姬塬油田延长组致密油储层可动流体特征及水驱油微观机理

麻宇杰, 赵军辉, 王 勇, 赵云刚, 李永宗, 尹 晶, 屈 乐

(1.中国石油长庆油田分公司第八采油厂, 西安 710021; 2.陕西众盟石油技术服务有限公司, 西安 710018;3. 西安石油大学 西安市致密油(页岩油)开发重点实验室, 西安 710065)

0 引 言

致密油藏开发的中后期, 储层内部仍然会有大量的原油未被成功开采, 这些油被称为剩余油[1-3]。剩余油微观分布规律研究是提高致密油藏采收率的重要评价内容[4-5]。鄂尔多斯盆地延长组致密油藏的最终采收率通常只有20%～40%, 大量原油最终将滞留在储层中。因此, 深入研究储层内部油水分布及油水岩之间的动态作用关系至关重要。受限于致密储层的强非均质性及各向异性, 直观观察储层内部油水分布规律是十分困难的。此时, 水驱油实验为客观研究致密储层内部油水岩之间的耦合关系提供了新的视角。水驱油实验通常被用来模拟剩余油分布规律, 进而准确描述油水分子在不同类型孔隙结构中赋存状态, 且研究结果可为高含水期油藏剩余油高效开发提供依据[6-9]。系统研究致密储层中油水分子在不同类型孔隙结构中的赋存状态有助于有针对性地制定油气开发策略, 进而提高采收率[10-13]。

水驱油实验可以直观、 定量地展示水驱路径、 速率及规模, 进而揭示微观剩余油驱替机理[10-14]。水驱油技术的关键在于储层微观模型建立及实验测试技术流程的设计[15]。水驱油实验主要被用来研究油-水-岩三元之间的微观耦合作用结果, 目前常用的研究对象可归为两类: 人造固定孔隙结构岩心模型和真实储层岩心模型[15-19]。而核磁共振技术是一种非常重要的储层评价手段, 应用核磁共振技术获取可动流体饱和度参数, 在表征微观孔隙结构特征、分析储层可动流体的变化特征方面具有重要的应用价值[20-23]。 很显然, 油层岩样模型更能真实地反映储层内部流体运移规律[24]。本文以鄂尔多斯盆地西部姬塬油田T区块长6致密油储层为例, 利用该地区大量核磁共振、 相渗及水驱油测试结果, 对可动流体饱和度及水驱油微观机理进行系统研究， 以期为致密油储层高效开发方案制定提供参考。

1 地质背景及实验材料

1.1 地质背景

研究区位于鄂尔多斯盆地姬塬油田T区块, 该地区位于鄂尔多斯盆地西南部伊陕斜坡与天环坳陷相交的区域, 目前主力开发油藏为中侏罗延安组及上三叠统延长组, 而本文研究目的层为延长组长6段。工区延长组发育低幅度构造, 地形坡度通常小于1.0°, 受东北部物源的影响, 研究区沉积了一套三角洲前缘相的砂体。

1.2 核磁共振及相渗测试

本文进行的可动流体特征分析测试包括核磁共振及相渗实验。核磁共振测试仪为Magnet 2000， 通过离心对比实验, 确定样品理想离心压力为300 psi(约2.07 MPa)。此外, 采用“非稳态”实验方法, 开展岩心油水相对渗透率测试实验。核磁共振和相渗测试实验被用来系统研究样品的内部孔隙结构特征, 进而获得样品的T2谱、 油水相对渗透率等参数。

1.3 水驱油实验

本文水驱油实验所使用的模拟油为环氧树脂与活性稀释剂的混合物, 模拟水则采用强极性的高浓度ACM及少量其他添加物的水溶液。该模拟油的优点体现在, 50 ℃以下物化性质稳定, 且其黏度与密度均可调； 此外, 模拟油被加热后发生强固化, 具有良好的强度和韧度, 以及良好的透明度。模拟水的优点体现在, 在小于50 ℃条件下, 模拟水有很好的可流动性, 矿化度可调。对于模拟水中的添加物, 其物化性质比较活泼, 加热易聚合, 聚合后体积有所膨胀, 能够吸收少许水分; 有些物质在加热时可以促进聚丙烯酞胺单体与其他物质之间的聚合。表1为模拟油和模拟水的物理性质。水驱油实验中的砂岩模型采用统一规格, 即长×宽× 厚为28 mm×25 mm×0.6 mm。主要实验测试仪器及基本流程如图1所示。

图1 微观驱替实验流程示意图

表1 模拟油和模拟水的物理性质

本文水驱油的具体步骤: 1)在驱替实验开始之前, 根据岩石模型尺寸及其孔隙度计算岩石模型的孔隙体积, 将岩石模型饱和模拟水并测得其渗透率; 2)逐步增大压力开展油驱水并记录注入压力; 3)当岩石模型出口端不再出水时完成饱和油过程, 此时计算岩石模型的原始含油饱和度; 4)开展水驱油实验, 并对不同视域进行拍照。

2 致密油储层可动流体赋存特征

2.1 T2谱分类

研究区目的层致密油样品， 孔隙度在8.5%～13.8%, 平均值为9.6%； 岩石渗透率在0.12×10-3～1.2×10-3μm2, 平均值为0.59×10-3μm2; 样品的可动流体饱和度分布在30%～62%, 平均值为44%。为明确不同实验样品可动流体变化特征, 将T2值划分为3个区间(<10 ms、 10～100 ms、 ≥100 ms)：T2<10 ms时指示小孔(孔径<0.5 μm);T2介于10～100 ms时指示中孔(孔径0.5～2.5 μm);T2≥100 ms时指示大孔(孔径≥2.5 μm)。

根据T2时间分布, 研究区目的层致密油储层可分为4类(图2): Ⅰ类(右偏双峰型)、 Ⅱ类(单峰或不明显双峰型)、 Ⅲ类(左偏双峰型(右峰不显著))、 Ⅳ类(左偏双峰型(右峰显著))。

图2 样品核磁T2谱曲线特征分布

2.2 致密油储层油水相渗特征

对于不同样品, 含水饱和度(Sw)变化相同的幅度, 油、 水相对渗透率比值Ko/Kw会发生不同倍数的变化, 即曲线斜率不同, 斜率越小, 相对渗透率比值变化越小, 开发越稳定(图3)。因此, 对于原始低天然能量水驱油藏而言, 随着注入水量的增加, 致密储层的含水饱和度会不断升高, 相应其油水比生产指标值则会不断降低。

图3 油水相对渗透率比值与Sw关系曲线

致密储层相渗曲线包含3个阶段: 束缚水状态下油相渗流阶段、 油水两相共渗阶段和残余油状态下水相渗流阶段。根据相渗曲线上端点处、 交点处的渗流参数特征, 油水相渗曲线对应储层类别分别由好到差对应上述的Ⅰ、 Ⅱ、 Ⅲ类储层(图4)。

图4 油水相渗曲线类型划分

研究区目的层主要典型油水相渗曲线类型包括Ⅰ类(Kw、Ko线下凹)、 Ⅱ类(Ko线斜直下降、Kw线顶拐点斜直上升)、 Ⅲ类(Kw线缓慢上升、Ko线陡直下降), 目的层主要以Ⅰ、 Ⅱ类为主。在油水两相渗流区间, 油水两相平均含水饱和度宽度为27.5 %, 区间整体上小于束缚水饱和度与残余油饱和度, 体现出较窄的油水两相渗流区间; 对于两相渗流区间, 共渗点所对应的平均含水饱和度为49.5%, 油水两相等渗点的平均相对渗透率为0.138, 当达到共渗点右侧时水相渗透率快速增加, 平均值为0.33×10-3μm2, 为气测渗透率的21%; 残余油时, 含油饱和度平均值为42%, 其高于束缚水饱和度。

3 致密油储层水驱油微观机理

因采用真实油层岩心为水驱油模型, 且模拟油与模拟水的黏度比根据实际油层中的油水黏度比进行了设计, 进而使模拟结果尽量符合真实地层的实际情况。模拟过程中的油相和水相不互溶, 这样两者可以在致密储层复杂孔隙及喉道中共存。模拟油相的原始饱和度被设计为与原始储层中含油饱和度相当, 进而水相不断驱替油相。

图5为8号(Ⅰ类储层)及13号(Ⅱ类储层)样品饱和水及饱和油时的全视域图像特征, 两组样品的含水及含油模式不同。不同类型致密油储层岩石内部孔隙中的原油分布存在显著差异, 反映出岩石内部微观孔隙及喉道的尺寸、 连通性及分布不同。对于8号样品, 样品内部饱和水及饱和油性特征均较为均一, 反映出样品内部孔隙及喉道分布较为均匀且连通性较好(图5a); 而13号样品仅在局部角隅饱和水或饱和油, 含油性不均一, 反映出较强的孔隙结构非均质性(图5b)。

图5 目的层致密油储层模型饱和水及饱和油全视域特征

3.1 微观入孔机理

对于致密储层而言, 水驱油类似于水体半活塞式驱动油组分的动态过程。随着水体的注入, 水分子总是优先沿着阻力最小的路径推进(图6a), 类似于“高速通道”效应， 但是也存在部分水分子会突破推进前缘的油膜, 进而与孔隙表面束缚水沟通。 孔隙表面的束缚水水膜会不断增厚, 甚至在水膜表面分离出部分水滴, 不同水滴之间可以相互融合(图6b)。以上过程会在水驱油实验过程中重复出现, 当注入水量足够大时, 会在岩石内部微观结构中形成连续的水运移通道或路径。

对于亲水岩石, 水分子会优先进入小孔隙并在孔隙表面形成一层水膜, 从而置换出原始孔隙内部的油分子。但是, 小孔隙的内部空间相比大孔隙而言是非常有限的, 被置换出来的油量很少, 而小孔隙则会迅速被水分子所充填, 进而会出现充满水分子的小孔隙包围大孔隙的情况(图6c)。很显然, 此时小孔隙中形成了高速通道水运移路径, 则大孔隙中的油很难再被驱替, 孤立分布的油区域在岩石内部会大量形成(图6c)。

3.2 指进和绕流

镜下观察还发现, 水驱油过程中还存在一些宽度相对较大且笔直延伸的水运移通道, 这些通道即为“指进”区域(图6d)。“指进”区域的形成类似“高速通道”原理, 即这条路径毛管阻力最小, 因而流体优先运移通过。“指进”区域一方面与岩石内部微观非均质性有关, 另外一方面不同尺寸孔隙内原油的黏度及可流动性存在较大差异, 都会影响“指进”通道的形成。一般来说, 致密储层内部孔隙尺寸越均一, “指进”现象越不明显, 水驱油波及区域越广, 纯产油期越长; 而当岩石内部孔隙尺寸差别越大, “指进”现象越显著, 水驱油波及区域越窄, 纯产油期越短。

3.3 卡断与阻断

油的“卡断”或“阻断”指水驱油过程中, 油分子突然出现中断等不连续分布的现象。 目的层致密油储层中油分子的“卡断”或“阻断”也常在镜下被观察到(图6e)。在理想状态下, 当一油滴通过单一的毛细管时, 其要克服最窄喉道处的毛管阻力; 此外, 当毛细管迂曲度较大时, 其还要克服由于毛细管弯曲所造成的额外阻力。因此, 油滴要通过喉道, 则要克服上述毛管阻力及额外阻力的加和。

图6 致密油储层水驱油过程的显微图片及机理

对于极细的喉道而言, 毛管阻力很大, 此时油滴无法克服毛管阻力, 则油滴无法通过喉道发生运移, 即发生了油滴的卡断(图6f)。被卡断的油滴不断聚集, 并形成剩余油。由图6f还可看出, 出现油卡断喉道处的油水界面呈现出颈状弯曲形态， 该颈状弯曲结构的弯曲半径会随着油水液面压差的增加而不断减小, 直至油水液面的完全破坏， 这种卡断现象主要指油水界面的卡断。对于孔隙中的油滴而言, 其也可以发生卡断，类似于非活塞式驱油过程, 即注入水沿着孔壁扩展, 最终油分子被孤立在孔隙中央部分形成卡断， 该类型卡断极容易发生于强非均质性低渗透致密储层中, 增加了剩余油的开采难度。

3.4 驱油效率分析

在原始储层条件下, 致密砂岩储层内部的束缚水存在多种赋存形式: 一类束缚水主要赋存于岩石内部孔隙的中央部位, 其四周被油膜分子所围限； 另外一类束缚水则以离散的形式与油共存, 此时水膜呈不连续分布状态。镜下观察结果显示, 目的层致密油储层中的残余油主要有4种存在状态， 即油膜态、 角隅态、 绕流态和孤岛态(图7)。驱油效率(Ed)为原始及残余含油饱和度之差与原始含油饱和度的比值。结合致密油储层样品的残余油饱和度(Sor)统计结果, 对Ed进行了计算。根据实验数据可知, 不同注入倍数条件下驱油效率存在差异: 当目的层注入倍数为1 PV时, 驱油效率平均值为17.6%; 当注入倍数为2 PV时, 驱油效率平均值为38.5%。

图7 目的层致密油储层中的残余油类型

4 结 论

(1)根据T2谱分布, 研究区目的层致密油储层可分为4类: Ⅰ类(右偏双峰型)、 Ⅱ类(单峰或不明显双峰型)、 Ⅲ类(左偏双峰型, 右峰不显著)、 Ⅳ类(左偏双峰型, 右峰显著)。油水相渗曲线类型被分为3类: Ⅰ类(Kw、Ko线下凹)、 Ⅱ类(Ko线斜直下降、Kw线顶拐点斜直上升)、 Ⅲ类(Kw线缓慢上升、Ko线陡直下降)。

(2)样品中呈现出较窄的油水两相渗流区间, 油水两相的平均含水饱和度宽度为27.5%; 在两相渗流区间内, 共渗点的平均含水饱和度为49.5%,平均相对渗透率为0.138; 当仅剩残余油时, 其平均含油饱和度为41.6%, 高于束缚水饱和度。

(3)镜下观察结果显示, 目的层中呈现出4类典型的残余油分布状态, 即油膜态、 角隅态、 绕流态和孤岛态。根据驱油效率计算结果, 当目的层注入倍数为1 PV时驱油效率平均值为17.6%, 2 PV时驱油效率平均值为38.5%。