孔隙型生物礁灰巖油藏水驅剩余油賦存特征

汪周華 ，趙華臻 ，朱光亞 ，李茜瑤 ，郭平 ，方全堂

（1.西南石油大學油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室，四川 成都 610500；2.中國石化勝利油田分公司濱南采油廠，山東 濱州 256600；3.中國石油勘探開發研究院，北京 100083）

0 引言

H油田位于伊拉克東南部、美索不達米亞平原南部，上白堊統主要為海相碳酸鹽巖沉積，發育于中森諾曼階—上森諾曼階的Mishrif組是其主要產油層［1-2］。Mishrif組儲層具有時代新、埋藏淺、受后期成巖作用及構造作用影響小的特點，儲層整體呈層狀展布，以大量的原生基質孔為主，孔滲發育較好［3-6］。前人［7-19］針對Mishrif組的孔隙結構特征進行詳細研究后發現，Mishrif組主要發育高孔中高滲、中孔低滲及低孔低滲3類儲層，儲層的儲集空間以粒間（溶）孔、鑄模孔、體腔孔為主，局部發育構造縫，屬于典型的孔隙型生物礁碳酸鹽巖油藏，目前地層壓力33 MPa，溫度85℃。而我國以塔河油田為代表的碳酸鹽巖油藏發育有大量的溶蝕孔、溶洞、裂縫，其中溶洞是主要的儲集空間，裂縫是主要的流體流動通道，屬于縫洞型碳酸鹽巖油藏［20］，地層壓力50～60 MPa，溫度130℃。

X射線CT掃描技術結合驅替實驗可用來研究微觀孔隙結構特征及剩余油飽和度分布［21-34］。研究人員應用CT掃描技術對各類型油藏的孔隙結構特征進行了表征，并分析了水驅及聚合物驅等驅替方式對剩余油分布的影響［21-28］。前人已對中東地區H油田Mishrif組生物礁碳酸鹽巖儲層的沉積學特征、巖石學特征，以及孔隙結構特征進行過詳細的研究，但對水驅后儲層孔隙中剩余油的分布特征研究較少；并且，H油田明顯有別于我國低孔低滲裂縫型碳酸鹽巖油藏，儲層總體表現為較強非均質性的孔隙型生物礁灰巖油藏特征，國內注水開發經驗并不適用。因此，本文運用CT掃描技術，對中東地區H油田Mishrif組生物礁碳酸鹽巖的孔徑分布及原油分布特征進行了研究。

1 實驗條件

1.1 實驗儀器及流程

采用美國Xradia公司MicroXCT掃描儀（最大分辨率5.4 μm）、YA1-2PB-1040Ⅱ平流泵（流量精度不大于0.5%），并按照實驗流程圖（見圖1）組裝驅替系統。

圖1 實驗流程示意

1.2 實驗巖心及流體

根據由H油田Mishrif組取得的真實儲層巖心的基礎孔滲數據，得到孔滲分布結果（見表1）。由表可知，Mishrif組儲層孔隙度主要大于15%，滲透率主要小于 60×10-3μm3。

表1 H油田Mishrif組孔滲分布情況

挑選其中3塊巖心作為CT實驗巖樣。為滿足CT實驗要求，對巖心進行了重新鉆取，最終實驗巖心長度為 1 cm，直徑為 0.65 cm。1#、2#、3#巖心鉆取前后物性見表 2。根據文獻［3］，按照鉆取后的巖心物性，將 1#、2#巖心歸為中孔低滲巖心，3#巖心歸為高孔低滲巖心。由于低孔低滲儲層暫未進行水驅開發，因此不作為此次實驗研究的內容。

表2 3塊巖心鉆取前后物性

油樣為根據儲層原油黏度（3.3 mPa·s）配制的模擬油，由于CT值越大，結果越精確，因此在模擬油中加入5%碘代正丁烷以區分油水分布情況；按照現場水質分析結果配制地層水（CaCl2型，礦化度212 420 mg/L）和注入水（CaCl2型，礦化度 1 580 mg/L）。

2 實驗步驟

1）將巖心裝入特制的CT巖心夾持器，進行第1次CT掃描；2）對巖心抽真空，飽和地層水；3）用加入碘代正丁烷的模擬油飽和巖心，驅替巖心中的地層水，直至夾持器出口不出水為止，建立原始地層條件，進行第2次CT掃描；4）采用恒壓驅替方式，設置入口壓力0.5 MPa，進行水驅油，直至出口端不出油為止，進行第3次CT掃描。

3 實驗結果及分析

對實驗巖心分別在原始干燥狀態、飽和油狀態、剩余油狀態下進行CT掃描，得到儲層孔徑分布、原油分布及剩余油分布特征。因AVIZO軟件將巖心孔隙及其內部的油相近似處理成球棒型，后面將巖心孔隙及其內部的油相視作球狀進行分析。

3.1 孔徑分布

通過CT掃描，可以得到不同物性巖心的孔徑分布圖像。使用AVIZO軟件，經過一系列程序處理得到3塊巖心的重要參數，如孔徑分布和孔體積分布。經過整理匯總后，得到不同物性巖心孔徑占比與孔體積占比（見表3。孔徑占比是同孔徑范圍的孔隙占總孔隙個數的比值，孔體積占比是同孔徑范圍的孔隙體積占總孔隙體積的比值）。

表3 3塊巖心的孔徑占比與孔體積占比

由表3可知，總體上，Mishrif組孔隙型生物礁碳酸鹽巖儲層的孔徑小于200 μm。中孔低滲的1#、2#巖心孔徑主要分布在50 μm以下，整體呈反J形分布特征，即隨著孔徑的增加，其分布頻率減少；高孔低滲的3#巖心孔徑呈正態分布特征，以30～100 μm孔徑的中、大孔隙為主。

由3塊巖心的孔體積占比可知，Mishrif組孔隙型生物礁碳酸鹽巖儲層的孔隙空間以少量的孔徑大于100 μm 的大孔隙貢獻為主，1#、2#、3#巖心孔體積占比呈J形的分布特征。

3.2 原始油分布

以3#巖心為例，通過對飽和模擬油的巖心進行CT掃描，可獲得飽和油狀態巖心的油水分布三維圖像（見圖2）。經軟件處理油水分布圖像，得到每塊巖心原始油相孔徑占比和油相孔體積占比（見表4）。

圖2 3#巖心水驅前油水分布三維圖像

表4 3塊巖心水驅前油相孔徑占比與油相體積占比

總體上，Mishrif組孔隙型生物礁碳酸鹽巖儲層的油相孔徑占比呈反J形分布特征，隨著油相孔徑的增加，其分布頻率減少，主要在50 μm以下。

由油相體積占比可以看出，實驗巖心的油相體積占比呈J形分布特征，隨著油相孔徑的增加，其分布頻率增加，主要在50 μm以上。

3.3 剩余油分布

以3#巖心為例，通過對水驅后的巖心進行CT掃描，可獲得驅替后剩余油狀態巖心的油水分布三維圖像（見圖 3）。

圖3 3#巖心水驅后油水分布三維圖像

油水分布圖像經軟件處理后得到每塊巖心水驅后的油相孔徑占比和油相體積占比結果（見表5）。由表5可知，3塊巖心經過水驅后的殘余油相孔徑占比呈反J形分布特征，以孔徑小于50 μm的孔隙為主。由水驅后剩余油的油相體積占比可以看出，油相體積占比仍然呈J形分布特征，以孔徑大于50 μm的孔隙為主。水驅前后的油相體積結果見表6（可動油體積為水驅后油相體積減去水驅前油相體積），不同孔徑的可動油體積變化幅度（即可動油體積與水驅前油相體積的比值）結果見圖4。

表5 3塊巖心水驅后油相孔徑占比與油相體積占比

表6 水驅前后的油相體積

圖4 3塊巖心不同孔徑的可動油體積變化幅度

由表6可以看出，H油田Mishrif組孔隙型生物礁碳酸鹽巖儲層經過水驅開發后，孔徑小于50 μm的油相體積增加，而孔徑大于50 μm的油相體積減少。這表明，當采用水驅的方式對生屑灰巖儲層進行開采時，在孔徑超過50 μm的孔隙中，一部分油相會被水相驅替出，另一部分會被切割成直徑小于50 μm的油相滯留于孔隙中。由圖4可知：經過注水開發后，孔徑50～100，100～200，200～600 μm 油相體積明顯減少，降幅分別在 28%～55%，55%～74%，32%～100%；而孔徑5～10，10～20，20～30 μm 油相體積明顯增加，增幅分別在70%～81%，38%～47%，21%～33%。

4 結論

1）通過對3塊干燥巖心進行CT掃描，發現H油田生屑灰巖儲層的巖心多以孔徑小于50 μm的孔隙為主；而從孔隙體積占比可以看出，巖心中的主要儲集空間由孔徑大于50 μm的大孔隙貢獻。巖心孔徑占比符合反J形分布特征或正態分布特征，孔體積占比符合J形分布特征。

2）對飽和油的巖心進行CT掃描，發現H油田生屑灰巖儲層巖心原始油相主要分布在孔徑50 μm以上的孔隙，說明大體積的油相是巖心中原油的主要賦存形式。巖心原始油相孔徑占比和體積占比依然分別呈反J形和J形分布特征。

3）對水驅后的巖心進行CT掃描，發現H油田生屑灰巖儲層巖心中的剩余油孔徑占比及體積占比仍然分別呈反J形和J形分布特征。相比水驅前，水驅后孔徑大于50 μm的油相體積占比相對減少，孔徑小于50 μm的油相體積占比相對增加，表明可動油主要是孔徑大于50 μm孔隙中的油相。

4）為了提高小孔徑中原油的動用能力，可以針對工區儲層開展分層注水或者采用注氣開發技術。