姬塬油田延長(zhǎng)組致密油儲(chǔ)層可動(dòng)流體特征及水驅(qū)油微觀機(jī)理

麻宇杰, 趙軍輝, 王 勇, 趙云剛, 李永宗, 尹 晶, 屈 樂

(1.中國石油長(zhǎng)慶油田分公司第八采油廠, 西安 710021; 2.陜西眾盟石油技術(shù)服務(wù)有限公司, 西安 710018;3. 西安石油大學(xué) 西安市致密油(頁巖油)開發(fā)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室, 西安 710065)

0 引 言

致密油藏開發(fā)的中后期, 儲(chǔ)層內(nèi)部仍然會(huì)有大量的原油未被成功開采, 這些油被稱為剩余油[1-3]。剩余油微觀分布規(guī)律研究是提高致密油藏采收率的重要評(píng)價(jià)內(nèi)容[4-5]。鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)組致密油藏的最終采收率通常只有20%～40%, 大量原油最終將滯留在儲(chǔ)層中。因此, 深入研究?jī)?chǔ)層內(nèi)部油水分布及油水巖之間的動(dòng)態(tài)作用關(guān)系至關(guān)重要。受限于致密儲(chǔ)層的強(qiáng)非均質(zhì)性及各向異性, 直觀觀察儲(chǔ)層內(nèi)部油水分布規(guī)律是十分困難的。此時(shí), 水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)為客觀研究致密儲(chǔ)層內(nèi)部油水巖之間的耦合關(guān)系提供了新的視角。水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)通常被用來模擬剩余油分布規(guī)律, 進(jìn)而準(zhǔn)確描述油水分子在不同類型孔隙結(jié)構(gòu)中賦存狀態(tài), 且研究結(jié)果可為高含水期油藏剩余油高效開發(fā)提供依據(jù)[6-9]。系統(tǒng)研究致密儲(chǔ)層中油水分子在不同類型孔隙結(jié)構(gòu)中的賦存狀態(tài)有助于有針對(duì)性地制定油氣開發(fā)策略, 進(jìn)而提高采收率[10-13]。

水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)可以直觀、 定量地展示水驅(qū)路徑、 速率及規(guī)模, 進(jìn)而揭示微觀剩余油驅(qū)替機(jī)理[10-14]。水驅(qū)油技術(shù)的關(guān)鍵在于儲(chǔ)層微觀模型建立及實(shí)驗(yàn)測(cè)試技術(shù)流程的設(shè)計(jì)[15]。水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)主要被用來研究油-水-巖三元之間的微觀耦合作用結(jié)果, 目前常用的研究對(duì)象可歸為兩類: 人造固定孔隙結(jié)構(gòu)巖心模型和真實(shí)儲(chǔ)層巖心模型[15-19]。而核磁共振技術(shù)是一種非常重要的儲(chǔ)層評(píng)價(jià)手段, 應(yīng)用核磁共振技術(shù)獲取可動(dòng)流體飽和度參數(shù), 在表征微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征、分析儲(chǔ)層可動(dòng)流體的變化特征方面具有重要的應(yīng)用價(jià)值[20-23]。 很顯然, 油層巖樣模型更能真實(shí)地反映儲(chǔ)層內(nèi)部流體運(yùn)移規(guī)律[24]。本文以鄂爾多斯盆地西部姬塬油田T區(qū)塊長(zhǎng)6致密油儲(chǔ)層為例, 利用該地區(qū)大量核磁共振、 相滲及水驅(qū)油測(cè)試結(jié)果, 對(duì)可動(dòng)流體飽和度及水驅(qū)油微觀機(jī)理進(jìn)行系統(tǒng)研究， 以期為致密油儲(chǔ)層高效開發(fā)方案制定提供參考。

1 地質(zhì)背景及實(shí)驗(yàn)材料

1.1 地質(zhì)背景

研究區(qū)位于鄂爾多斯盆地姬塬油田T區(qū)塊, 該地區(qū)位于鄂爾多斯盆地西南部伊陜斜坡與天環(huán)坳陷相交的區(qū)域, 目前主力開發(fā)油藏為中侏羅延安組及上三疊統(tǒng)延長(zhǎng)組, 而本文研究目的層為延長(zhǎng)組長(zhǎng)6段。工區(qū)延長(zhǎng)組發(fā)育低幅度構(gòu)造, 地形坡度通常小于1.0°, 受東北部物源的影響, 研究區(qū)沉積了一套三角洲前緣相的砂體。

1.2 核磁共振及相滲測(cè)試

本文進(jìn)行的可動(dòng)流體特征分析測(cè)試包括核磁共振及相滲實(shí)驗(yàn)。核磁共振測(cè)試儀為Magnet 2000， 通過離心對(duì)比實(shí)驗(yàn), 確定樣品理想離心壓力為300 psi(約2.07 MPa)。此外, 采用“非穩(wěn)態(tài)”實(shí)驗(yàn)方法, 開展巖心油水相對(duì)滲透率測(cè)試實(shí)驗(yàn)。核磁共振和相滲測(cè)試實(shí)驗(yàn)被用來系統(tǒng)研究樣品的內(nèi)部孔隙結(jié)構(gòu)特征, 進(jìn)而獲得樣品的T2譜、 油水相對(duì)滲透率等參數(shù)。

1.3 水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

本文水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)所使用的模擬油為環(huán)氧樹脂與活性稀釋劑的混合物, 模擬水則采用強(qiáng)極性的高濃度ACM及少量其他添加物的水溶液。該模擬油的優(yōu)點(diǎn)體現(xiàn)在, 50 ℃以下物化性質(zhì)穩(wěn)定, 且其黏度與密度均可調(diào)； 此外, 模擬油被加熱后發(fā)生強(qiáng)固化, 具有良好的強(qiáng)度和韌度, 以及良好的透明度。模擬水的優(yōu)點(diǎn)體現(xiàn)在, 在小于50 ℃條件下, 模擬水有很好的可流動(dòng)性, 礦化度可調(diào)。對(duì)于模擬水中的添加物, 其物化性質(zhì)比較活潑, 加熱易聚合, 聚合后體積有所膨脹, 能夠吸收少許水分; 有些物質(zhì)在加熱時(shí)可以促進(jìn)聚丙烯酞胺單體與其他物質(zhì)之間的聚合。表1為模擬油和模擬水的物理性質(zhì)。水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)中的砂巖模型采用統(tǒng)一規(guī)格, 即長(zhǎng)×寬× 厚為28 mm×25 mm×0.6 mm。主要實(shí)驗(yàn)測(cè)試儀器及基本流程如圖1所示。

圖1 微觀驅(qū)替實(shí)驗(yàn)流程示意圖

表1 模擬油和模擬水的物理性質(zhì)

本文水驅(qū)油的具體步驟: 1)在驅(qū)替實(shí)驗(yàn)開始之前, 根據(jù)巖石模型尺寸及其孔隙度計(jì)算巖石模型的孔隙體積, 將巖石模型飽和模擬水并測(cè)得其滲透率; 2)逐步增大壓力開展油驅(qū)水并記錄注入壓力; 3)當(dāng)巖石模型出口端不再出水時(shí)完成飽和油過程, 此時(shí)計(jì)算巖石模型的原始含油飽和度; 4)開展水驅(qū)油實(shí)驗(yàn), 并對(duì)不同視域進(jìn)行拍照。

2 致密油儲(chǔ)層可動(dòng)流體賦存特征

2.1 T2譜分類

研究區(qū)目的層致密油樣品， 孔隙度在8.5%～13.8%, 平均值為9.6%； 巖石滲透率在0.12×10-3～1.2×10-3μm2, 平均值為0.59×10-3μm2; 樣品的可動(dòng)流體飽和度分布在30%～62%, 平均值為44%。為明確不同實(shí)驗(yàn)樣品可動(dòng)流體變化特征, 將T2值劃分為3個(gè)區(qū)間(<10 ms、 10～100 ms、 ≥100 ms)：T2<10 ms時(shí)指示小孔(孔徑<0.5 μm);T2介于10～100 ms時(shí)指示中孔(孔徑0.5～2.5 μm);T2≥100 ms時(shí)指示大孔(孔徑≥2.5 μm)。

根據(jù)T2時(shí)間分布, 研究區(qū)目的層致密油儲(chǔ)層可分為4類(圖2): Ⅰ類(右偏雙峰型)、 Ⅱ類(單峰或不明顯雙峰型)、 Ⅲ類(左偏雙峰型(右峰不顯著))、 Ⅳ類(左偏雙峰型(右峰顯著))。

圖2 樣品核磁T2譜曲線特征分布

2.2 致密油儲(chǔ)層油水相滲特征

對(duì)于不同樣品, 含水飽和度(Sw)變化相同的幅度, 油、 水相對(duì)滲透率比值Ko/Kw會(huì)發(fā)生不同倍數(shù)的變化, 即曲線斜率不同, 斜率越小, 相對(duì)滲透率比值變化越小, 開發(fā)越穩(wěn)定(圖3)。因此, 對(duì)于原始低天然能量水驅(qū)油藏而言, 隨著注入水量的增加, 致密儲(chǔ)層的含水飽和度會(huì)不斷升高, 相應(yīng)其油水比生產(chǎn)指標(biāo)值則會(huì)不斷降低。

圖3 油水相對(duì)滲透率比值與Sw關(guān)系曲線

致密儲(chǔ)層相滲曲線包含3個(gè)階段: 束縛水狀態(tài)下油相滲流階段、 油水兩相共滲階段和殘余油狀態(tài)下水相滲流階段。根據(jù)相滲曲線上端點(diǎn)處、 交點(diǎn)處的滲流參數(shù)特征, 油水相滲曲線對(duì)應(yīng)儲(chǔ)層類別分別由好到差對(duì)應(yīng)上述的Ⅰ、 Ⅱ、 Ⅲ類儲(chǔ)層(圖4)。

圖4 油水相滲曲線類型劃分

研究區(qū)目的層主要典型油水相滲曲線類型包括Ⅰ類(Kw、Ko線下凹)、 Ⅱ類(Ko線斜直下降、Kw線頂拐點(diǎn)斜直上升)、 Ⅲ類(Kw線緩慢上升、Ko線陡直下降), 目的層主要以Ⅰ、 Ⅱ類為主。在油水兩相滲流區(qū)間, 油水兩相平均含水飽和度寬度為27.5 %, 區(qū)間整體上小于束縛水飽和度與殘余油飽和度, 體現(xiàn)出較窄的油水兩相滲流區(qū)間; 對(duì)于兩相滲流區(qū)間, 共滲點(diǎn)所對(duì)應(yīng)的平均含水飽和度為49.5%, 油水兩相等滲點(diǎn)的平均相對(duì)滲透率為0.138, 當(dāng)達(dá)到共滲點(diǎn)右側(cè)時(shí)水相滲透率快速增加, 平均值為0.33×10-3μm2, 為氣測(cè)滲透率的21%; 殘余油時(shí), 含油飽和度平均值為42%, 其高于束縛水飽和度。

3 致密油儲(chǔ)層水驅(qū)油微觀機(jī)理

因采用真實(shí)油層巖心為水驅(qū)油模型, 且模擬油與模擬水的黏度比根據(jù)實(shí)際油層中的油水黏度比進(jìn)行了設(shè)計(jì), 進(jìn)而使模擬結(jié)果盡量符合真實(shí)地層的實(shí)際情況。模擬過程中的油相和水相不互溶, 這樣兩者可以在致密儲(chǔ)層復(fù)雜孔隙及喉道中共存。模擬油相的原始飽和度被設(shè)計(jì)為與原始儲(chǔ)層中含油飽和度相當(dāng), 進(jìn)而水相不斷驅(qū)替油相。

圖5為8號(hào)(Ⅰ類儲(chǔ)層)及13號(hào)(Ⅱ類儲(chǔ)層)樣品飽和水及飽和油時(shí)的全視域圖像特征, 兩組樣品的含水及含油模式不同。不同類型致密油儲(chǔ)層巖石內(nèi)部孔隙中的原油分布存在顯著差異, 反映出巖石內(nèi)部微觀孔隙及喉道的尺寸、 連通性及分布不同。對(duì)于8號(hào)樣品, 樣品內(nèi)部飽和水及飽和油性特征均較為均一, 反映出樣品內(nèi)部孔隙及喉道分布較為均勻且連通性較好(圖5a); 而13號(hào)樣品僅在局部角隅飽和水或飽和油, 含油性不均一, 反映出較強(qiáng)的孔隙結(jié)構(gòu)非均質(zhì)性(圖5b)。

圖5 目的層致密油儲(chǔ)層模型飽和水及飽和油全視域特征

3.1 微觀入孔機(jī)理

對(duì)于致密儲(chǔ)層而言, 水驅(qū)油類似于水體半活塞式驅(qū)動(dòng)油組分的動(dòng)態(tài)過程。隨著水體的注入, 水分子總是優(yōu)先沿著阻力最小的路徑推進(jìn)(圖6a), 類似于“高速通道”效應(yīng)， 但是也存在部分水分子會(huì)突破推進(jìn)前緣的油膜, 進(jìn)而與孔隙表面束縛水溝通。 孔隙表面的束縛水水膜會(huì)不斷增厚, 甚至在水膜表面分離出部分水滴, 不同水滴之間可以相互融合(圖6b)。以上過程會(huì)在水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)過程中重復(fù)出現(xiàn), 當(dāng)注入水量足夠大時(shí), 會(huì)在巖石內(nèi)部微觀結(jié)構(gòu)中形成連續(xù)的水運(yùn)移通道或路徑。

對(duì)于親水巖石, 水分子會(huì)優(yōu)先進(jìn)入小孔隙并在孔隙表面形成一層水膜, 從而置換出原始孔隙內(nèi)部的油分子。但是, 小孔隙的內(nèi)部空間相比大孔隙而言是非常有限的, 被置換出來的油量很少, 而小孔隙則會(huì)迅速被水分子所充填, 進(jìn)而會(huì)出現(xiàn)充滿水分子的小孔隙包圍大孔隙的情況(圖6c)。很顯然, 此時(shí)小孔隙中形成了高速通道水運(yùn)移路徑, 則大孔隙中的油很難再被驅(qū)替, 孤立分布的油區(qū)域在巖石內(nèi)部會(huì)大量形成(圖6c)。

3.2 指進(jìn)和繞流

鏡下觀察還發(fā)現(xiàn), 水驅(qū)油過程中還存在一些寬度相對(duì)較大且筆直延伸的水運(yùn)移通道, 這些通道即為“指進(jìn)”區(qū)域(圖6d)?！爸高M(jìn)”區(qū)域的形成類似“高速通道”原理, 即這條路徑毛管阻力最小, 因而流體優(yōu)先運(yùn)移通過?！爸高M(jìn)”區(qū)域一方面與巖石內(nèi)部微觀非均質(zhì)性有關(guān), 另外一方面不同尺寸孔隙內(nèi)原油的黏度及可流動(dòng)性存在較大差異, 都會(huì)影響“指進(jìn)”通道的形成。一般來說, 致密儲(chǔ)層內(nèi)部孔隙尺寸越均一, “指進(jìn)”現(xiàn)象越不明顯, 水驅(qū)油波及區(qū)域越廣, 純產(chǎn)油期越長(zhǎng); 而當(dāng)巖石內(nèi)部孔隙尺寸差別越大, “指進(jìn)”現(xiàn)象越顯著, 水驅(qū)油波及區(qū)域越窄, 純產(chǎn)油期越短。

3.3 卡斷與阻斷

油的“卡斷”或“阻斷”指水驅(qū)油過程中, 油分子突然出現(xiàn)中斷等不連續(xù)分布的現(xiàn)象。 目的層致密油儲(chǔ)層中油分子的“卡斷”或“阻斷”也常在鏡下被觀察到(圖6e)。在理想狀態(tài)下, 當(dāng)一油滴通過單一的毛細(xì)管時(shí), 其要克服最窄喉道處的毛管阻力; 此外, 當(dāng)毛細(xì)管迂曲度較大時(shí), 其還要克服由于毛細(xì)管彎曲所造成的額外阻力。因此, 油滴要通過喉道, 則要克服上述毛管阻力及額外阻力的加和。

圖6 致密油儲(chǔ)層水驅(qū)油過程的顯微圖片及機(jī)理

對(duì)于極細(xì)的喉道而言, 毛管阻力很大, 此時(shí)油滴無法克服毛管阻力, 則油滴無法通過喉道發(fā)生運(yùn)移, 即發(fā)生了油滴的卡斷(圖6f)。被卡斷的油滴不斷聚集, 并形成剩余油。由圖6f還可看出, 出現(xiàn)油卡斷喉道處的油水界面呈現(xiàn)出頸狀彎曲形態(tài)， 該頸狀彎曲結(jié)構(gòu)的彎曲半徑會(huì)隨著油水液面壓差的增加而不斷減小, 直至油水液面的完全破壞， 這種卡斷現(xiàn)象主要指油水界面的卡斷。對(duì)于孔隙中的油滴而言, 其也可以發(fā)生卡斷，類似于非活塞式驅(qū)油過程, 即注入水沿著孔壁擴(kuò)展, 最終油分子被孤立在孔隙中央部分形成卡斷， 該類型卡斷極容易發(fā)生于強(qiáng)非均質(zhì)性低滲透致密儲(chǔ)層中, 增加了剩余油的開采難度。

3.4 驅(qū)油效率分析

在原始儲(chǔ)層條件下, 致密砂巖儲(chǔ)層內(nèi)部的束縛水存在多種賦存形式: 一類束縛水主要賦存于巖石內(nèi)部孔隙的中央部位, 其四周被油膜分子所圍限； 另外一類束縛水則以離散的形式與油共存, 此時(shí)水膜呈不連續(xù)分布狀態(tài)。鏡下觀察結(jié)果顯示, 目的層致密油儲(chǔ)層中的殘余油主要有4種存在狀態(tài)， 即油膜態(tài)、 角隅態(tài)、 繞流態(tài)和孤島態(tài)(圖7)。驅(qū)油效率(Ed)為原始及殘余含油飽和度之差與原始含油飽和度的比值。結(jié)合致密油儲(chǔ)層樣品的殘余油飽和度(Sor)統(tǒng)計(jì)結(jié)果, 對(duì)Ed進(jìn)行了計(jì)算。根據(jù)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)可知, 不同注入倍數(shù)條件下驅(qū)油效率存在差異: 當(dāng)目的層注入倍數(shù)為1 PV時(shí), 驅(qū)油效率平均值為17.6%; 當(dāng)注入倍數(shù)為2 PV時(shí), 驅(qū)油效率平均值為38.5%。

圖7 目的層致密油儲(chǔ)層中的殘余油類型

4 結(jié) 論

(1)根據(jù)T2譜分布, 研究區(qū)目的層致密油儲(chǔ)層可分為4類: Ⅰ類(右偏雙峰型)、 Ⅱ類(單峰或不明顯雙峰型)、 Ⅲ類(左偏雙峰型, 右峰不顯著)、 Ⅳ類(左偏雙峰型, 右峰顯著)。油水相滲曲線類型被分為3類: Ⅰ類(Kw、Ko線下凹)、 Ⅱ類(Ko線斜直下降、Kw線頂拐點(diǎn)斜直上升)、 Ⅲ類(Kw線緩慢上升、Ko線陡直下降)。

(2)樣品中呈現(xiàn)出較窄的油水兩相滲流區(qū)間, 油水兩相的平均含水飽和度寬度為27.5%; 在兩相滲流區(qū)間內(nèi), 共滲點(diǎn)的平均含水飽和度為49.5%,平均相對(duì)滲透率為0.138; 當(dāng)僅剩殘余油時(shí), 其平均含油飽和度為41.6%, 高于束縛水飽和度。

(3)鏡下觀察結(jié)果顯示, 目的層中呈現(xiàn)出4類典型的殘余油分布狀態(tài), 即油膜態(tài)、 角隅態(tài)、 繞流態(tài)和孤島態(tài)。根據(jù)驅(qū)油效率計(jì)算結(jié)果, 當(dāng)目的層注入倍數(shù)為1 PV時(shí)驅(qū)油效率平均值為17.6%, 2 PV時(shí)驅(qū)油效率平均值為38.5%。