姬塬油田延長組致密油儲層可動流體特征及水驅油微觀機理

麻宇杰, 趙軍輝, 王 勇, 趙云剛, 李永宗, 尹 晶, 屈 樂

(1.中國石油長慶油田分公司第八采油廠, 西安 710021; 2.陜西眾盟石油技術服務有限公司, 西安 710018;3. 西安石油大學 西安市致密油(頁巖油)開發重點實驗室, 西安 710065)

0 引 言

致密油藏開發的中后期, 儲層內部仍然會有大量的原油未被成功開采, 這些油被稱為剩余油[1-3]。剩余油微觀分布規律研究是提高致密油藏采收率的重要評價內容[4-5]。鄂爾多斯盆地延長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層中。因此, 深入研究儲層內部油水分布及油水巖之間的動態作用關系至關重要。受限于致密儲層的強非均質性及各向異性, 直觀觀察儲層內部油水分布規律是十分困難的。此時, 水驅油實驗為客觀研究致密儲層內部油水巖之間的耦合關系提供了新的視角。水驅油實驗通常被用來模擬剩余油分布規律, 進而準確描述油水分子在不同類型孔隙結構中賦存狀態, 且研究結果可為高含水期油藏剩余油高效開發提供依據[6-9]。系統研究致密儲層中油水分子在不同類型孔隙結構中的賦存狀態有助于有針對性地制定油氣開發策略, 進而提高采收率[10-13]。

水驅油實驗可以直觀、 定量地展示水驅路徑、 速率及規模, 進而揭示微觀剩余油驅替機理[10-14]。水驅油技術的關鍵在于儲層微觀模型建立及實驗測試技術流程的設計[15]。水驅油實驗主要被用來研究油-水-巖三元之間的微觀耦合作用結果, 目前常用的研究對象可歸為兩類: 人造固定孔隙結構巖心模型和真實儲層巖心模型[15-19]。而核磁共振技術是一種非常重要的儲層評價手段, 應用核磁共振技術獲取可動流體飽和度參數, 在表征微觀孔隙結構特征、分析儲層可動流體的變化特征方面具有重要的應用價值[20-23]。 很顯然, 油層巖樣模型更能真實地反映儲層內部流體運移規律[24]。本文以鄂爾多斯盆地西部姬塬油田T區塊長6致密油儲層為例, 利用該地區大量核磁共振、 相滲及水驅油測試結果, 對可動流體飽和度及水驅油微觀機理進行系統研究， 以期為致密油儲層高效開發方案制定提供參考。

1 地質背景及實驗材料

1.1 地質背景

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

1.2 核磁共振及相滲測試

本文進行的可動流體特征分析測試包括核磁共振及相滲實驗。核磁共振測試儀為Magnet 2000， 通過離心對比實驗, 確定樣品理想離心壓力為300 psi(約2.07 MPa)。此外, 采用“非穩態”實驗方法, 開展巖心油水相對滲透率測試實驗。核磁共振和相滲測試實驗被用來系統研究樣品的內部孔隙結構特征, 進而獲得樣品的T2譜、 油水相對滲透率等參數。

1.3 水驅油實驗

本文水驅油實驗所使用的模擬油為環氧樹脂與活性稀釋劑的混合物, 模擬水則采用強極性的高濃度ACM及少量其他添加物的水溶液。該模擬油的優點體現在, 50 ℃以下物化性質穩定, 且其黏度與密度均可調； 此外, 模擬油被加熱后發生強固化, 具有良好的強度和韌度, 以及良好的透明度。模擬水的優點體現在, 在小于50 ℃條件下, 模擬水有很好的可流動性, 礦化度可調。對于模擬水中的添加物, 其物化性質比較活潑, 加熱易聚合, 聚合后體積有所膨脹, 能夠吸收少許水分; 有些物質在加熱時可以促進聚丙烯酞胺單體與其他物質之間的聚合。表1為模擬油和模擬水的物理性質。水驅油實驗中的砂巖模型采用統一規格, 即長×寬× 厚為28 mm×25 mm×0.6 mm。主要實驗測試儀器及基本流程如圖1所示。

圖1 微觀驅替實驗流程示意圖

表1 模擬油和模擬水的物理性質

本文水驅油的具體步驟: 1)在驅替實驗開始之前, 根據巖石模型尺寸及其孔隙度計算巖石模型的孔隙體積, 將巖石模型飽和模擬水并測得其滲透率; 2)逐步增大壓力開展油驅水并記錄注入壓力; 3)當巖石模型出口端不再出水時完成飽和油過程, 此時計算巖石模型的原始含油飽和度; 4)開展水驅油實驗, 并對不同視域進行拍照。

2 致密油儲層可動流體賦存特征

2.1 T2譜分類

研究區目的層致密油樣品， 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; 樣品的可動流體飽和度分布在30%～62%, 平均值為44%。為明確不同實驗樣品可動流體變化特征, 將T2值劃分為3個區間(<10 ms、 10～100 ms、 ≥100 ms)：T2<10 ms時指示小孔(孔徑<0.5 μm);T2介于10～100 ms時指示中孔(孔徑0.5～2.5 μm);T2≥100 ms時指示大孔(孔徑≥2.5 μm)。

根據T2時間分布, 研究區目的層致密油儲層可分為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 致密油儲層油水相滲特征

對于不同樣品, 含水飽和度(Sw)變化相同的幅度, 油、 水相對滲透率比值Ko/Kw會發生不同倍數的變化, 即曲線斜率不同, 斜率越小, 相對滲透率比值變化越小, 開發越穩定(圖3)。因此, 對于原始低天然能量水驅油藏而言, 隨著注入水量的增加, 致密儲層的含水飽和度會不斷升高, 相應其油水比生產指標值則會不斷降低。

圖3 油水相對滲透率比值與Sw關系曲線

致密儲層相滲曲線包含3個階段: 束縛水狀態下油相滲流階段、 油水兩相共滲階段和殘余油狀態下水相滲流階段。根據相滲曲線上端點處、 交點處的滲流參數特征, 油水相滲曲線對應儲層類別分別由好到差對應上述的Ⅰ、 Ⅱ、 Ⅲ類儲層(圖4)。

圖4 油水相滲曲線類型劃分

研究區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。在油水兩相滲流區間, 油水兩相平均含水飽和度寬度為27.5 %, 區間整體上小于束縛水飽和度與殘余油飽和度, 體現出較窄的油水兩相滲流區間; 對于兩相滲流區間, 共滲點所對應的平均含水飽和度為49.5%, 油水兩相等滲點的平均相對滲透率為0.138, 當達到共滲點右側時水相滲透率快速增加, 平均值為0.33×10-3μm2, 為氣測滲透率的21%; 殘余油時, 含油飽和度平均值為42%, 其高于束縛水飽和度。

3 致密油儲層水驅油微觀機理

因采用真實油層巖心為水驅油模型, 且模擬油與模擬水的黏度比根據實際油層中的油水黏度比進行了設計, 進而使模擬結果盡量符合真實地層的實際情況。模擬過程中的油相和水相不互溶, 這樣兩者可以在致密儲層復雜孔隙及喉道中共存。模擬油相的原始飽和度被設計為與原始儲層中含油飽和度相當, 進而水相不斷驅替油相。

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

圖5 目的層致密油儲層模型飽和水及飽和油全視域特征

3.1 微觀入孔機理

對于致密儲層而言, 水驅油類似于水體半活塞式驅動油組分的動態過程。隨著水體的注入, 水分子總是優先沿著阻力最小的路徑推進(圖6a), 類似于“高速通道”效應， 但是也存在部分水分子會突破推進前緣的油膜, 進而與孔隙表面束縛水溝通。 孔隙表面的束縛水水膜會不斷增厚, 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)。以上過程會在水驅油實驗過程中重復出現, 當注入水量足夠大時, 會在巖石內部微觀結構中形成連續的水運移通道或路徑。

對于親水巖石, 水分子會優先進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部的油分子。但是, 小孔隙的內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, 而小孔隙則會迅速被水分子所充填, 進而會出現充滿水分子的小孔隙包圍大孔隙的情況(圖6c)。很顯然, 此時小孔隙中形成了高速通道水運移路徑, 則大孔隙中的油很難再被驅替, 孤立分布的油區域在巖石內部會大量形成(圖6c)。

3.2 指進和繞流

鏡下觀察還發現, 水驅油過程中還存在一些寬度相對較大且筆直延伸的水運移通道, 這些通道即為“指進”區域(圖6d)。“指進”區域的形成類似“高速通道”原理, 即這條路徑毛管阻力最小, 因而流體優先運移通過。“指進”區域一方面與巖石內部微觀非均質性有關, 另外一方面不同尺寸孔隙內原油的黏度及可流動性存在較大差異, 都會影響“指進”通道的形成。一般來說, 致密儲層內部孔隙尺寸越均一, “指進”現象越不明顯, 水驅油波及區域越廣, 純產油期越長; 而當巖石內部孔隙尺寸差別越大, “指進”現象越顯著, 水驅油波及區域越窄, 純產油期越短。

3.3 卡斷與阻斷

油的“卡斷”或“阻斷”指水驅油過程中, 油分子突然出現中斷等不連續分布的現象。 目的層致密油儲層中油分子的“卡斷”或“阻斷”也常在鏡下被觀察到(圖6e)。在理想狀態下, 當一油滴通過單一的毛細管時, 其要克服最窄喉道處的毛管阻力; 此外, 當毛細管迂曲度較大時, 其還要克服由于毛細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 致密油儲層水驅油過程的顯微圖片及機理

對于極細的喉道而言, 毛管阻力很大, 此時油滴無法克服毛管阻力, 則油滴無法通過喉道發生運移, 即發生了油滴的卡斷(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, 出現油卡斷喉道處的油水界面呈現出頸狀彎曲形態， 該頸狀彎曲結構的彎曲半徑會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， 這種卡斷現象主要指油水界面的卡斷。對于孔隙中的油滴而言, 其也可以發生卡斷，類似于非活塞式驅油過程, 即注入水沿著孔壁擴展, 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生于強非均質性低滲透致密儲層中, 增加了剩余油的開采難度。

3.4 驅油效率分析

在原始儲層條件下, 致密砂巖儲層內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, 此時水膜呈不連續分布狀態。鏡下觀察結果顯示, 目的層致密油儲層中的殘余油主要有4種存在狀態， 即油膜態、 角隅態、 繞流態和孤島態(圖7)。驅油效率(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。結合致密油儲層樣品的殘余油飽和度(Sor)統計結果, 對Ed進行了計算。根據實驗數據可知, 不同注入倍數條件下驅油效率存在差異: 當目的層注入倍數為1 PV時, 驅油效率平均值為17.6%; 當注入倍數為2 PV時, 驅油效率平均值為38.5%。

圖7 目的層致密油儲層中的殘余油類型

4 結 論

(1)根據T2譜分布, 研究區目的層致密油儲層可分為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線頂拐點斜直上升)、 Ⅲ類(Kw線緩慢上升、Ko線陡直下降)。

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

(3)鏡下觀察結果顯示, 目的層中呈現出4類典型的殘余油分布狀態, 即油膜態、 角隅態、 繞流態和孤島態。根據驅油效率計算結果, 當目的層注入倍數為1 PV時驅油效率平均值為17.6%, 2 PV時驅油效率平均值為38.5%。