超低滲透油藏核磁共振可動流體研究——以鄂爾多斯盆地西南部長8儲層為例

閆子旺， 張紅玲*， 周曉峰， 張文中, 宋廣宇， 羅　超， 辛一男

(1.中國石油大學 (北京)石油工程教育部重點實驗室， 北京　102249; 2.振華石油控股有限公司， 北京　100031)

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超低滲透油藏核磁共振可動流體研究——以鄂爾多斯盆地西南部長8儲層為例

閆子旺1， 張紅玲1*， 周曉峰1， 張文中2, 宋廣宇1， 羅超1， 辛一男1

(1.中國石油大學 (北京)石油工程教育部重點實驗室， 北京102249; 2.振華石油控股有限公司， 北京100031)

摘要：利用核磁共振技術，對鄂爾多斯盆地西南部長8超低滲砂巖可動流體進行測試.研究表明，超低滲砂巖T2截止值分布在3.96～23.14 ms之間，可動流體百分數(shù)高、分布范圍寬；超低滲、特低滲砂巖不同尺寸喉道半徑控制的可動流體體積明顯不同，超低滲砂巖的可動流體主要分布在0.1～0.5 μm喉道半徑區(qū)間；不同尺寸喉道半徑區(qū)間可動流體百分數(shù)隨滲透率的變化規(guī)律截然相反，主要原因在于毛細管滲析作用和驅(qū)替作用在不同尺寸喉道中作用力大小不同；進一步確定0.5×10-3μm2為盆地西南部長8儲層可動用滲透率的下限值，為科學合理的開發(fā)超低滲油藏提供了理論依據(jù).

關鍵詞：鄂爾多斯盆地； 超低滲砂巖； 核磁共振； 可動流體

Research on movable fluids in ultra-low permeability

0引言

鄂爾多斯盆地西南部延長組長8油層組是長慶油田的主力產(chǎn)層，儲層砂巖以細粒巖屑長石砂巖為主，屬于特低、超低滲油藏，油氣資源豐富.超低滲砂巖儲層喉道細小、孔喉形態(tài)多樣、微裂縫發(fā)育，儲集空間中大部分流體在滲流過程中被毛管力和粘滯力所束縛，需根據(jù)油藏地質(zhì)特征、流體滲流規(guī)律以及油藏中可動流體的賦存特征進行開發(fā)[1].因此，研究特低、超低滲油藏儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征是研究流體滲流規(guī)律的基礎[2,3].核磁共振是近年來出現(xiàn)的一種高精度的研究巖心微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征的技術，在低滲透巖心實驗中得到廣泛應用[4-9].

1核磁共振可動流體測試原理

儲層巖石孔隙大小與氫核弛豫時間成正比關系是利用核磁共振T2譜研究巖石微觀孔隙結(jié)構(gòu)的理論基礎[10-12].即核磁共振T2譜氫核弛豫時間能夠反映儲層巖石孔隙半徑的分布情況，T2弛豫時間越大對應孔隙半徑越大，T2弛豫時間越小對應孔隙半徑越小[13].根據(jù)核磁共振T2譜弛豫時間界限，將巖石孔隙中的流體分為可動流體與束縛流體.可動流體百分數(shù)即受固液界面性質(zhì)、孔喉結(jié)構(gòu)特征和流體作用等影響，多孔介質(zhì)中的流體在一定驅(qū)動壓差下的流量.

當巖心抽真空飽和單相流體后，巖心孔隙內(nèi)流體的T2弛豫時間大小主要取決于水分子受到孔隙固體表面作用力的強弱.當水分子受到固液界面的作用力較強時，流體處于不可流動或束縛狀態(tài)，稱為束縛流體，這部分流體在核磁共振T2譜上表現(xiàn)為T2弛豫時間較小.反之，當水分子受到固液界面的作用力較弱時，流體在核磁共振T2譜上表現(xiàn)為T2弛豫時間較大，流體處于可流動或自由狀態(tài)，稱為可動流體.砂巖巖心孔隙內(nèi)的可動流體和束縛流體在核磁共振T2譜上具有明顯區(qū)別，因此利用核磁共振T2譜可定量分析巖心孔隙內(nèi)流體的賦存狀態(tài)，進一步用于儲層分類評價.

2實驗步驟

實驗用中石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院編號為RecCore-04核磁共振巖樣分析儀，對巖心進行可動流體百分數(shù)測試.具體測試步驟和方法如下:

(1)實驗準備.選取盆地西南部長8儲層代表性的10塊巖心，將巖心洗油、烘干，測量長度、直徑和密度；測量氣測孔隙度、克氏滲透率(見表1所示).

(2)核磁共振T2譜測試.首先對飽和水狀態(tài)下的巖心進行核磁共振測量，反演計算出T2弛豫時間譜.再對巖心分別進行20 psi、40 psi、200 psi、400 psi離心力測試，并反演計算不同離心力離心后巖心的T2弛豫時間譜(見圖1所示).

圖1　巖心標號b168巖心核磁共振T2譜

序號取心資料巖心標號常規(guī)分析結(jié)果長度/cm直徑/cm視密度/(g/cm3)孔隙度/%滲透率/(10-3μm2)核磁共振分析結(jié)果T2截止值/ms可動流體百分數(shù)/%1b1683.6242.5132.3112.510.315.2554.162b2693.5492.5272.3610.380.585.9969.713h105-13.5962.5252.3212.322.1320.4971.264L913.6122.5122.2813.674.0411.5081.945L1893.6142.5212.3710.430.493.9661.566L2213.6362.5232.496.880.1123.1454.837X1043.6032.5222.1817.171.574.3957.058Z583.5952.5262.2614.280.394.6755.309Z110-13.6312.5122.409.270.2710.6464.9310Z115-23.5882.5242.2913.390.124.8942.08

(3)標定最佳離心力和T2截止值.采用離心法標定T2截止值，最佳離心力確定至關重要.對于砂巖巖心，巖樣核磁共振參數(shù)測量規(guī)范[14]推薦選用689×103Pa(100 psi)，但李海波[15]通過大量離心實驗表明，特低滲砂巖最佳離心力應為1 378×103Pa(200 psi).為了確定出適合本地區(qū)超低滲砂巖的最佳離心力，對盆地西南部長8儲層代表性的10塊巖心分別進行了20 psi、40 psi、200 psi、400 psi不同離心力實驗.通過數(shù)據(jù)擬合，確定巖心最佳離心力為2.76 MPa (400 psi)，進一步利用離心前后飽和水狀態(tài)和束縛水狀態(tài)下的T2弛豫時間譜，計算得10塊巖樣T2截止值范圍為3.96～23.14 ms，平均值9.49 ms，符合砂巖核磁共振一般規(guī)律.

(4)確定可動流體百分數(shù).通過反演計算出的T2弛豫時間譜和確定的可動流體T2截止值，利用巖樣核磁共振參數(shù)測量規(guī)范[14]給出的可動流體計算方法，計算各實驗巖心的可動流體百分數(shù)(見表1所示).

3結(jié)果與討論

根據(jù)巖樣核磁共振參數(shù)測量規(guī)范[9]推薦的可動流體計算方法，得出各實驗巖心的可動流體百分數(shù).計算結(jié)果表明特低滲、超低滲儲層可動流體百分數(shù)相差較大.當滲透率小于1×10-3μm2(超低滲透儲層)時，可動流體百分數(shù)范圍為42.08%～69.71%，平均可動流體百分數(shù)為57.51%；當滲透率在(1～5)×10-3μm2(特低滲透儲層)時，可動流體百分數(shù)范圍為57.05%～81.93%，平均可動流體百分數(shù)為70.08%.

(1)10塊砂巖巖心核磁共振T2譜均呈雙峰結(jié)構(gòu)，圖2為不同滲透率巖心核磁共振T2弛豫時間譜變化特征.在飽和水狀態(tài)下，隨滲透率不斷增大，核磁共振T2譜右峰越來越高，左峰越來越低，表明可動流體百分數(shù)逐漸增大，可動孔喉半徑所占比例越來越高.同時，當滲透率小于0.5×10-3μm2時，左峰高于右峰；當滲透率大于0.5×10-3μm2時，右峰高于左峰.即當滲透率約等于0.5×10-3μm2時(如圖2(c)所示)，左、右峰近似等高，說明可動孔喉半徑所占比例與不可動孔喉半徑所占比例近似相等.該等高點對研究超低滲儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征具有一定的地質(zhì)意義，故定義該等高點對應的滲透率值為鄂爾多斯盆地西南部長8超低滲儲層可動用滲透率的下限值，為科學合理地開發(fā)超低滲透油藏提供了理論依據(jù).

(a)K=0.12×10-3μm2　　　　　　(b)K=0.31×10-3μm2　　　　　　(c)K=0.49×10-3μm2

(d)K=0.58×10-3μm2　　　　　　(e)K=2.13×10-3μm2　　　　　　(f)K=4.04×10-3μm2圖2　不同滲透率巖心核磁共振T2弛豫時間圖譜變化特征

(2)對比可動流體百分數(shù)與孔隙度、滲透率的相關關系(如圖3所示)，發(fā)現(xiàn)可動流體百分數(shù)與孔隙度沒有明顯的相關性，但與滲透率具有一定的相關性，且滲透率越大，可動流體百分數(shù)越高.并且，可動流體孔隙度(即可動流體百分數(shù)與孔隙度的乘積)與滲透率也呈較好的指數(shù)函數(shù)關系，相關系數(shù)0.9389，表明盆地西南部長8超低滲儲層孔隙結(jié)構(gòu)復雜，微觀孔隙結(jié)構(gòu)發(fā)育特征與儲層儲集能力并不完全對應，部分孔徑較大但連通性較差的孔隙對儲層滲流能力的貢獻較小，導致孔隙度較大儲層可動流體百分數(shù)反而很小.同時說明，可動流體百分數(shù)是孔隙度、滲透率及巖石微觀孔隙結(jié)構(gòu)等多因素綜合作用的結(jié)果，能更好地表征超低滲透儲層物性.

(a)可動流體百分數(shù)與孔隙度

(b)可動流體百分數(shù)與滲透率

(c)可動流體孔隙度與滲透率圖3　可動流體百分數(shù)與儲層物性參數(shù)關系

(a)K=0.31×10-3μm2(超低滲)

(b)K=4.04×10-3μm2(特低滲)圖4　不同尺寸喉道控制的可動流體分布

(a)b168，2 125 m(超低滲)

(b)L91，2 059m(特低滲)圖5　超低滲、特低滲微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征

(3)盆地西南部長8儲層超低滲、特低滲砂巖巖心不同尺寸喉道半徑控制的可動流體百分數(shù)明顯不同(如圖4所示).超低滲巖心大喉道控制的可動流體體積明顯少于特低滲巖樣，超低滲巖樣可動流體主要分布在0.1～0.5μm喉道半徑區(qū)間，這一區(qū)間的可動流體百分數(shù)占總可動流體百分數(shù)的比例為29.21%～64.00%，平均44.38%，并且不同喉道半徑區(qū)間的頻率分布呈單峰態(tài)分布，表明該地區(qū)超低滲砂巖為單成因所形成的小的粒間孔(如圖5(a)所示)，顆粒分選較好，結(jié)構(gòu)成熟度高.而特低滲巖心可動流體主要分布在喉道半徑大于1.0μm區(qū)間，這一區(qū)間的可動流體百分數(shù)占總可動流體百分數(shù)的比例為37.50%～58.74%，平均43.36%，且不同喉道半徑區(qū)間的頻率分布呈雙峰態(tài)分布，表明該地區(qū)特低滲砂巖主要為雙成因形成的原生孔隙和次生溶孔(如圖5(b)所示)，主要為長石溶孔和巖屑溶孔，顆粒分選一般.對比分析超低滲和特低滲巖心發(fā)現(xiàn)，盆地西南部長8特低滲巖心不同喉道半徑區(qū)間可動流體分散分布，而超低滲巖心的可動流體主要分布在0.1～0.5μm喉道半徑區(qū)間.

(4)根據(jù)不同離心力離心實驗結(jié)果，計算得到超低滲砂巖儲層不同喉道半徑可動流體微觀分布規(guī)律，如圖6所示.從圖6可以看出，不同滲透率級別儲層中可動流體微觀分布規(guī)律具有明顯差別.儲層滲透率越大，大喉道控制的可動流體比例越高；相反，儲層滲透率越小，小喉道控制的可動流體比例越高.

圖6　超低滲砂巖可動流體微觀分布規(guī)律

從圖6還可以看出，隨著喉道半徑的增大，可動流體百分數(shù)與滲透率由負相關關系逐漸變?yōu)檎嚓P關系，即當喉道半徑較小時，可動流體百分數(shù)隨滲透率的增大逐漸減小；當喉道半徑較大時，可動流體百分數(shù)隨滲透率的增大而增大.主要原因在于：當喉道半徑較小時，巖心可動流體百分數(shù)的大小主要取決于毛細管滲析作用，喉道半徑越小，毛細管滲析作用越強，以及喉道半徑變小導致賈敏效應的疊加效應產(chǎn)生的無效孔隙增多；而當喉道半徑較大時，驅(qū)替作用成為決定可動流體百分數(shù)的主要作用力.

4結(jié)論

(1)通過核磁共振和離心實驗，確定盆地西南部長8超低滲儲層最佳離心力為2.76 MPa，進一步計算T2截止值范圍為3.96～23.14 ms，平均值9.49 ms.推薦9.49 ms作為盆地西南部長8超低滲儲層的T2截止值.

(2)可動流體百分數(shù)與孔隙度沒有明顯的相關性，但與滲透率具有一定的相關性；同時，可動流體孔隙度與滲透率也呈較好的指數(shù)函數(shù)關系，相關系數(shù)為0.938 9.可動流體百分數(shù)較孔隙度和滲透率能更好地表征超低滲儲層物性特征.

(3)盆地西南部長8儲層超低滲、特低滲砂巖不同尺寸喉道半徑控制的可動流體體積明顯不同.超低滲砂巖可動流體主要分布在0.1～0.5μm喉道半徑區(qū)間，而特低滲巖樣可動流體主要分布在喉道半徑大于1.0μm區(qū)間，表明該地區(qū)兩類低滲透儲層成因不同.

(4)對比分析不同滲透率巖樣飽和水狀態(tài)核磁共振T2圖譜的變化規(guī)律，定義0.5×10-3μm2為鄂爾多斯盆地西南部長8超低滲儲層可動用滲透率的下限值，為科學合理地開發(fā)超低滲透油藏提供了理論依據(jù).

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reservoir with NMR technology:An example from

southwest chang 8 reservoir in Ordos Basin

YAN Zi-wang1, ZHANG Hong-ling1*, ZHOU Xiao-feng1,

ZHANG Wen-zhong2, SONG Guang-yu1, LUO Chao1, XIN Yi-nan1

(1.MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering, China University of Petroleum(Beijing), Beijing 102249, China; 2.Zhenhua Oil Co., Ltd., Beijing 100031, China)

Abstract:The sandstone samples of the ultra-low permeability reservoir in southwest chang 8 of Ordos Basin were tested with the nuclear magnetic resonance technique.The results show that the ultra-low permeability sandstone T2,cutoff value distributes between 3.96～23.14 ms.The content of movable fluid is high,and the parameter of movable fluid is expanse.The movable fluids of ultra-low permeability and low permeability sandstone are distinct in holes of different sizes,and the ultra-low permeability sandstone movable fluid distributes in 0.1～0.5 μm.The conversion law of movable fluid percentage and permeability in holes of different sizes is converse, because the relative size of capillary dialysis and flooding is different.And the 0.5×10-3μm2is defined as the lower permeability limit of water flooding in southwest chang 8 of Ordos Basin.

Key words:Ordos Basin; ultra-low permeability sandstone; nuclear magnetic resonance; movable fluids

中圖分類號：TE353

文獻標志碼：A

文章編號：1000-5811(2015)05-0105-05

通訊作者:張紅玲(1966-)，女，山東威海人，副教授，研究方向：油氣田開發(fā)理論與系統(tǒng)工程，zhanghl@cup.edu.cn

作者簡介:閆子旺(1990-)，男，甘肅白銀人，在讀碩士研究生，研究方向：油氣田開發(fā)理論與系統(tǒng)工程

基金項目：國家科技重大專項項目(2011ZX05013-006)； 中國石油大學(北京)科研計劃項目(KYJJ2012-02-46)