件下的T2譜分布

3塊巖心中小于1ms的小孔喉內(nèi)油相對(duì)含量為0.01%～0.07%，1～10 ms較小孔喉的油相對(duì)含量為1.92%～3.35%，10～100 ms中等孔喉的油相對(duì)含量為40.19%～44.83%，大于100 ms大孔喉的油相對(duì)含量為52.86%～56.39%；可見，飽和油條件下，油主要分布于中等孔喉和大孔喉內(nèi)。這可能是由于在用油驅(qū)替過程中，中小孔喉的驅(qū)替阻力較大，造成了驅(qū)替油進(jìn)入較大的孔喉。

3.3.3 水驅(qū)或氣驅(qū)后的T2譜分布

從總體上看，水驅(qū)或氣驅(qū)后的T2譜幅有不同程度的下降，對(duì)于所有巖心，1 ms以下的孔驅(qū)油效果較差。而對(duì)于2號(hào)巖心，與飽和油狀態(tài)下相比，大于1 ms各孔喉尺寸的驅(qū)油效果比較均勻，這說明水驅(qū)過程對(duì)各孔喉的滲透程度比較平均。對(duì)于4號(hào)巖心，氣驅(qū)過程主要是對(duì)孔喉大于100 ms的孔驅(qū)油效果比較明顯。而6號(hào)巖心水驅(qū)后氣驅(qū)也表現(xiàn)出同樣的效果。同時(shí)也發(fā)現(xiàn)，T2值計(jì)算驅(qū)油效率與實(shí)際驅(qū)油效率有一點(diǎn)偏差，可能是由于實(shí)驗(yàn)誤差造成的影響。

圖3 渭北巖心在不同驅(qū)替方式下的核磁T2譜

表5 飽和水條件下T2值分布

3.4 驅(qū)油效果影響因素分析

核磁共振T2譜提供的豐富信息可以實(shí)現(xiàn)孔喉動(dòng)用程度和不同孔喉對(duì)總驅(qū)油效率相對(duì)貢獻(xiàn)的定量評(píng)價(jià)，有助于從更深層次揭示驅(qū)油效果差異的原因。基于這兩個(gè)參數(shù)的定義，對(duì)實(shí)驗(yàn)巖心結(jié)果進(jìn)行了統(tǒng)計(jì)對(duì)比。水驅(qū)后小于1 ms孔喉的動(dòng)用程度最小為0，最大為27.62%，而該范圍孔喉對(duì)驅(qū)油效率的貢獻(xiàn)趨近于 0，孔喉動(dòng)用效果最好和對(duì)驅(qū)油效率貢獻(xiàn)最高的均為6號(hào)巖心。1～10 ms較小孔喉的動(dòng)用程度最小為4號(hào)巖心（動(dòng)用程度為5.70%），最高為2號(hào)巖心（動(dòng)用程度為 57.01%）；對(duì)驅(qū)油效率貢獻(xiàn)為0.15%～4.26%，貢獻(xiàn)最低為4號(hào)巖心，最高的是2號(hào)巖心。10～100 ms中等孔喉的整體動(dòng)用效果較好，最小為 32.58%（2號(hào)巖心），最高為 81.53%（6號(hào)巖心）；對(duì)驅(qū)油效率貢獻(xiàn)最高為2號(hào)巖心（相對(duì)貢獻(xiàn)程度53.93%），最小為6號(hào)巖心（相對(duì)貢獻(xiàn)程度36.46%）。大于 100 ms較大孔喉動(dòng)用效果差異很大，最小為19.44%，最高為100%；驅(qū)油效率貢獻(xiàn)最低為41.83%，最高為62.75%。

低滲透砂巖驅(qū)油效率的影響因素復(fù)雜，很難用統(tǒng)一的模式去概括，研究中需要將多因素綜合考慮。定量評(píng)價(jià)結(jié)果和對(duì)比分析表明，孔喉動(dòng)用程度影響超低滲透砂巖水驅(qū)油效率，要提高水驅(qū)油效率和整體開發(fā)效果，需要各個(gè)范圍內(nèi)的孔喉均得到有效動(dòng)用，常規(guī)水驅(qū)油后有效動(dòng)用的主要是大孔喉和中等孔喉，而超低滲透砂巖的大孔喉含量又很低。如何提高小孔喉、尤其是含量較高的1～10 ms的較小孔喉的動(dòng)用效果就顯得尤為重要。

4 結(jié)論

（1）飽和油條件下的核磁共振T2譜主要呈單或雙峰態(tài)分布，10～100 ms和大于100 ms中、大孔喉是油的主要分布區(qū)域，同時(shí) 1～10 ms和 10～100 ms也是驅(qū)替后剩余油的主要賦存空間，是下一步挖潛的主要對(duì)象。

（2）大于100 ms的大孔喉動(dòng)用效果最好，對(duì)驅(qū)油效率貢獻(xiàn)程度最高，10～100 ms的中等孔喉次之。對(duì)于低滲透砂巖儲(chǔ)層而言，要提高整體開發(fā)效果，需要各個(gè)范圍內(nèi)的孔喉均得到有效動(dòng)用，如何提高小孔喉、尤其是含量較高分布于1～10 ms較小孔喉的動(dòng)用效果就顯得尤為重要。

（3）通過超低滲透巖心進(jìn)行水驅(qū)、氣驅(qū)、水驅(qū)轉(zhuǎn)氣驅(qū)3種方式對(duì)比，水驅(qū)轉(zhuǎn)氣驅(qū)采出程度最高，氣驅(qū)次之，水驅(qū)最低。對(duì)比超低滲巖心不同注入方式后剩余油分布，水驅(qū)主要?jiǎng)佑弥小⒅行】紫吨械脑停瑲怛?qū)動(dòng)用的基本是中、大孔隙中的原油，而水驅(qū)轉(zhuǎn)氣驅(qū)的注入方式，CO2流體注入受阻，波及范圍增大，能進(jìn)一步動(dòng)用中、小孔隙中的原油，有利于驅(qū)油效率的提高。

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