文昌油田密闭取芯剩余油分布规律研究

朱定军

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司，广东 湛江 524057)

实验室岩芯分析油水饱和度是一项基础实验研究，具有准确性较高的特点(王允诚，1993)。但常规分析采用的是模拟油藏性质的油水饱和度，缺乏真实油藏状态下的饱和度表征。21世纪初密闭取芯技术逐渐发展起来，它是指在水基钻井液中取得的岩芯基本不受钻井液的污染，能真实再现地层原始地质孔隙度、含油饱和度及水侵和含水率等资料(易贵华等，2008)。通过对特殊取芯技术获取的岩芯进行油水饱和度分析，可以准确获得油层原始含油饱和度和地层孔隙度等重要地质资料，以制定合理的勘探开发方案及措施挖潜方案。

文昌油田珠江组储层纵向上为一个持续海进的沉积层序，储层岩性以中-细砂岩为主。油田总体上属高孔中高渗储层，由于受到沉积相及成岩作用的控制，自下向上储层物性变差。按储层深度分成1 100～1 150 m，1 200～1 250 m，1 280～1 330 m三段。1 100～1 150 m岩芯孔隙度介于13.2%～37.3%，渗透率K介于0.1～116.7 mD；1 200～1 250 m岩芯孔隙度介于24.4%～41.8%，渗透率K介于1.5～5 314.6 mD；1 280～1 330 m岩芯孔隙度介于14.1%～48.7%，渗透率K介于3.4 ～7 539.8 mD。文昌油田珠江组为天然水驱油藏，边底水能量充足；综合含水89.5%，处于高含水开发阶段；采出程度54.2%，采出程度高，调整挖潜难道大，因此有必要搞清楚储层剩余油富集情况，指导油田开发生产。

1 密闭取芯饱和度实验分析

实验室主要采用蒸馏抽提法测试含水饱和度和含油饱和度数据。文昌油田珠江组密闭取芯后，通过蒸馏抽提法测得岩样含油/含水饱和度数据(图1)，分析实验数据可知，实测含水饱和度的范围为2.8%～89.9%，均值为46.2%；实测含油饱和度的范围为1.4%～80.8%，均值为30.2%。

分析图1还可发现，实测流体饱和度合计值(含水饱和度测试值Sw测+含油饱和度测试值So测)的范围为38.2%～99.7%，均值为76.4%，表明在蒸馏过程中，原来饱和的油水量存在损失，导致实测总饱和度值均小于100%。因此，有必要对实测的含油/含水饱和度进行校正，还原岩芯的真实含油饱和度及含水饱和度值。

图1 岩芯实测流体饱和度柱状图Fig.1 Measured fluid saturation column of core

2 饱和度实验数据校正

根据饱和度校正方法(文政等，2006；王谦等，2014；谭锋奇等，2013),设油和水的剩余率分别为η1和η2,则有:

So校*η1=So测

(1)

Sw校*η2=Sw测

(2)

式中，So校，Sw校分别为岩石校正后含油、水饱和度，So测，Sw测分别为油、水实测饱和度。

So校+Sw校=1

(3)

So测/η1+Sw测/η2=1

(4)

换算得到

Sw测=A+B*So测

(5)

η2等于A,η1等于-A/B，A、B分别为饱和度系数。由公式(5)可知，经过挥发以后岩芯测量的油水饱和度也呈线性关系，其截距和斜率即是A、B值。

由于油、水饱和度是分开独立测量的，测量得到的油、水饱和度之和不一定为100%，通常会有小的浮动。因此，需要对测量的数据作适当的数学处理，本次研究采用的方法是将饱和度数据的校正系数转换成总损失量的百分含量，设饱和度数据总损失量中油的损失百分比为Y，水的损失百分比为1-Y，则有:

Y=(1-η1)/((1-η1)+(1-η2))

(6)

So校=(1-Sw测-So测)*Y+So测

(7)

Sw校=(1-Sw测-So测)*(1-Y)+So测

(8)

将珠江组密闭取芯的实测含水饱和度值和含油饱和度值进行线性拟合(图2)，Sw测和So测表现出良好的线性关系，相关系数为0.895 7。根据得到回归方程Sw测=0.767 9-1.013 9*So测，饱和度系数A和B分别为0.767 9和-1.013 9，计算出油和水的剩余率η1和η2分别为0.7574和0.7679，进一步可以计算出真实的含水饱和度Sw校和含油饱和度So校。

图2 实测油、水饱和度线性拟合Fig.2 Linear fitting of measured oil and water saturation

实测及校正后的含油/含水饱和度与纵向深度关系如图3，4所示。通过校正后得到的真实含水饱和度值范围为11.5%～90.6%，平均值为57.7%，明显高于校正前的46.2%；校正后得到的真实含油饱和度值范围为9.4%～88.5%，平均值为42.3%，明显高于校正前的30.2%，表明经校正后还原了实验过程中损失的油水量，得到了真实可信的油水饱和度值。

图3 校正前后Sw对比Fig.3 Contrast diagram of water saturation correction

图4 校正前后So对比Fig.4 Contrast diagram of oil saturation correction

3 实验测试剩余油饱和度研究

通过蒸馏法实验获得密闭取芯井含水饱和度Sw校和含油饱和度So校后，针对取芯深度为1 100 ～1 150 m以及1 280～1 330 m的两组岩芯，分别绘制含水饱和度Sw校，含油饱和度So校与渗透率K的纵向分布图(图5至图10)。

图5 Sw校和K纵向分布(1 100～1 150 m层段)Fig.5 Longitudinal distribution of Sw andK (1100～1150 m layer)

图6 So校和K纵向分布(1 100～1 150 m层段)Fig.6 Longitudinal distribution of So and K (1 100～1 150 m layer)

图7 Sw校和K纵向分布(1 280～1 330 m层段)Fig.7 Longitudinal distribution of Sw and K (1280～1330 m layer)

图8 So校和K纵向分布(1 280～1 330 m层段)Fig.8 Longitudinal distribution of So and K (1 280～1 330 m layer)

分析图5至图8，对于1 100～1 150 m层段的岩芯，可以分为高渗段(1 120～1 130 m)和低渗段(1 130～1 145 m)，对于1 270～1 310 m层段的岩芯，同样可以分为高渗段(1 280～1 290 m)和低渗段(1 290～1 310 m)，对比分析可以看出，高渗段的含水饱和度要明显小于低渗段的含水饱和度，即高渗段的剩余油饱和度要大于低渗段的剩余油饱和度。另外整个井段平均剩余油饱和度高达42.3%，划分为高渗段的1 120～1 130 m深度段的平均剩余油饱和度接近35.8%，划分为高渗段的1 280～1 290 m深度段的平均剩余油饱和度接近73.1%。

把两个深度段的岩芯整合起来分析(图9，10)，高渗段(1 280～1 330 m)的含水饱和度要明显小于低渗段(1 100～1 150 m)的含水饱和度，高渗段的剩余油饱和度要大于低渗段的剩余油饱和度。由此表明，在纵向上，油层随着渗透率的增加，剩余油饱和度具有增大的趋势。

图9 Sw校和K纵向分布(1 150～1 330 m层段)Fig.9 Longitudinal distribution of Sw and K (1 150～1 330 m layer)

图10 So校和K纵向分布(1 150～1 330 m层段)Fig.10 Longitudinal distribution of So and K (1 150～1 330 m layer)

4 剩余油分布规律分析

根据蒸馏法实测剩余油饱和度与渗透率关系曲线(图11)。根据朱定军等(2013a，2013b)、马勇新等(2013)关于剩余油分布的研究认识及陈俊宇等(2009)、刘明高(2002)研究的渗吸原理，在渗透率小于2 000 mD的区间，随着渗透率越大，岩石孔隙半径越大，毛管力就会越小，那么渗吸水驱动力就越小，水体的渗吸速度和渗吸量就越小，能够占据孔隙替换出来的油就越少，所以渗吸水驱效率就越低，剩余油饱和度就越大。

图11 实测剩余油饱和度与渗透率的关系Fig.11 Relationship between residual oil saturation and permeability

当渗透率增大到一定值，即渗透率大于2 000 mD时，孔隙半径很大，此时渗吸驱油不是油藏的主要驱油动力，水体在流动压力梯度作用下直接沿大孔隙和裂缝道(非均质性很弱)推进，驱替原油效果很好，剩余油饱和度较低。

5 应用实例

根据上述研究表明，珠江组剩余油富集,挖潜潜力较大。为了进一步提高油组采收率，在剩余油富集区设计一口水平调整井挖潜剩余油。该调整井投产后，平均日增油170 m3/d(图12)，预测累产油7.3 万方，提高珠江组采收率0.4%。

图12 调整井投产初期产出剖面图Fig.12 Production profile of adjustment well in the early stage of production

6 结论

(1)应用饱和度校正公式，本文对文昌油田珠江组密闭取芯井的实测含水饱和度及剩余油饱和度数据进行校正，校正前岩芯油水饱和度值为76.24%，校正后岩芯油水饱和度值为100%，进而得到对应井深的合理含水饱和度及剩余油饱和度数据。

(2)通过井深剖面上实验室测试与测井解释的含水饱和度及剩余油饱和度随渗透率的变化趋势进行对比分析，两者变化趋势相吻合，印证了实验室分析剩余油饱和度随渗透率变化关系的正确性。

(3)分析认为文昌油田珠江组整个取芯段平均剩余油饱和度高达40.6%，两个高渗段的平均剩余油饱和度分别为35.8%和73.1%，在渗吸水驱油动力下，油藏纵向上的水驱油效率并不高。表明油藏目前依靠天然底水已不能达到理想的驱油效率，通过对高渗透层剩余油富集区的调整挖潜，有效提高油田开发效果。