低滲透油藏孔隙結構差異與剩余油關系研究

王 鑫，高 明，劉 柱

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低滲透油藏孔隙結構差異與剩余油關系研究

王 鑫1，高 明2，劉 柱1

（1. 東北石油大學 石油工程學院， 黑龍江 大慶 163318； 2. 中國石油勘探開發(fā)研究院 提高石油采收率國家重點實驗室， 北京 100083）

為研究不同低滲油田采收率差異的本質(zhì)原因，對大慶扶余與長慶長6低滲透巖心分別進行潤濕性實驗、驅(qū)油實驗，并利用巖心微觀解剖方法求取孔隙參數(shù)并計算含油飽和度，找到影響剩余油主要因素，解釋兩油田采收率差異原因。實驗結果表明，低滲透巖心以水濕為主，長慶油田低滲巖心采收率高于大慶油田，其中巖心2-2采收率比巖心1-1高3.9個百分點；同級別低滲巖心大慶油田孔隙表現(xiàn)出形狀和連通狀況的復雜性與不規(guī)則性；相同孔喉比、配位數(shù)、迂曲度和形狀因子條件下，長慶油田低滲透巖心含剩余油孔隙比例更小，驅(qū)油效果更好，該研究為低滲透油藏的進一步開發(fā)提供理論支持。

低滲透；孔隙結構；巖心微觀解剖實驗；微觀剩余油

低滲透儲層具有孔隙細小、結構復雜、開發(fā)效果差的特點，其孔隙結構的復雜性對剩余油具有很大影響[1-3]，目前這方面的研究更多是關于同一低滲油田孔隙結構差異。針對孔隙結構和微觀剩余油關系研究方法主要包括5種，分別是微觀仿真驅(qū)油實驗、核磁共振、工業(yè)CT以及鑄體薄片[4-10]。本文為清楚的研究大慶油田和長慶油田低滲透油藏采收率差異的原因，從微觀孔隙結構出發(fā)，利用巖心微觀解剖試驗這一方法，對低滲巖心的孔喉分布規(guī)律和微觀孔隙結構與微觀剩余油關系的觀察并進行參數(shù)測量和數(shù)據(jù)統(tǒng)計。相比較以往研究孔隙結構的方法，該方法實驗結果更接近實際情況，剩余油落實到了微觀上，實驗效果和精度更高，為研究低滲透儲層開發(fā)技術做出理論支持。

1 實驗部分

1.1 實驗條件及設備

實驗用油為過濾后原油按一定比例在45 ℃條件下與煤油混合配制而成黏度為10 mPa·s的模擬油，采用礦化度為6 778 mg/L的人工合成鹽水用于飽和模型，實驗所需巖心共4塊，其中2塊來自大慶外圍低滲透儲層、2塊來自長慶油田長6低滲透儲層。實驗設備為德國Dataphysics公司生產(chǎn)的視頻光學接觸角測量儀、金相顯微鏡、熒光顯微鏡；景深擴展軟件。實驗均在45 ℃條件下進行。

1.2 實驗方法及步驟

巖心驅(qū)油實驗：①對天然巖心進行編號，將天然巖心置于巖心夾持器中，抽真空2.5 h，巖心飽和人工合成鹽水并測量孔隙度；②將飽和巖心放置在恒溫箱內(nèi)12 h以上（45 ℃）；③測出天然巖心水測滲透率，飽和模擬地層油，然后將飽和巖心放置在恒溫箱內(nèi)24 h以上（45 ℃）；④對巖心進行0.2 mL/min驅(qū)替速度的水驅(qū)，當出口端含水率98%時水驅(qū)停止；⑤對驅(qū)油實驗結果進行處理并計算水驅(qū)采收率。

潤濕性實驗：①測量洗油前巖心潤濕性；②測量洗油后巖心潤濕性；③用純凈水講天然巖心驅(qū)5 h；④測量洗油后巖心潤濕性。

巖心解剖實驗：①將巖心用砂輪截斷，并用手將巖心掰斷，得到天然巖心自然斷面；②在金相模式和熒光模式下對自然斷面的各點分別進行拍照，獲取不同點、不同焦距下的自然斷面照片；③分別在金相模式、熒光模式下用景深擴展軟件合成測量所需照片；④利用顯微鏡附帶測量軟件進行孔隙結構參數(shù)的測量；⑤測量剩余油飽和度；⑥統(tǒng)計實驗數(shù)據(jù)，繪制分布頻率圖及剩余油孔隙比例圖。

2 實驗結果與討論

2.1 巖心驅(qū)油實驗及潤濕性實驗結果

4塊天然巖心參數(shù)及驅(qū)油實驗結果（表1），可見，4塊巖心的水驅(qū)采收率范圍為19.4%～23.3%，其中巖心2-2采收率比巖心1-1高3.9個百分點

表1 巖心參數(shù)及驅(qū)油實驗結果

由于驅(qū)油過程會影響巖心潤濕性，所以在測量巖心潤濕性時要對洗油后巖心進行水洗[11]。用視頻光學接觸角測量儀測量巖心接觸角，判斷巖心潤濕性，實驗結果（表2）顯示4塊低滲巖心中，編號1-2、2-1、2-2的巖心為水濕巖心；編號1-1的巖心為中性潤濕巖心，低滲巖心潤濕性以水濕為主。水洗后，初始潤濕性和水洗后潤濕性基本相符。

表2 水洗前后接觸角對比結果

2.2 巖心微觀解剖實驗結果研究

為每塊天然巖心金相照片（圖1）和熒光照片（圖2）均為300張。用顯微鏡自帶的測量軟件對巖心金相照片上孔隙結構相關參數(shù)進行測量，用面積法對孔隙含油飽和度進行計算。根據(jù)該方式得到孔隙參數(shù)數(shù)據(jù)，對每類參數(shù)數(shù)據(jù)取值范圍進行區(qū)間劃分，并進行每個區(qū)間數(shù)據(jù)頻數(shù)的統(tǒng)計，繪制出孔隙參數(shù)與分布頻率關系圖。

圖1 巖心1-1合成后金相照片

圖2 巖心1-1合成后熒光照片

根據(jù)孔、喉半徑以及孔喉比分布規(guī)律和累積分布規(guī)律（圖3）可知，大慶油田較長慶油田低滲透巖心孔隙半徑分布多集中在小孔隙半徑范圍內(nèi)，如巖心1-1和巖心1-2孔隙半徑主要分布在70μm左右，而長慶油田低滲透巖心孔隙半徑主要分布在90μm左右，是前者的1.28倍。大慶油田較大慶油田低滲透巖心喉道半徑分布主要集中在較小的區(qū)間內(nèi)。如巖心1-1平均喉道半徑為1.54μm，巖心2-2的巖心喉道半徑為2.94μm，是前者的1.91倍?？缀肀鹊姆植家?guī)律直觀反映出兩油田低滲透巖心孔隙、喉道半徑規(guī)律，從累積分布頻率可看出，在孔喉比為70時，巖心2-1和巖心2-2累積分布頻率均比巖心1-1和巖心1-2高21%左右，說明長慶油田低滲透巖心更集中在小孔喉比范圍內(nèi)，而大慶油田則主要分布在大孔喉比范圍內(nèi)?？梢姡髴c油田儲層主要由小吼道、小孔隙所貢獻，非均質(zhì)性強。

圖3 各巖心孔隙參數(shù)分布頻率與累積分布頻率

根據(jù)配位數(shù)、迂曲度和形狀因子分布頻率與累積分布頻率（圖4）可知，大慶油田巖心配位數(shù)更多集中在小配位數(shù)范圍內(nèi)。巖心1-1，平均配位數(shù)為2.09；巖心2-2，巖心平均配位數(shù)為3.28，是前者的1.56倍。配位數(shù)為2時，兩巖心累積頻率分別為69.33%、45.19%。大慶油田較長慶油田迂曲度更集中在大迂曲度范圍內(nèi)，巖心迂曲度為3時，巖心1-1和巖心2-2累積分布頻率分為44.25%和62.07%。通過形狀因子累積分布頻率曲線可以看出兩油田形狀因子差距明顯，大慶油田兩塊低滲透巖心形狀因子集中在0.008～0.03范圍內(nèi)，而長慶低滲巖心形狀因子范圍大且均勻。

圖4 各巖心孔隙參數(shù)分布頻率與累積分布頻率

綜上可知，大慶油田與長慶油田同級別低滲巖心孔隙參數(shù)均有差異，根據(jù)孔隙參數(shù)分布頻率范圍以及累積分布規(guī)律，相比較而言孔喉比、配位數(shù)和形狀因子的差異尤為顯著。

圖5 各巖心孔喉比與含剩余油孔隙比例關系曲線

2.3 孔隙結構對剩余油影響研究

根據(jù)巖心解剖實驗結果可以發(fā)現(xiàn)，大慶油田與長慶油田巖心孔隙差異主要是孔喉比、配位數(shù)和性狀因子。為研究孔隙結構參數(shù)對剩余油的影響，引入含剩余油孔隙比例這一概念，即將孔隙中含油飽和度大于15%的作為巖心含剩余油孔隙，巖心總孔隙個數(shù)內(nèi)所含剩余油的孔隙個數(shù)百分數(shù)作為含剩余油孔隙比例[12]，將統(tǒng)計計算結果繪制出孔隙結構參數(shù)與巖心孔隙含剩余油孔隙比例的關系曲線并進行分析。

2.3.1 孔喉比對剩余油影響

相同孔喉比條件下，大慶油田巖心含剩余油比例大，驅(qū)油效率低。綜合分析孔隙半徑解剖實驗結果，大慶油田巖心主要由大孔喉比貢獻，而相比較長慶油田巖心孔隙結構呈現(xiàn)出孔喉比均勻分布的特點?？缀肀仍酱笳f明喉道半徑越小，喉道內(nèi)越易發(fā)生卡斷效應，小喉道中油珠形成了殘留，從而通道中容易形成非連續(xù)相，造成油相滲透率變低的結果，最終導致巖心驅(qū)油效率差，孔隙含剩余油概率變大，所以相比較，大慶油田低滲巖心含剩余油比例高（圖5）。

2.3.2 配位數(shù)對剩余油影響

配位數(shù)與含剩余油孔隙比例關系（圖6）顯示，對于水濕和中性潤濕巖心，含剩余油孔隙比例隨配位數(shù)的降低而增大。相同配位數(shù)條件下，大慶油田低滲巖心含剩余油比例高，驅(qū)油效率差。分析認為，作為表征孔隙與所連通孔隙和喉道連通程度的參數(shù)，孔隙的配位數(shù)越大，與之相連的孔、喉數(shù)越多，而大慶油田配位數(shù)普遍低于長慶油田，也就意味著其流體通道少，在驅(qū)油過程中驅(qū)油效率低，甚至可能會出現(xiàn)盲端剩余油，所以剩余油含量高。反之，孔隙的配位數(shù)越大，驅(qū)替過程中水驅(qū)替到孔隙中原油的機會更多。

圖6 各巖心配位數(shù)與含剩余油孔隙比例關系曲線

2.3.3 形狀因子對剩余油影響

形狀因子與含剩余油孔隙比例關系（圖7）顯示，含剩余油孔隙比例隨形狀因子的增大而降低。相同形狀因子條件下，長慶油田巖心含剩余油孔隙比例低，驅(qū)油效率更好。分析認為，孔隙形狀復雜程度與形狀因子呈反比關系[13-15]，復雜的孔隙形狀利于驅(qū)替液的連通，所以形狀因子越大，水的驅(qū)替效果越好，越不容易形成剩余油，從而含剩余油孔隙比例降低。尤其對于水濕巖心，由于水在巖石表面有更強的鋪展能力，容易圈閉位于孔喉中央位置的原油；角隅內(nèi)由于油相和水相的混合，導致孔隙角隅內(nèi)容易形成混合型剩余油。而大慶油田低滲巖心形狀因子普遍集中在0.008～0.03范圍內(nèi)，形狀因子小，所以在水驅(qū)油過程中孔隙內(nèi)容易形成剩余油。

圖7 各巖心形狀因子與含剩余油孔隙比例關系曲線

采收率、剩余油是儲層開發(fā)能力的展現(xiàn)，但孔隙結構才是影響開發(fā)效果好壞的本質(zhì)。從孔隙結構出發(fā)，研究大慶油田和長慶油田同級別低滲透差異的原因，并找到孔隙結構主要差異，針對差異對孔隙結構與剩余油關系進行分析，為未來低滲透油藏開發(fā)做理論支持。

3 結論

（1）潤濕性實驗表明洗油會改變巖心的潤濕性，故洗油后的巖心要進行一段時間的水洗。結果表明低滲透巖心以水濕為主。

（2）同級別低滲巖心，大慶油田巖心孔隙形狀更復雜，具有大孔喉比、小配位數(shù)、小形狀因子的特點。其中，孔喉比為70時，大慶低滲巖心累積分布頻率較長慶低滲巖心高21%左右；長慶低滲巖心配位數(shù)是長慶低滲巖心的1.56倍；大慶低滲巖心形狀因子主要集中在0.008～0.03范圍內(nèi)，而長慶低滲巖心形狀因子分布范圍大。

（3）通過3種孔隙參數(shù)與含剩余油比例關系的研究發(fā)現(xiàn)，孔喉比越小、配位數(shù)越大、形狀因子越大，低滲透巖心的驅(qū)油效率越高，孔隙內(nèi)含剩余油越小，這是長慶油田低滲透巖心采收率高于大慶油田的本質(zhì)原因。

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Study on the Relationship Between Pore Structure and Remaining Oil in Low Permeability Reservoirs

1，2，1

（1. School of Petroleum Engineering, Northeast Petroleum University, Heilongjiang Daqing 163318，China； 2. State Key Laboratory of Enhanced Oil Recovery,PetroChina Exploration and Development Research Institute, Beijing100083，China）

In order to study the essential reasons of oil recovery differences in different low permeability oilfields,wettability tests and oil displacement experiments were carried out respectively for low permeability cores of Daqing Fuyu and Changqing, Chang6. Core micro-anatomy experiment was used to calculate the pore parameters and oil saturation, meanwhile, the main factors affecting remaining oil were found out. Thus reasons of oil recovery differences in two oilfields were explained. The experiment results show that, the low permeability core is mainly water-wet core, oil recovery rate of Changqing oilfield low permeability core is higher than that of Daqing oilfield, and the core 2-2 recovery rate is 3.9% higher than the core 1-1 recovery rate; For the same permeability core, the core of Daqing oilfield is more complex and irregular in shape and connectivity;Changqing oilfield has better oil displacement effect and smaller ratio of remaining oil in cores under the same pore throat ratio, coordination number, tortuosity and shape factor condition. The study provides theoretical support for further development of low permeability reservoirs.

Low permeability; Pore structure; Core micro-anatomy experiment; Microscopic remaining oil

TE 327

A

1671-0460（2017）08-1592-05

中國博士后科學基金項目“致密油儲層微觀孔隙結構及多尺度滲流機理研究”，項目號：2014M561325。

2017-06-05

王鑫（1992-），女，黑龍江省雞西市人，碩士，2015年畢業(yè)于東北石油大學海洋油氣工程專業(yè)，研究方向：從事油氣田開發(fā)與技術方面的科研工作。E-mail：wjiaowx1992@163.com。