復(fù)雜河流相儲層微觀剩余油分布實驗研究

羅憲波 劉 超 李金宜

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 渤海石油研究院， 天津 300459)

在油田開發(fā)過程中，儲層特征的變化會影響剩余油的分布規(guī)律。從微觀層面研究剩余油的主控因素，可以指導油田合理確定挖潛方向和挖潛措施。

關(guān)于不同油藏剩余油的賦存狀態(tài)、分布規(guī)律、驅(qū)替運移機理等，已經(jīng)有一些研究成果。于春磊等人通過微觀玻璃刻蝕模型實驗和計算機圖像識別處理技術(shù)，分析了微觀剩余油流動形態(tài)及其變化規(guī)律。他們將水驅(qū)油藏特高含水期剩余油流動形態(tài)分為簇狀流、多孔流、柱狀流、膜狀流和滴狀流5類，發(fā)現(xiàn)簇狀流分布比例最大，簇狀流會隨著含水飽和度的上升而逐漸轉(zhuǎn)化為多孔流、柱狀流、膜狀流和滴狀流[1]。沈黎陽等人利用微觀可視化室內(nèi)實驗、油藏相控數(shù)值模擬等技術(shù)，對中原油田中滲高含水油藏剩余油的賦存狀態(tài)、分布規(guī)律進行了定量描述[2]。殷代印等人針對大慶油田低滲透油藏，將水驅(qū)后形成的微觀剩余油劃分為簇狀、柱狀、盲端狀、油滴狀和膜狀5種類型，利用人造平板巖心和光刻玻璃模型進行水驅(qū)油實驗，研究了改變驅(qū)替方向后各類剩余油的動用比例和驅(qū)替運移機理[3]。李俊健等人以塔中4古油藏巖心為研究對象，借助CT掃描技術(shù)和D-T2二維譜技術(shù)進行定量表征，將剩余油分為連片狀、網(wǎng)絡(luò)狀、孤島狀和油膜狀4種類型，分析了低礦化度水驅(qū)對這4種剩余油類型的動用情況，認為低礦化度水可促使原油從巖石表面解吸，對油膜狀剩余油進行有效動用，從而提高采收率[4]。劉斌等人通過制作微觀仿真可視化模型，進行微觀模型驅(qū)油實驗，描述了剩余油在不同滲透率儲層中的分布規(guī)律[5]。

渤海海域X油田是大型復(fù)雜河流相油田，沉積類型多樣，儲層非均質(zhì)性強，水驅(qū)開發(fā)后剩余油分布規(guī)律復(fù)雜。我們結(jié)合X油田的儲層地質(zhì)特征，通過微觀驅(qū)油實驗，模擬不同沉積微相，觀察分析了其微觀剩余油分布規(guī)律。

1 研究區(qū)儲層微觀孔喉特征

研究區(qū)的沉積類型以辮狀河沉積為主，心灘、辮狀河道發(fā)育，平面上沉積微相變化較快，反映水動力在不同部位大小不一。微相快速變化導致儲層平面非均質(zhì)性較強，剩余油分布缺乏規(guī)律性。結(jié)合微觀儲層分類標準，對儲層微觀特征進行評價，得到不同沉積微相儲層發(fā)育特征，然后針對不同沉積微相來研究剩余油分布規(guī)律。

根據(jù)微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征參數(shù)，結(jié)合《油氣儲層評價方法》(SY/T 6285 — 2011)中的沉積巖儲層平均喉道類型劃分標準，對微觀驅(qū)替實驗采用的樣品，按照平均孔喉比、平均喉道半徑、平均孔洞直徑與驅(qū)油效率的關(guān)系，劃分沉積微相儲層類型(見表1)。

表1 微觀儲層分類評價標準

Ⅰ類儲層樣品以心灘沉積和邊灘沉積為主，物性較好，平均孔喉比較小，平均喉道半徑較大，驅(qū)油效率在60%以上。Ⅱ類儲層樣品為河道沉積，驅(qū)油效率在50%～60%。Ⅲ類儲層樣品為溢岸沉積，平均孔喉比較大，喉道較細，驅(qū)替效果較差，驅(qū)油效率小于50%。

2 儲層微觀驅(qū)油實驗結(jié)果

儲層剩余油微觀模擬實驗就是利用可視化微觀薄片模型，通過顯微鏡把模型的孔喉放大，對驅(qū)替過程進行錄像，分析采集的圖像，精密計量產(chǎn)出液，定量表征油水兩相微觀滲流過程，研究油水兩相微觀滲流特征和水驅(qū)替孔喉中的油之后剩余油的賦存狀態(tài)及分布規(guī)律。不同的沉積微相受孔隙結(jié)構(gòu)的影響后其微觀特征不同，導致剩余油的類型含量及形態(tài)變化也有所不同。現(xiàn)選取心灘、邊灘、河道和溢岸沉積4種沉積微相的典型樣品，進行不同驅(qū)替倍數(shù)下的剩余油形態(tài)特征描述。

2.1 心灘沉積微觀驅(qū)替特征

心灘沉積的樣品，平均孔喉比為4.55，平均喉道半徑為24.70 μm，平均孔洞直徑為219.75 μm，微觀儲層分類為Ⅰ類儲層。如圖1所示，在驅(qū)替至5 PV時，采出程度達41.1%；注入水沿大孔道驅(qū)替，水驅(qū)后的孔隙喉道中賦存少量油滴、油膜狀剩余油。在驅(qū)替倍數(shù)為5～15 PV階段，采出程度增加緩慢，不同剩余油類型的含量基本保持不變，優(yōu)勢通道形成后油水關(guān)系處于平衡狀態(tài)。驅(qū)替倍數(shù)為15～30 PV階段，隨著注水沖刷、剝蝕作用的持續(xù)，注水波及體積增大，連片狀剩余油減少，油滴狀剩余油增加(見圖1)。在驅(qū)替結(jié)束時，剩余油賦存形態(tài)以連片狀和油滴狀為主，連片狀含量為38.68%，油滴狀含量為36.80%，油膜狀含量為24.52%。

圖1 心灘沉積樣品的剩余油形態(tài)

2.2 邊灘沉積微觀驅(qū)替特征

邊灘沉積的樣品，平均孔喉比為4.60，平均孔洞直徑為165.47 μm，平均喉道半徑為18.04 μm，微觀儲層分類為Ⅰ類儲層。在驅(qū)替倍數(shù)為0.2～5 PV 階段，隨著采出程度的增加，連片狀剩余油逐漸減少，剩余油以油滴狀、油膜狀賦存。在驅(qū)替倍數(shù)為5～30 PV階段，隨著注水波及體積增大，剩余油賦存形態(tài)以未波及區(qū)的連片狀和已波及區(qū)的油滴、油膜狀為主(見圖2)。在驅(qū)替結(jié)束時，剩余油賦存形態(tài)以連片狀為主，連片狀含量為66.77%，油滴狀含量為27.49%，油膜狀含量為5.74%。

圖2 邊灘沉積樣品的剩余油形態(tài)

2.3 河道沉積微觀驅(qū)替特征

河道沉積的樣品，平均孔喉比為5.80，平均孔洞直徑為130.15 μm，平均喉道半徑為11.47 μm，微觀儲層分類為Ⅱ類儲層。在驅(qū)替倍數(shù)為5 PV時，隨著驅(qū)替的進行，逐漸形成優(yōu)勢通道。水驅(qū)繞流后的孔道及未波及區(qū)滯留大量剩余油，水驅(qū)過的孔道中以油滴狀、油膜狀剩余油為主。在驅(qū)替倍數(shù)為5～30 PV階段，優(yōu)勢通道不變，主流線上剩余油被不斷驅(qū)出，但由于連通性變差，注水波及體積增加緩慢，剩余油以片狀為主，有少量油滴、油膜狀剩余油(見圖3)。在驅(qū)替結(jié)束時，剩余油賦存形態(tài)以連片狀為主，連片狀含量為58.23%，油滴狀含量為27.17%，油膜狀含量為14.60%。

圖3 河道沉積樣品的剩余油形態(tài)

2.4 溢岸沉積微觀驅(qū)替特征

溢岸沉積的樣品，平均孔喉比為10.70，平均孔洞直徑為83.48 μm，平均喉道半徑為3.93 μm，其中66.67%為細喉，微觀儲層分類為Ⅲ類儲層。在驅(qū)替倍數(shù)至5 PV時，開始出現(xiàn)注入水突進現(xiàn)象。至15 PV時，水竄嚴重，驅(qū)油效率較低，僅為22.61%。剩余油多以油膜狀附著在孔隙表面。驅(qū)替結(jié)束時，剩余油賦存形態(tài)以連片狀為主，連片狀含量達82.37%，油滴狀含量為12.99%，油膜狀含量為4.64%(見圖4)。

圖4 溢岸沉積樣品的剩余油形態(tài)

3 儲層的微觀剩余油分布特征

根據(jù)驅(qū)替過程中的實時監(jiān)測及最終驅(qū)替結(jié)果，獲得研究區(qū)3類儲層4種沉積微相的微觀剩余油分布特征(見表2)。

表2 不同儲層分類微觀驅(qū)替參數(shù)

Ⅰ類儲層包括心灘沉積和邊灘沉積。心灘沉積的波及系數(shù)和驅(qū)油效率較高，在驅(qū)替倍數(shù)至30 PV時，采收率為66.57%，剩余油類型以連片狀和油滴狀為主，分別占38.68%和36.80%。邊灘沉積的波及系數(shù)和驅(qū)油效率也可達到較高水平，驅(qū)替倍數(shù)至30 PV，采收率為61.20%，剩余油類型主要為連片狀，其占比達66.77%；油膜狀較少，僅占5.74%。雖然都為I類儲層，但心灘和邊灘沉積的剩余油分布還是存在一定差異。

Ⅱ類儲層中的河道沉積，驅(qū)替倍數(shù)至30 PV時，采收率可達55.21%，但低于心灘沉積和邊灘沉積。其剩余油類型以連片狀為主，占58.23%。

Ⅲ類儲層發(fā)育溢岸沉積，采收率在3類儲層中相對最低，只有36.02%；剩余油類型主要為連片狀，占比達82.37%。在溢岸沉積，水驅(qū)波及系數(shù)和驅(qū)油效率都較小，分別只有45.96%和64.54%。

針對辮狀河儲層結(jié)構(gòu)解剖，基于辮狀河露頭與現(xiàn)代河流沉積，應(yīng)用密井網(wǎng)鉆井資料、井-震耦合，對X油田辮狀河儲層進行沉積微相識別和劃分。重點識別心灘、邊灘、河道和河漫灘微相，并進行相應(yīng)的相控地質(zhì)建模和精細油藏數(shù)值模擬。根據(jù)微觀驅(qū)油實驗結(jié)果，不同沉積微相儲層具有不同的驅(qū)油效率。利用油藏數(shù)值模擬軟件的相滲端點標定技術(shù)，為不同微相賦予不同的驅(qū)油效率，呈現(xiàn)宏觀剩余油飽和度場，建立微觀剩余油分布特點與油藏宏觀剩余油分布特征之間的關(guān)系。在Ⅱ類和Ⅲ類儲層優(yōu)勢區(qū)部署方案基礎(chǔ)上，結(jié)合剩余油分布情況進一步優(yōu)化井位，結(jié)合水淹狀況優(yōu)化設(shè)計和實施調(diào)整井23口。優(yōu)化后效果明顯提升，平均單井初期產(chǎn)能從33 m3/d提高到45 m3/d，單井累計產(chǎn)油從6×104m3提高到8.6×104m3。同時，根據(jù)對老區(qū)Ⅰ類儲層剩余油的認識，推進水平井挖潛主力層剩余油，“雙高”老區(qū)部分水平井產(chǎn)能達到了100 m3/d。

4 結(jié) 語

基于各類沉積微相的微觀孔喉特征評價，建立微觀刻蝕模型與宏觀沉積微相之間的聯(lián)系，模擬剩余油在非均質(zhì)性沉積體的分布規(guī)律。微觀驅(qū)油實驗結(jié)果顯示，X油田Ⅰ類儲層中，心灘沉積采收率最高，剩余油類型以連片狀和油滴狀為主；邊灘沉積的采收率略低一些，剩余油類型以連片狀為主，波及系數(shù)略低于心灘沉積。Ⅱ類儲層中發(fā)育河道沉積，其采收率又低于邊灘沉積，剩余油類型以連片狀為主。Ⅲ類儲層中發(fā)育溢岸沉積，其采收率最低，這里的剩余油類型主要為連片狀，所占比例超過80%；水驅(qū)波及范圍小，剩余油富集，應(yīng)成為挖潛的主要方向。