低滲透油藏油水賦存狀態研究

劉 恒，熊青山，李成龍，吳 勝，楊加偉

(長江大學 石油工程學院，湖北 武漢 430100)

油田進入高含水開發期后，由于歷史上缺乏各種油藏監測資料，剩余油高度分散，對剩余資源分布狀況認識不明確，尤其是對于動態的剩余油研究以及油水賦存狀態認識不足。高博禹等[1]學者通過分析密閉取心含油巖心薄片來觀察分析剩余油分布形態；高輝等[2]學者利用核磁共振技術對巖樣水驅前后T2譜測試分析，揭示了影響水驅油效果的主要因素；李俊鍵等[3]學者通過CT掃描技術，對不同孔隙結構類型的巖心進行CT掃描成像，探究了非均質性對剩余油分布以及形態的影響。本文以低滲透油藏油水賦存狀態及分布規律研究為出發點，通過核磁共振實驗技術，利用低場核磁共振實驗儀器測量巖樣核磁弛豫參數，計算受巖性影響較小的孔隙度、滲透率、可產流體類型、自由流體指數、束縛水飽和度等參數[4-6]。結合微觀孔隙結構和研究結構和生產動態資料，明確目標儲層巖心的可動流體飽和度分布特征，分析油層在開發中后期油水賦存狀態與其影響因素的關系，為提高開發效果、提高采收率的各種方案的決策提供了理論依據。

1 實驗巖心選取及設計

1.1 巖心基本數據

選取DB油田具有代表性的巖心進行實驗，將巖心制成直徑為2.48 cm左右的巖心柱，長度不小于直徑的1.5倍，切割時避免產生缺角或其他結構缺陷。然后將巖心洗油至親水并烘干48 h以上，依據SY/T 5336—2010規定進行孔隙度和滲透率測試，最后將巖心樣品進行抽空并加壓，使巖心充分飽和。為真實模擬地層條件，實驗用水為現場取回地層水，實驗用油為氟油[7]。巖心基本數據見表1。

表1 巖心基本數據Tab.1 Basic core data

1.2 實驗設計

根據研究內容，選取4塊不同滲透率范圍的巖心開展核磁共振測試，選取3塊巖心，對比研究壓力梯度影響。巖樣核磁共振測試的實驗流程及裝置如圖1所示。

圖1 核磁共振實驗流程及設備示意Fig.1 Schematic diagram of NMR experiment process and equipment

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

(2)將巖心根據SY/T 5358—2010《儲層敏感性流動試驗評價方法》先進行油驅水實驗，得到束縛水狀態下巖心的T2譜圖；再對巖心進行水驅油實驗，繪制巖心整個過程中的T2譜圖，保存核磁共振圖像。

(3)在巖樣達到殘余油的狀態下，即注水后無油產出時，通過繪制這個情況下的T2譜圖來得到其核磁共振圖像。

2 實驗結果分析

2.1 T2譜形態特征研究

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

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

(2)細砂巖對于粉砂巖來講，其沉積環境的能量相對較高，導致其T2譜呈較為明顯的雙峰式，左側為束縛不可動流體，右側為自由可動流體，右側的T2譜峰值>100 ms，孔徑結構較粉砂巖好[11-12]。

(3)礫巖的T2譜形態一般表現為三峰結構，是因為其中含有各種大小不同的礫石，表面孔隙較大導致礫巖的孔隙結構非均質性強。

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

通過對原始核磁共振實驗衰減曲線進行學習與推理得到DB區塊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號巖樣的T2譜圖為三峰型結構外，剩余巖樣的T2譜圖都是雙峰型結構，表明DB-2號巖樣具有較強的非均質性。

圖2 不同巖性不同滲透率級別巖樣譜型特征分析對比曲線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，其地層水信號幅度峰值分別對應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號巖樣的T2譜為三峰型結構，所以對3塊雙峰型巖樣的T2圖譜峰值進行對比可得，隨著巖樣滲透率逐漸增大，左峰峰值越來越低，即不可動峰的面積越小；右峰峰值越來越高，即可動峰的面積越大。研究表明，隨著巖樣滲透率的增大，小孔隙被越來越少的不可動束縛水依附，大孔隙被越來越多的自由可動流體依附[16-17]。

通過對不同巖性、不同滲透率水平巖樣的譜型特征分析，認為此區塊的巖樣具有較強的非均質性，契合低滲透巖樣的特征。

2.2 巖心可動流體飽和度及剩余油分布狀態

通過處理不同驅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流體的分布情況，其結果如圖3所示。

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

可動流體飽和度即為可動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下的T2譜圖像與橫軸的包絡面積中計算得到[18]。可動流體飽和度Sm可表示為：

(1)

巖心的Sm值可以從式(1)中求出，詳情見表2。

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

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

表2 巖心各項T2譜參數詳情Tab.2 Details of the T2 spectral parameters of the core

通過劃分孔徑分布求得不同孔徑大小的情況下各個巖心的剩余油分布情況，從表3及圖4中得到以下規律：①在0.1～10.0 μm內的孔隙之中，巖心的剩余油含量接近總量的90%，說明后期剩余油的挖潛主要依靠中小孔隙；②當滲透率增大后，分布在0.1～1.0 μm的孔隙中的剩余油含量越來越少，在1～10 μm的孔隙中越來越多。說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替時間的變化曲線如圖5所示。從圖5中可以看出，在驅替初期，采收率迅速提高，剩余油飽和度大大降低；后期，趨勢減緩，但減緩速度不趨于零，說明后期仍有剩余油開采潛力。

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

2.3 壓力梯度對微觀賦存狀態的影響

對DB-1、DB-4、DB-5三塊巖心開展水驅實驗，根據該區塊0.01mL/min的實際注水量，通過壓力梯度的變化來研究得出驅油效率與剩余油飽和度、壓力梯度之間的關系。

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

圖5 DB-2號巖心氟油飽和度隨驅替時間變化曲線Fig.5 Variation curve of fluorine oil saturation of DB-2 core with displacement time

隨著壓力梯度的增大，驅油效率先快速增加后接近平穩，低滲透儲層驅油效率提高明顯，當壓力梯度增加到52.13 MPa/m后，增幅效果開始減弱，剩余油達到穩定狀態；滲透率大的儲層在壓力梯度增加到17.92 MPa/m后就基本無增幅，剩余油也相對保持穩定(圖6、表4)。

圖6 核磁測試驅油效率與壓力梯度的關系曲線Fig.6 Relationship between the oil displacement efficiency and pressure gradient in the nuclear magnetic test

表4 巖心驅油效率變化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的壓力梯度下進行驅油有較好的效果，實際應用時應結合井網井距等因素進行綜合分析，確定最佳壓力梯度。

對比各個滲透率級別下的巖心，得出在不同的驅替方式下所產出的剩余油分布頻率如圖7所示。由圖7可知，通過改變驅替速度，增大驅替壓力梯度的方式，可以增加驅油效率從而抑制剩余油的產生。由于超過85%的剩余油存在于0.1～10.0 μm的孔隙中，但增大壓力梯度，產出油卻較少。因此，依靠增加壓力梯度開發剩余油來增加產能還遠遠不足。結合油藏實際孔隙度，計算由0.1～5.0 μm孔隙中的儲層滲透率為0.1×10-3～10.0×10-3μm2，即為該類儲層中可通過改變驅替流速，增加驅替的壓力梯度來提高原油采收率，而針對滲透率大于10×10-3μm2的儲層應考慮進行有效封堵，如采用泡沫驅、聚合物驅等調驅的方式。對于滲透率相對較低的儲層，產能較差，可考慮采用壓裂改造或水平分支井等方式進行提高泄油面積，從而擴大波及范圍提高采收率。

3 結論

(1)對比雙峰型巖樣的T2譜形態可以發現，隨著滲透率的增大，占據小孔隙的束縛水越來越少，占據大孔隙的可動流體越來越多。

圖7 不同滲透率巖心在不同驅替狀態的剩余油分布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，剩余油挖掘空間應向中孔方向轉變。

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

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