深層高壓低滲砂巖儲層可動流體賦存特征及控制因素
——以東濮凹陷文東沙三中油藏為例

王瑞飛，齊宏新，呂新華，國殿斌

(1.西安石油大學(xué) 石油工程學(xué)院，西安 710065；2.中國石化 中原油田分公司，河南 濮陽 457001)

深層高壓低滲砂巖儲層可動流體賦存特征及控制因素
——以東濮凹陷文東沙三中油藏為例

王瑞飛1，齊宏新1，呂新華2，國殿斌2

(1.西安石油大學(xué) 石油工程學(xué)院，西安 710065；2.中國石化 中原油田分公司，河南 濮陽 457001)

利用核磁共振技術(shù)，對東濮凹陷文東沙三中深層高壓低滲砂巖儲層樣品進(jìn)行測試分析，通過可動流體百分?jǐn)?shù)、可動流體孔隙度參數(shù)分析了可動流體的賦存特征及控制因素。研究結(jié)果表明，不同離心力的T2譜形態(tài)表現(xiàn)為4種類型，T2截止值與物性呈正相關(guān)關(guān)系。可動流體含量低且其分布具有較強(qiáng)的非均質(zhì)性，滲透率越高，主流喉道半徑越大，可動流體參數(shù)值越大，可動流體參數(shù)與滲透率的相關(guān)關(guān)系越好；滲透率越低，可動流體參數(shù)衰減越快。儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)是可動流體賦存的主要控制因素。應(yīng)用喉道半徑區(qū)間分布表征微觀孔隙結(jié)構(gòu)對可動流體分布的控制，效果較好。物性越好，大喉道控制的可動流體量越高。

核磁共振技術(shù)；可動流體；控制因素；深層高壓低滲砂巖儲層；文東油田；東濮凹陷

深層高壓低滲砂巖油藏屬于低滲透油藏范疇，但又有別于常規(guī)低滲透油藏。為改善該類油藏的開發(fā)效果，提高采收率，有必要研究其儲層可動流體賦存分布狀況。以東濮凹陷文東沙三中深層高壓低滲砂巖油藏為例，利用核磁共振可動流體測試分析技術(shù)研究儲層可動流體賦存特征及控制因素。

1 核磁共振可動流體測試原理

儲層孔隙大小與氫核弛豫率的反比關(guān)系是核磁共振研究孔隙結(jié)構(gòu)的理論基礎(chǔ)[1-5]。根據(jù)流體在巖石中分布的弛豫時間界限，可將賦存于孔隙中的流體分為可動流體與束縛流體。可動流體百分?jǐn)?shù)(Sm)與可動流體孔隙度(φm)可以用來表征儲層可動流體賦存狀況。可動流體孔隙度在數(shù)值上等于可動流體百分?jǐn)?shù)與孔隙度(φ)的乘積[6]。

2 實(shí)驗(yàn)過程及測試結(jié)果

實(shí)驗(yàn)中共對40塊樣品進(jìn)行了核磁共振可動流體測試，實(shí)驗(yàn)在常溫常壓下進(jìn)行。實(shí)驗(yàn)步驟為：(1)標(biāo)準(zhǔn)巖心洗油烘干，氣測滲透率；(2)巖心抽真空飽和模擬地層水(礦化度為30×104mg/L的鹽水)，計算巖心孔隙度；(3)對飽和模擬地層水的巖心進(jìn)行核磁共振T2測量。可動流體測試結(jié)果如表1,2所示。分析3個區(qū)塊可動流體特征參數(shù)發(fā)現(xiàn)，文13北塊可動流體百分?jǐn)?shù)、可動流體孔隙度參數(shù)明顯低于文13東、文13西塊，其原因在于文13北塊物性較差(尤其是滲透率參數(shù))，且儲層潤濕性表現(xiàn)為親水。儲層物性越差，其儲集空間越小，儲集空間的連通性越弱。儲層潤濕性越強(qiáng)，吸附流體的能力越強(qiáng)，束縛水及殘余油飽和度越高。

3 可動流體賦存特征

由核磁共振測試結(jié)果可得出深層高壓低滲砂巖儲層T2譜分布形態(tài)及可動流體賦存特征。

3.1T2譜分布形態(tài)

分析不同離心力的T2譜形態(tài)，40塊樣品的T2譜分布以雙峰為主(雙峰態(tài)是砂巖巖石T2譜的典型特征[7-11])，且物性越好雙峰態(tài)越明顯(圖1)，鮮有單峰態(tài)分布，不同離心力的T2譜分布形態(tài)主要表現(xiàn)為4種類型：單峰態(tài)且變化不明顯(圖1a)、單峰態(tài)且變化明顯(圖1b)、雙峰態(tài)且兩峰變化幅度大(圖1c)、雙峰態(tài)且左峰變化不大右峰變化大(圖1d)。分析圖中單峰態(tài)的T2譜(圖1a,b)，實(shí)際上也是雙峰態(tài)。仔細(xì)觀察圖1a,b，樣品1的T2譜左峰表現(xiàn)突出，右峰存在但不明顯；而樣品5的T2譜右峰突出，左峰表現(xiàn)不明顯。在儀器所能承受的最大離心力(200 psi)作用下，樣品1可動流體百分?jǐn)?shù)為7.08%，可動流體孔隙度為0.85%，可動流體參數(shù)值極低；樣品5可動流體百分?jǐn)?shù)為53.61%，可動流體孔隙度為4.84%，可動流體參數(shù)值略高。根據(jù)可動流體含量與T2譜形態(tài)的關(guān)系[6]，也可推斷出樣品1的T2譜必將是左峰突出，而樣品5的T2譜必將是右峰突出的特點(diǎn)。由T2截止值與物性的相關(guān)關(guān)系(圖2)，隨儲層物性變好T2截止值增加(T2截止值右移)。這也說明隨儲層物性變好，T2譜的右峰會愈加突出，即T2譜為雙峰態(tài)。

3.2可動流體賦存特征

巖心的可動流體百分?jǐn)?shù)分布范圍較寬(7.08%～84.92%)，平均值為65.41%，低于標(biāo)準(zhǔn)貝瑞巖心(76.62%)，可動流體百分?jǐn)?shù)級差(最大值與最小值的比值)為11.99。可動流體孔隙度分布范圍為0.85%～21.12%，平均值為10.94%，可動流體孔隙度級差為24.85。可動流體孔隙度的非均質(zhì)性強(qiáng)于可動流體百分?jǐn)?shù)的非均質(zhì)性。深層高壓低滲砂巖儲層可動流體含量低，且其分布具有較強(qiáng)的非均質(zhì)特征。這些特征在深層高壓低滲砂巖油藏注水開發(fā)中，表現(xiàn)為采收率低且各層段間采收率相差較大等生產(chǎn)現(xiàn)象[12-13]。

表1 東濮凹陷文東油田核磁共振可動流體測試結(jié)果

表2 東濮凹陷文東油田核磁共振不同離心力的含水飽和度

注:1 psi=0.006 895 MPa

圖1 東濮凹陷文東油田巖心樣品典型T2譜

圖2 T2截止值與物性的相關(guān)關(guān)系

圖3為Sm與物性的相關(guān)關(guān)系。散點(diǎn)隨K、φ的增大而逐漸變“瘦”，表明K、φ越大，二者的相關(guān)性越強(qiáng)；當(dāng)K、φ較低時，二者相關(guān)性較弱，Sm不完全受控于K、φ。K、φ越低，Sm隨K、φ的降低衰減速度越快。Sm與K的相關(guān)性好于Sm與φ的相關(guān)性?？蓜恿黧w量低是低滲透砂巖油藏采收率低的主要原因。研究區(qū)儲層，K>30×10-3μm2時，隨K、φ的增加，Sm增加緩慢。

圖3 可動流體百分?jǐn)?shù)與物性的關(guān)系

圖4為可動流體孔隙度與物性的相關(guān)關(guān)系。

圖4 可動流體孔隙度與物性的關(guān)系

φm與K、φ間具有較強(qiáng)的相關(guān)關(guān)系，與K的相關(guān)性好于與φ的相關(guān)性。φm與K的相關(guān)關(guān)系類似于Sm與K的相關(guān)關(guān)系。即K越小，隨K的降低，φm衰減越快。比較可動流體孔隙度、可動流體百分?jǐn)?shù)與物性的相關(guān)關(guān)系，φm與物性的相關(guān)關(guān)系好于Sm與物性的相關(guān)關(guān)系。φm是Sm與φ的乘積，該參數(shù)綜合了孔隙度與可動流體兩方面的信息。

4 可動流體控制因素

深層高壓低滲砂巖儲層可動流體的控制因素較多[14-20]。微裂縫發(fā)育程度(圖版a)、孔隙連通性及次生孔隙發(fā)育程度(圖版b,c,d)、黏土礦物充填孔隙程度(圖版e,f,g)、重結(jié)晶(圖版h,i)等儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征是可動流體的主要控制因素。儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征很難定量表征，基于核磁共振可動流體測試技術(shù)，可以用喉道半徑區(qū)間分布這一儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征參數(shù)，表征儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)對可動流體賦存分布的控制。儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)不同，則喉道半徑分布必將存在較大差異。

由核磁共振獲得的儲層喉道半徑區(qū)間分布(圖5)，隨滲透率的增大，可動流體喉道半徑區(qū)間值增大。喉道半徑越大，可動流體百分?jǐn)?shù)、可動流體孔隙度值越大。這與T2譜分布也是對應(yīng)的。隨著T2譜由單峰態(tài)且變化不明顯、單峰態(tài)且變化明顯、雙峰態(tài)且兩峰變化幅度大到雙峰態(tài)且左峰變化不大右峰變化大，可動流體百分?jǐn)?shù)和可動流體孔隙度參數(shù)逐漸增大，喉道半徑區(qū)間值逐漸增大，尤其是較大喉道半徑(>1.06 μm)增大幅度更加明顯。

圖5 東濮凹陷文東油田典型樣品可動流體喉道半徑的區(qū)間分布

圖6 不同離心力離心后含水飽和度與物性的關(guān)系

由不同離心力離心后含水飽和度與物性的關(guān)系可見(圖6)，隨著離心力的增大，含水飽和度值降低；物性越好，較低范圍離心力(例如20 psi)的含水飽和度值越低，離心過程中脫出的水飽和度越高。即，物性越好，大喉道控制的可動流體百分?jǐn)?shù)越高。

因設(shè)備限制，不能開展高壓核磁實(shí)驗(yàn)。高壓對T2譜有負(fù)面影響，但影響不大。高壓狀態(tài)的T2譜研究屬于油藏儲層應(yīng)力敏感性的研究內(nèi)容。研究區(qū)地層條件應(yīng)力敏感性實(shí)驗(yàn)研究表明，深層高壓低滲油藏屬于弱—中等應(yīng)力敏感，高壓對儲層物性的影響不是很大。

5 結(jié)論

(1)深層高壓低滲砂巖儲層不同離心力的T2譜形態(tài)表現(xiàn)為4種類型，T2截止值與物性呈正相關(guān)關(guān)系。

(2)深層高壓低滲砂巖儲層可動流體賦存特征表現(xiàn)為：①可動流體含量低且其分布具有較強(qiáng)的非均質(zhì)性；②滲透率越低，可動流體參數(shù)衰減速度越快；③滲透率越高，主流喉道半徑越大，可動流體參數(shù)越大，可動流體參數(shù)與滲透率參數(shù)的相關(guān)性越強(qiáng)。

(3)深層高壓低滲砂巖儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)是可動流體賦存分布的主要控制因素。應(yīng)用喉道半徑區(qū)間分布表征儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)對可動流體分布的控制，效果較好。物性越好，大喉道控制的可動流體量越高。

[1] Hamada G M,Abushanab M A.Better porosity estimate of gas sandstone reservoirs using density and NMR logging data[J].Emirates Journal for Engineering Research,2008,13(3):47-54.

[2] 王學(xué)武,楊正明,李海波,等.核磁共振研究低滲透儲層孔隙結(jié)構(gòu)方法[J].西南石油大學(xué)學(xué)報：自然科學(xué)版,2010,32(2):69-72.

Wang Xuewu,Yang Zhengming,Li Haibo,et al.Experimental study on pore structure of low permeability core with NMR spectra[J].Journal of Southwest Petroleum University：Science & Technology Edition,2010,32(2):69-72.

[3] 何雨丹,毛志強(qiáng),肖立志,等.核磁共振T2分布評價巖石孔徑分布的改進(jìn)方法[J].地球物理學(xué)報,2005,48(2):373-378.

He Yudan,Mao Zhiqiang,Xiao Lizhi,et al.An improved method of using NMRT2distribution to evaluate pore size distribution[J].Chinese Journal of Geophysics,2005,48(2):373-378.

[4] 王忠東,肖立志,劉堂宴.核磁共振弛豫信號多指數(shù)反演新方法及其應(yīng)用[J].中國科學(xué)：G輯,2003,33(4):323-332.

Wang Zongdong,Xiao Lizhi,Liu Tangyan.New invention method with multi-exponent and its application[J].Science in China：Series G,2003,33(4):323-332.

[5] 毛志強(qiáng),張沖,肖亮.一種基于核磁共振測井計算低孔低滲氣層孔隙度的新方法[J].石油地球物理勘探,2010,45(1):105-109.

Mao Zhiqiang,Zhang Chong,Xiao Liang.A NMR-based porosity calculation method for low porosity and low permeability gas reservoir[J].Oil Geophysical Prospecting,2010,45(1):105-109.

[6] 王瑞飛,陳明強(qiáng).特低滲透砂巖儲層可動流體賦存特征及影響因素[J].石油學(xué)報,2008,29(4):558-561,566.

Wang Ruifei,Chen Mingqiang.Characteristics and influencing factors of movable fluid in ultra-low permeability sandstone reservoir[J].Acta Petrolei Sinica,2008,29(4):558-561,566.

[7] 王為民,葉朝輝,郭和坤.陸相儲層巖石核磁共振物理特征的實(shí)驗(yàn)研究[J].波譜學(xué)雜志,2001,18(2):113-121.

Wang Weimin,Ye Chaohui,Guo Hekun.Experimental studies of NMR properties of continental sedimentary rocks[J].Chinese Journal of Magnetic Resonance,2001,18(2):113-121.

[8] 王志戰(zhàn),翟慎德,周立發(fā),等.核磁共振錄井技術(shù)在巖石物性分析方面的應(yīng)用研究[J].石油實(shí)驗(yàn)地質(zhì),2005,27(6):619-623.

Wang Zhizhan,Zhai Shende,Zhou Lifa,et al.Application of nuclear magnetic resonance logging technology in physical property analysis of rock[J].Petroleum Geology & Experiment,2005,27(6):619-623.

[9] 肖秋生,朱巨義.巖樣核磁共振分析方法及其在油田勘探中的應(yīng)用[J].石油實(shí)驗(yàn)地質(zhì),2009,31(1):97-100.

Xiao Qiusheng,Zhu Juyi.Analysis method of rock NMR and its application in oilfield exploration[J].Petroleum Geology & Experiment,2009,31(1):97-100.

[10] 陳志海.特低滲油藏儲層微觀孔喉分布特征與可動油評價：以十屋油田營城組油藏為例[J].石油實(shí)驗(yàn)地質(zhì),2011,33(6):657-661,670.

Chen Zhihai.Distribution feature of micro-pore and throat and evaluation of movable oil in extra-low permeability reservoir:A case study in Yingcheng Formation,Shiwu Oil field[J].Petroleum Geology & Experiment,2011,33(6):657-661,670.

[11] 鄭可,徐懷民,陳建文,等.低滲儲層可動流體核磁共振研究[J].現(xiàn)代地質(zhì),2013,27(3):710-718.

Zheng Ke,Xu Huaimin,Chen Jianwen,et al.Movable fluid study of low permeability reservoir with Nuclear Magnetic Resonance technology[J].Geoscience,2013,27(6):710-718.

[12] 趙良金,黃新文,王軍.文東油田沙河街組三段中亞段油藏裂縫發(fā)育規(guī)律及其對注水開發(fā)的影響[J].石油與天然氣地質(zhì),2009,30(1):102-107.

Zhao Liangjin,Huang Xinwen,Wang Jun.Pattern of fracture occurrence and its influence on waterflooding in the Es-3 reservoirs of Wendong oilfield[J].Oil & Gas Geology,2009,30(1):102-107.

[13] 黃新文,張興焰,朱學(xué)謙,等.文東深層低滲透多油層砂巖油田細(xì)分層系開發(fā)[J].石油勘探與開發(fā),2003,30(1):84-86.

Huang Xinwen,Zhang Xingyan,Zhu Xueqian,et al.The subdivision of series of strata development of deep Wendong oil field with low permeability and multiple layers[J].Petroleum Exploration and Development,2003,30(1):84-86.

[14] 王克文,李寧.儲層特性與飽和度對核磁T2譜影響的數(shù)值模擬[J].石油學(xué)報,2009,30(3):422-426.

Wang Kewen,Li Ning.Numerical simulation on effects of reservoir characteristics and saturation onT2spectra of nuclear magnetic resonance[J].Acta Petrolei Sinica,2009,30(3):422-426.

[15] Hofman J P,Looyestijn W J,Slijkerman W F J,et al.A practical approach to obtain primary drainage capillary pressure curves from NMR core and log data[J].Petrophysics,2001,42(4):334-343.

[16] Toumelin E,Torres-Verdin C,Sun B Q,et al.Random-walk technique for simulating NMR measurements and 2D NMR maps of porous media with relaxing and permeable boundaries[J].Journal of Magnetic Resonance,2007,188(1):83-96.

[17] Mai A,Kantzas A.An evaluation of the application of low field NMR in the characterization of carbonate reservoir[R].SPE 77401,2002.

[18] Freedman R,Heaton N.Fluid characterization using nuclear magnetic resonance logging[J].Petrophysics,2004,45(3):241-250.

[19] Abu-Shanab M A,Hamada G M,Abdel Wally A A,et al.DMR technique improves tight gas porosity estimate[J].Oil & Gas Journal,2005,103(47):54-59.

[20] 楊正明,郭和坤,姜漢橋,等.火山巖氣藏不同巖性核磁共振實(shí)驗(yàn)研究[J].石油學(xué)報,2009,30(3):400-403,408.

Yang Zhengming,Guo Hekun,Jiang Hanqiao,et al.Experimental study on different lithologic rock of volcanic gas reservoir using nuclear magnetic resonance technique[J].Acta Petrolei Sinica,2009,30(3):400-403,408.

(編輯黃 娟)

圖版

Characteristicsandcontrollingfactorsofmovablefluidindeep-buriedhigh-pressureandlow-permeabilitysandstonereservoirs: A case study of middle section of 3rd member of Shahejie Formation in Wendong Oil Field, Dongpu Sag

Wang Ruifei1, Qi Hongxin1, Lü Xinhua2, Guo Dianbin2

(1.CollegeofPetroleumEngineering,Xi’anShiyouUniversity,Xi’an,Shaanxi710065,China; 2.SINOPECZhongyuanOilfieldCompany,Puyang,Henan457001,China)

The samples of the deep-buried high-pressure and low-permeability sandstone reservoirs in the middle section of the 3rd member of the Shahejie Formation in the Wendong Oil Field of the Dongpu Sag were tested with nuclear magnetic resonance technique. The characteristics and controlling factors of movable fluid were analyzed with movable fluid percentage and porosity. The results have shown that theT2pattern of the samples displays 4 modes, and theT2cutoff value is positively correlated with porosity. The movable fluid content is relatively low and the heterogeneity is intense. The higher the permeability is, the wider is the main throat radius. The relation between the movable fluid parameter and the permeability gets better with the increase of permeability. The movable fluid parameter gets higher attenuation velocity with the decrease of permeability and has more sensitivity to the changes of permeability. The micro-pore structure determines the existing state of fluid in deep-buried high-pressure and low-permeability sandstone reservoir. Applying main throat radius, the micro-pore structure controlling movable fluid was token, which has achieved good results. Wide throat controls more movable fluid when physical property is better.

NMR technique; movable fluid; controlling factor; deep-buried high-pressure and low-permeability sandstone reservoir; Wendong Oil Field; Dongpu Sag

1001-6112(2014)01-0123-06

10.11781/sysydz201401123

2012-09-20；

：2013-12-03。

王瑞飛(1977—)，男，博士，副教授，從事油氣田開發(fā)地質(zhì)、油氣儲層地質(zhì)方面的教學(xué)與科研工作。E-mail: sirwrf2003@163.com。

國家自然科學(xué)基金(51104119)、中國博士后科學(xué)基金(20090460861)資助。

TE132.2

：A