低滲透砂礫巖儲層不同孔隙類型下的水驅油特征
——以二連盆地阿爾凹陷騰一下段儲層為例

孟慶春,王紅梅,閆愛華,晁先秋,張 帆,宋惠敏,張 浩,朱玉雙

(1.華北油田分公司 勘探開發(fā)研究院,河北 任丘 062552;2.華北油田分公司 第二采油廠,河北 霸州 065700;3.西北大學 大陸動力學國家重點實驗室/地質學系,陜西 西安 710069)

二連盆地阿爾凹陷是中國近年來發(fā)現(xiàn)的重要含油凹陷及上產接替區(qū),騰格爾組騰一下段儲層是目前的主力開發(fā)層系,為典型的低滲透砂礫巖儲層[1-2]。阿爾凹陷沉積類型以扇三角洲為主,平面上主要由5大扇體構成。儲層受沉積、成巖作用的影響,其平面、縱向的碎屑組分、粒度大小、分選及磨圓程度明顯不同,儲層非均質強，微觀孔隙結構復雜多變[3-5]。目前，阿爾凹陷部分區(qū)域已經(jīng)進入高含水期,影響了油藏的開發(fā)進程。因此,深入刻畫儲層孔隙結構及描述不同孔隙結構下的水驅油特征,是高效開發(fā)儲層的重要途徑之一。目前，針對砂礫巖儲層水驅油特征，前人做了大量研究工作。張旭陽等[6]根據(jù)不同孔隙結構類型,將砂礫巖儲層分為4類,并確定孔隙結構是影響驅油效率的主要因素。段寶江等[7]對砂礫巖儲層的水驅油特征進行了模擬,明確了剩余油的分布狀態(tài)。呂建榮等[8]分析了不同類型礫巖油藏的水驅油規(guī)律,認為儲層物性、孔隙結構、非均質性、潤濕性、原油黏度是影響水驅效率的原因。茍燕等[9]認為，儲層微觀非均質性是影響砂礫巖儲層水驅開發(fā)效果的主要響因素。

目前，對于阿爾凹陷騰一下段水驅油特征的研究相對較少,為了認識該地區(qū)的水驅油規(guī)律,本研究利用掃描電鏡、鑄體薄片等微觀手段識別孔喉類型、礦物組成成分;同時，結合高壓壓汞、核磁共振對不同孔隙類型下的巖石碎屑成分、孔喉大小以及賦存特征進行討論分析,并利用取心段的測井曲線、相滲曲線響應不同孔隙類型的水驅油特征,為后期油田的合理開發(fā)提供理論依據(jù)。

1 儲層基本特征

通過86塊鑄體薄片、75塊掃描電鏡所得的資料,對儲層的巖石學特征及黏土礦物含量進行統(tǒng)計分析認為,騰一下段儲層巖性以砂礫巖或含礫不等粒砂巖為主,碎屑組成主要以巖屑為主，其次為石英、長石;砂巖類型主要為長石巖屑砂巖、巖屑長石砂巖(見圖1)。填隙物以高嶺石、伊利石為主，其次為硅質、鐵方解石、菱鐵礦、綠泥石、黃鐵礦(見圖2)。儲層物性通過131塊氣測孔滲樣品確定：騰一下段儲層孔隙度主要分布在7.9%～17.2%,平均值為14.5%,以低孔為主;滲透率分布范圍大,主要分布在(0.14～25.6)×10-3μm2,平均為15.5×10-3μm2,整體評價為低孔低滲儲層。

圖1 阿爾凹陷騰一下段砂巖類型三角圖Fig.1 Sandstone type triangular figure and distribution frequency of Et1 reservoir in A′ER sag

2 儲層孔隙結構特征

本實驗是在前期物性測試及鏡下觀察的基礎上,開展21塊高壓壓汞測試,依據(jù)排驅壓力小于1 MPa、介于1～2 MPa、大于2 MPa,將研究區(qū)儲層劃分Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ三類(見表1),并對3類不同類型的儲層開展水驅油特征分析,討論其影響因素。

Ⅰ類儲層孔隙組合類型為溶孔-粒間孔型。毛管力曲線小于SHg50的進汞段具有明顯的平緩段(見圖3a),排驅壓力分布0.02～0.76 MPa,孔喉半徑分布0.94～6.9 μm,最大進汞飽和度分布在86.5%～94.3%。喉道類型多為片狀、彎片狀,整體連通效果好,有效孔隙含量高(見圖3b)。核磁共振T2譜曲線形態(tài)呈現(xiàn)右高左低峰,以小于10 ms、介于10～100 ms、大于100 ms作為微孔、中孔、大孔的界限[10-11]，研究樣品以中—大孔隙為主,可動流體飽和度平均為65.4% (見圖3c)。該類儲層屬于具有高產工業(yè)油流儲層,如A6井。

圖2 阿爾凹陷騰一下段儲層掃描電鏡照片F(xiàn)ig.2 Photographs of SEM of Et1reservoir in A′ER sag of Erlian Basin

參 數(shù)類 型 Ⅰ Ⅱ Ⅲ 分布范圍平均分布范圍平均分布范圍平均物性孔隙度/%11.5～17.216.110.2～16.312.67.9～14.19.32 滲透率/10-3μm29.8～25.618.83.6～17.47.060.14～8.51.59微觀孔隙結構參數(shù)排驅壓力/MPa0.02～0.760.040.98～1.841.211.75～3.53.1 孔喉半徑/μm0.94～6.93.150.02～1.60.070.01～0.90.03 最大進汞飽和度/%86.5～94.389.180.2～90.183.974.5～85.378.5可動流體飽和度/%58.9～70.365.441.2～63.851.317.6～36.821.4孔隙類型 溶孔-粒間孔型 粒間孔-溶孔型 晶間孔-溶孔型

Ⅱ類儲層孔隙組合類型為粒間孔-溶孔型。毛管力曲線小于SHg50的進汞段明顯上翹(見圖3d),排驅壓力分布0.98～1.84 MPa,孔喉半徑分布0.02～1.6 μm,最大進汞飽和度分布在80.2%～90.1%,喉道類型多為縮頸狀、管束狀,孔喉連通性一般,巖石內部有效孔隙較少 (見圖3e)。核磁共振T2譜曲線形態(tài)呈現(xiàn)左高右低峰,樣品以微孔—中孔隙為主,非均質性強,可動流體飽和度平均為51.32%(見圖3f)。該類儲層屬于低產工業(yè)油流儲層,如A29井。

Ⅲ類儲層孔隙組合類型為晶間孔-溶孔型。毛管力曲線小于SHg50的進汞段呈陡斜式,排驅壓力大于2 MPa(見圖3g),孔喉半徑分布0.01～0.9 μm,最大進汞飽和度分布在74.5%～85.3%,喉道類型以管束狀為主,巖石內部微孔發(fā)育,孔喉匹配差(見圖3h)。T2譜曲線形態(tài)呈單峰狀,樣品以微孔為主,可動流體飽和度平均為為21.4% (見圖3i)。該類儲層屬于自然產能低或需要壓裂措施獲工業(yè)油流,如A46井。

3 不同孔隙類型的水驅油特征及影響因素

在孔隙結構分類的基礎上,結合測井、滲流規(guī)律響應不同孔隙組合類型的水驅特征。分析相滲曲線特征表明,在相同的注入倍數(shù)、速度下進行驅替時,不同注入倍數(shù)下的驅油效率、束縛水飽和度、油水相對滲透率曲線的變化明顯不同(見圖4a，b，c)。

a 毛管壓力曲線,A6井,1 756.7 m; b 粒間孔發(fā)育，部分長石溶孔,A6井,1 756.7 m; c 核磁共振T2譜,A6井, 1 756.7 m; d 毛管壓力曲線,A29井,1 903.8 m; e 長石溶孔發(fā)育，部分粒間孔, A29井,1 903.8 m; f 核磁共振T2譜, A29井,1 903.8 m; g 毛管壓力曲線,A46井,1 736.2 m; h 長石溶孔發(fā)育,A46井,1 736.2 m；i 核磁共振T2譜, A46井,1 736.2 m圖3 不同孔隙組合類型儲層毛管力曲線、鑄體薄片、核磁共振T2譜 Fig.3 Different types of pore PCP, casting thin sections, NMR T2 spectrum

孔隙組合類型微觀非均質性束縛水飽和度/%殘余油飽和度/%兩相共滲區(qū)%水驅油效率/%填隙物含量/%高嶺石伊利石伊蒙混層硅質綠泥石水敏指數(shù)水敏強度溶孔-粒間孔較弱35.120.94467.81.81.20.91.7/29.4弱—偏強粒間孔-溶孔強37.231.631.249.72.42.41.82.80.468.1中等偏強晶間孔-溶孔極強41.937.320.835.84.34.12.92.40.774.2強

3.1 水驅油特征

溶孔-粒間孔型儲層以A6井為典型井,自然伽馬值較低,聲波時差值、電阻率值較高(見圖4a);粒間孔-溶孔型儲層以A29井為典型井,自然伽馬值、聲波時差值、電阻率值較高(見圖4b);溶孔-晶間孔型儲層以A46井為典型井,自然伽馬值、聲波時差值相對較高，電阻率值較低(見圖4c)。A6井儲層粒間孔發(fā)育,非均質性較弱,在相同的注水條件下水波及效率高,相滲曲線兩相共滲區(qū)寬,殘余油飽和度較低，為20.9%，儲層填隙物中伊蒙混層質量分數(shù)相對低，為0.9%,水敏指數(shù)29.4,弱—偏強,水相滲透率曲線上升慢,呈上凹型,解釋結論為油層。A29井儲層溶蝕孔發(fā)育,水驅油波及效率偏低,儲層非均質性強,導致水沿著優(yōu)勢通道驅替,殘余油飽和度較高，為31.6%,加之伊蒙混層質量分數(shù)高，為1.8%,水敏指數(shù)68.1,中等偏強,遇水后膨脹導致水相滲透率曲線上升快,呈直線型,解釋結論為油水同層。A46井晶間孔發(fā)育,孔喉不連通或匹配性差,儲層非均質極強,導致注入水波及范圍嚴重不均,易沿高滲透區(qū)域滲流,從而使孔道內原油無法驅替,導致殘余油飽和度高,為37.3%；相滲曲線兩相共滲區(qū)窄,伊蒙混層質量分數(shù)高(為2.9%),水敏指數(shù)74.2,強水敏,水相相對滲透率曲線上升快,呈下凹型,解釋結論為含油水層。溶孔-粒間孔型儲層水驅油效率達67.8%,粒間孔-溶孔型儲層水驅效率為49.7%,溶孔-晶間孔型儲層水驅效率為35.8%。通過以上分析可知，儲層解釋結論與不同孔隙組合類型的水驅油效率存在一定關聯(lián)性。

a 溶孔-粒間孔型，A6井，1 756.7 m；b 溶孔-粒間孔型，A29井，1 903.8；c 晶間孔-溶孔型，A46井，1 736.2 m圖4 不同孔隙類型儲層測井曲線及水驅效率曲線Fig.4 Logging curves and waterflooding efficiency curves of different pore types

3.2 水驅油效率的影響因素分析

影響儲層微觀水驅油特征的主要儲層內部因素有物性、非均質性、微觀孔隙結構等,外部因素有注入倍數(shù)、注入速度等[12-14]。二連盆地阿爾凹陷騰一下段儲層的勘探開發(fā)證明,不同的孔隙類型水驅油效率差異來自物性、微觀孔隙結構等地質因素,試油產油量的高低可以直接、客觀地評價油藏產能的品質。由研究區(qū)試油產油量與最終驅油效率之間的相關系數(shù)(0.818 4)可知,兩者之間的關系密不可分(見圖5a)。本研究著重對比物性、平均喉道半徑、孔喉比、分選系數(shù)與驅油效率之間的關系。

3.2.1 儲層物性 研究區(qū)孔隙度與驅油效率之間相關性差,相關系數(shù)為0.055 6(見圖5b),滲透率與驅油效率之間的相關性很好,相關系數(shù)為0.842 5(見圖5c),當水驅油路徑被打開后,形成了滲流通道使得有效孔喉網(wǎng)絡滲透性變強,滲流路徑不斷變多,變寬,最終驅油效率隨滲透率的變大而增加明顯。對于孔隙度相近的樣品,滲透率的大小對滲流路徑、最終驅替效率是有直接影響的。個別物性差的樣品存在較高的最終驅油效率，是因為微觀孔隙結構特征所導致。

3.2.2 喉道半徑 了解孔隙結構與驅油效率的關系,有利于更好地研究孔隙結構與儲層滲流特征的關系[15]。平均孔喉半徑與驅油效率存在較好的相關性(相關系數(shù)為0.866 5)。喉道半徑小于2 μm時,喉道半徑與驅油效率的交匯點遞增趨勢明顯,而喉道半徑大于2μm時,其遞增趨勢逐漸變緩(見圖5d),這表明水驅油效率受控于喉道大小,喉道半徑的分布形態(tài)決定了滲流路徑類型、波及范圍、驅油效率。

圖5 儲層試油產油量、物性、喉道半徑與驅油效率之間關系Fig.5 The relationship between oil produced of well test,physical property, the throat radius and oil displacement efficiency

3.2.3 孔喉比、分選系數(shù) 孔喉半徑比與驅油效率之間存在較好的相關性,相關系數(shù)為0.786 3(見圖6a)。尤其是喉道半徑在小于2 μm時,增加了毛管力阻力,引起孔喉匹配性變差，非均質性變強,驅替阻力更大,波及范圍變小，驅油效率低。因此，孔喉半徑比是表征儲層滲流特征的重要評價指標。分選系數(shù)與驅油效率的響應關系較好,隨分選系數(shù)的增大,喉道分布區(qū)間變寬,驅油效率顯著增加(相關系數(shù)為0.709)。分選系數(shù)小于1時,分選系數(shù)與驅油效率交匯點遞增趨勢明顯,分選系數(shù)大于1時,遞增趨勢逐漸變緩(見圖6b)。

3.2.4 黏土礦物 研究區(qū)黏土礦物為高嶺石、伊利石、伊蒙混層、硅質、綠泥石(見表2)。黏土礦物含量與最終水驅油效率具有較好的負相關性,相關系數(shù)為0.734 1(見圖6c)。高嶺石的充填孔隙形成大量的晶間孔,提高了孔隙空間,但是，研究區(qū)高嶺石以充填原生孔隙為主,將原有的大孔隙變成蜂窩狀的小孔,降低了有效的可動孔隙空間。伊利石充填孔隙、喉道,使孔隙之間的連通程度、孔喉之間匹配性變差,有效滲流通道變少。電鏡下觀察到，綠泥石以充填于孔隙的賦存方式為主。水驅油時,充填在孔隙中的綠泥石通常堵塞孔隙喉道,使喉道變窄、孔喉非均質性增強,水驅路徑更為復雜。由此可見，黏土礦物的產狀及含量使儲層內部孔隙空間發(fā)生變化,增加了儲層微觀孔隙結構的非均質,孔喉匹配性變差,連通程度變低,減少了可滲流的路徑,降低了驅油效率。

圖6 微觀孔隙結構參數(shù)與驅油效率之間的關系Fig.6 The relationship between microscopic pore structure parameters and oil displacement efficiency

4 結 論

1)二連盆地阿爾凹陷騰一下段低滲透儲層砂巖類型以長石巖屑砂巖、巖屑長石砂巖為主，填隙物含量以高嶺石、伊利石為主、其次為硅質、鐵方解石、菱鐵礦、綠泥石、黃鐵礦。Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ類儲層孔隙組合類型分別為溶孔-粒間孔型、粒間孔-溶孔型,晶間孔-溶孔型。

2)依據(jù)不同孔隙結構類型所對應的測井響應特征,表征了不同孔隙組合類型的儲層水驅效率及水驅特征：溶孔-粒間孔型、粒間孔-溶孔型、晶間孔-溶孔型儲層,水驅油效率分別為67.8%，49.7%，35.8%。

3)滲透率、喉道半徑、孔喉比、分選系數(shù)、黏土礦物含量是影響不同孔隙類型儲層水驅效率差異的主控因素。當滲透率小于3×10-3μm2,喉道半徑小于2μm時,儲層驅油效率受滲透率、喉道半徑控制明顯,同時決定著試油產量。