鄂爾多斯盆地渭北油田長3儲層注CO2室內研究

張本艷，周立娟，何學文，王少朋，閆 梅

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

本文針對渭北油田長3超低滲油藏開展了水驅、CO2驅、水驅轉CO2驅微觀驅油研究，研究了不同注入介質下不同孔喉的動用程度及對采收率的貢獻程度，評價了不同注入方式的驅油效果，探索了渭北油田長3油藏水驅轉氣驅開發的可行性[1-10]。

1 區域概況

1.1 油藏地質特征

渭北油田長3油藏整體上為北西向傾斜的單斜構造，局部發育小型、低幅背斜和鼻隆構造。構造起伏極其平緩，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 0.43，地層溫度29.2 ℃。儲層物性差，屬典型的“低壓、低孔、低溫、超低滲”淺層致密油藏[11]。

1.2 油藏開發特征

渭北2井區采用超前注水直注直采開發方式，采油井71口，水井34口，采用井排距400 m×120 m的矩形井網。壓裂投產后試油產量較高，平均單井日產油2.8 t，綜合含水25%；初期平均單井日產油1.16 t，綜合含水60%；生產3年后平均單井日產油為0.36 t，綜合含水77%。選取穩定生產的64口井生產曲線分析，其遞減規律呈兩段式，生產初期遞減快，后期遞減慢；生產到100 d時遞減率為38%，約為后期遞減率的3倍。注水方案實施以來，見效井7口，占比9.86%；見水井42口，占比59%。水驅動用程度僅為48.6%，注水效果不理想。

2 實驗內容

2.1 實驗準備

渭北2井區3×104t實驗區含油面積8.03 km2，地質儲量 531.6×104t，實驗樣品均采自本區，基本物性參數見表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實驗用油，原油性質參見表2。

表1 巖心物性參數

表2 原油高壓物性參數

2.2 實驗步驟與流程

驅替實驗流程：①在巖心夾持器上裝好巖心，對巖心抽真空并飽和地層水；②測試飽和水狀態下的核磁共振T2弛豫時間譜；③用15 000 mg/L的MnCl2溶液浸泡巖心[12]，做第二次核磁，將信號量降到原始信號量的1%以下；④用原油驅替巖心，直到無水被驅出，計量巖心中的出水量，計算原始含油飽和度和束縛水飽和度，并進行該狀態下核磁共振T2譜的測定；⑤按實驗設計，分別對設計的巖心，利用含Mn2+的地層水或 CO2進行驅替，記錄不同時刻的壓力、出油量和出水量，直至不再出油；⑥進行水驅轉氣驅實驗時，先注水水驅到預先設計的含水飽和度，并進行核磁共振測量，再切換注氣容器，注入一定PV數的CO2，記錄好入泵讀數、入口壓力、環壓和驅出的油量；⑦將殘余油狀態的巖心進行核磁共振T2譜的測定（圖1）。

渭北長3油藏原油與CO2最小混相壓力通過細管法[13]測得為16.3 MPa，因渭北長3油層平均埋深550 m，地層壓力2.06 MPa，遠達不到混相壓力。因此實驗出口壓力設定為10 MPa，評價CO2非混相驅驅油效率。

圖1 驅替實驗流程

2.3 數據解釋

因為采用濃度為15 000 mg/L的 Mn2+消除了水信號，所以驅替實驗過程中所獲取的核磁共振信號只反映油的變化。

孔喉動用程度表示驅替前后某一區間孔喉中的含油量變化程度，反映該范圍孔喉的水驅動用效果。

孔喉對總驅油效率的相對貢獻，反映了不同區間孔喉對總驅油效果的相對貢獻大小，等于水驅前后某一區間的T2譜幅度差值與水驅前后整個T2譜與X軸包圍面積差值的比值。

3 結果與討論

3.1 原油溶解CO2后指標測試

本次研究利用PVT實驗裝置[14]，采用渭北2井區原油，開展了注 CO2前后原油相態變化實驗，結果顯示，隨著CO2的注入，原油的相對體積增大，最終體積系數為1.16。復配原油中溶解CO2的飽和壓力達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能力。同時，氣油比達到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的能力。

3.2 不同驅替方式實驗結果

不同滲透率巖心不同驅替方式采出程度結果見表3。從不同驅替方式來看，水驅的采出程度最低。就不同驅替方式實驗結果來看，巖心樣品滲透率差異對采出程度影響不大。

表3 不同滲透率巖心不同驅替方式采出程度

3.3 微觀驅油機制分析

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

圖2 不同狀態下T2弛豫時間譜對應的孔隙

3.3.1 飽和水條件下的T2譜分布

飽和水條件下不同 T2值區間的水相對含量分布如表5所示，對于2號、4號巖心，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。而對于6號巖心，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的小孔喉內油相對含量為0.01%～0.07%，1～10 ms較小孔喉的油相對含量為1.92%～3.35%，10～100 ms中等孔喉的油相對含量為40.19%～44.83%，大于100 ms大孔喉的油相對含量為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。這可能是由于在用油驅替過程中，中小孔喉的驅替阻力較大，造成了驅替油進入較大的孔喉。

3.3.3 水驅或氣驅后的T2譜分布

從總體上看，水驅或氣驅后的T2譜幅有不同程度的下降，對于所有巖心，1 ms以下的孔驅油效果較差。而對于2號巖心，與飽和油狀態下相比，大于1 ms各孔喉尺寸的驅油效果比較均勻，這說明水驅過程對各孔喉的滲透程度比較平均。對于4號巖心，氣驅過程主要是對孔喉大于100 ms的孔驅油效果比較明顯。而6號巖心水驅后氣驅也表現出同樣的效果。同時也發現，T2值計算驅油效率與實際驅油效率有一點偏差，可能是由于實驗誤差造成的影響。

圖3 渭北巖心在不同驅替方式下的核磁T2譜

表5 飽和水條件下T2值分布

3.4 驅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現孔喉動用程度和不同孔喉對總驅油效率相對貢獻的定量評價，有助于從更深層次揭示驅油效果差異的原因。基于這兩個參數的定義，對實驗巖心結果進行了統計對比。水驅后小于1 ms孔喉的動用程度最小為0，最大為27.62%，而該范圍孔喉對驅油效率的貢獻趨近于 0，孔喉動用效果最好和對驅油效率貢獻最高的均為6號巖心。1～10 ms較小孔喉的動用程度最小為4號巖心（動用程度為5.70%），最高為2號巖心（動用程度為 57.01%）；對驅油效率貢獻為0.15%～4.26%，貢獻最低為4號巖心，最高的是2號巖心。10～100 ms中等孔喉的整體動用效果較好，最小為 32.58%（2號巖心），最高為 81.53%（6號巖心）；對驅油效率貢獻最高為2號巖心（相對貢獻程度53.93%），最小為6號巖心（相對貢獻程度36.46%）。大于 100 ms較大孔喉動用效果差異很大，最小為19.44%，最高為100%；驅油效率貢獻最低為41.83%，最高為62.75%。

低滲透砂巖驅油效率的影響因素復雜，很難用統一的模式去概括，研究中需要將多因素綜合考慮。定量評價結果和對比分析表明，孔喉動用程度影響超低滲透砂巖水驅油效率，要提高水驅油效率和整體開發效果，需要各個范圍內的孔喉均得到有效動用，常規水驅油后有效動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的較小孔喉的動用效果就顯得尤為重要。

4 結論

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

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

（3）通過超低滲透巖心進行水驅、氣驅、水驅轉氣驅3種方式對比，水驅轉氣驅采出程度最高，氣驅次之，水驅最低。對比超低滲巖心不同注入方式后剩余油分布，水驅主要動用中、中小孔隙中的原油，氣驅動用的基本是中、大孔隙中的原油，而水驅轉氣驅的注入方式，CO2流體注入受阻，波及范圍增大，能進一步動用中、小孔隙中的原油，有利于驅油效率的提高。

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