史興旺, 楊正明, 張亞蒲, 朱光亞, 肖前華

(1.中國科學院大學, 北京 100049; 2.中國科學院滲流流體力學研究所, 河北 廊坊 065007;3.中國石油勘探開發(fā)研究院, 北京 100083; 4.重慶科技學院, 重慶 401331)

0 引 言

中東H油田M組油藏是一套縱向非均質性嚴重、層間矛盾突出的低滲透碳酸鹽巖油藏,該類油藏的注水開發(fā)過程中容易造成較強的層間干擾,引起部分層系含水上升快,采出程度低。為進一步認識和研究各儲層水驅油動態(tài)特征,合理高效地開發(fā)類似油藏,開展了多層水驅油室內(nèi)模擬實驗,并借助核磁共振測試技術,對不同孔隙區(qū)間動用情況進行描述。

核磁共振[1]主要利用氫核核磁距在外加靜磁場下發(fā)生吸收躍遷,在撤掉后將吸收的能量釋放出來的衰減快慢不一致的原理[2],應用數(shù)學反演技術[3],計算得到弛豫時間T2譜反映巖樣不同孔隙結構與流體信息。眾多學者對中國碳酸鹽巖及砂巖儲層的研究較多[4-10],但針對國外低滲透碳酸鹽巖的研究較少,且主要集中在常規(guī)注水方面[11-15]。本文根據(jù)核磁共振僅對氫核1H進行探測的這種性質,采用去氫模擬油(無核磁信號)進行2層合注分采實驗,這樣核磁共振弛豫時間T2時間譜測量的是巖心中水相的信號分布,進一步求得不同孔隙區(qū)間油相的殘余油和采出程度的分布特征,提高了實驗準確性。

1 實驗設計

1.1 實驗方案

根據(jù)H油田M組儲層的地質特點,選用3組不同滲透率級差的巖樣開展室內(nèi)2層合注分采水驅油實驗,結合核磁共振巖樣分析技術,說明M組油藏多層水驅油開發(fā)效果和微觀剩余油分布規(guī)律,進而得到該油藏合注分采的開發(fā)界限。實驗過程采用2層巖樣并聯(lián),由1臺驅替泵對2層同時注水,在出口段分別進行計量,模擬實際礦場的合注分采水驅油過程。實驗用鹽水為根據(jù)水質檢測數(shù)據(jù)配置的模擬地層水,礦化度為200 000 mg/L;實驗模擬油為氟氯合成油,該模擬油是烷烴分子中氫被氟、氯取代而生成的氟氯碳化合物,黏度為3.2 mPa·s,密度為1.8 g/cm3。實驗中通過氟氯合成油可以在核磁共振測試中檢測到單一水相的分布規(guī)律,進而分析得到各個狀態(tài)油水的賦存狀況。實驗溫度為室溫,巖樣基礎數(shù)據(jù)見表1。

表1 巖樣基礎物理參數(shù)

*非法定計量單位,1 mD=9.87×10-4μm2,下同

圖1為2層水驅油實驗模擬流程示意圖。注入水由QUAZIX Q5000驅替泵注入巖樣,由環(huán)壓泵對巖樣加環(huán)壓,壓力測量采用傳感器進行測量,實驗壓力直接由計算機記錄,巖樣流出的油水混合物經(jīng)油水分離器分離后分別計量,注入壓力為0.2 MPa,出口壓力為常壓。

圖1 2層合注水驅油實驗流程圖

1.2 實驗步驟

①將巖樣經(jīng)洗油、烘干處理后稱重,測定巖樣的空氣滲透率和孔隙度;②巖樣抽真空飽和鹽水,驅替倍數(shù)為10 PV,并進行飽和水狀態(tài)的核磁共振T2譜測試;③將同1組的2塊巖樣裝入巖心夾持器,用模擬油驅替巖樣,驅替倍數(shù)為10 PV,計算巖樣束縛水飽和度,并進行飽和油狀態(tài)的核磁共振T2譜測試;④以0.2 MPa的恒定壓力對2層并聯(lián)巖樣打水驅替巖樣中的油,分別計量不同時刻的驅替壓力和驅替出的油量、水量,直到不出油后結束驅替,計算巖樣殘余油飽和度和采出程度,并進行殘余油狀態(tài)的核磁共振T2譜測試;⑤取出巖樣,進行下一組實驗。

2 實驗結果與討論

表2為3組合注分采水驅油實驗結果?？梢钥闯?不同滲透率巖樣的束縛水飽和度都比較高,分布范圍25%～45%,平均34.55%;等滲點飽和度除了巖樣2-1大于50%之外,其余均小于50%,這說明該地區(qū)巖樣主要以親油為主;殘余油飽和度分布范圍25%～48%,平均35.01%;最終采出程度分布范圍34.71%～56.31%,平均46.70%,驅油效率整體不高。對于滲透率級差相差不是很大的1組、2組巖樣,其滲透率越低,最終驅油效率越高,這是因為在合注分采過程中,滲透率較大的巖樣首先見水,見水后,水會沿著優(yōu)勢通道滲流,導致驅油效率較低,但此刻滲透率較小的巖樣在較低的驅替壓力下仍能維持油水共滲的狀態(tài),不斷的將孔隙中的油和壁面上的油沖刷帶走,最終采出程度較高。滲透率相差6.48倍的3組,滲透率較大的巖樣3-2呈段塞式驅替,見水很快,采出程度達到最大,滲透率較小的巖樣3-1在壓力不變的情況下,可以保持一定的水驅速度,最終也可以達到較高的驅油效率。但2塊巖樣的見水時間和含水率達到98%時的時間相差很大,見水時間分別為460、6 770 s,相差14.72倍,含水率達到98%時的水驅時間分別4 990和46 790 s,相差9.38倍,這表明在高滲透巖樣已經(jīng)含水率很高的情況下,低滲透巖樣才開始啟動,這會造成大量的無效注水,大量的注入水都會進入高滲透層而被采出,低滲透層的注入水量很少。3組高滲透層累計產(chǎn)出水量分別占總產(chǎn)出水量的74.34%、83.29%、90.96%也說明了這一情況。

由于所測得的信號是孔隙中水的信號,因此,飽和水狀態(tài)與水驅油狀態(tài)曲線之間的部分表示孔隙中殘余油的分布;水驅油狀態(tài)與飽和油狀態(tài)曲線之間的部分表示驅替油的分布;飽和油狀態(tài)曲線表示孔隙中束縛水的分布,并根據(jù)T2截止值將孔隙區(qū)間劃分為小于流動孔喉下限的區(qū)間和大于流動孔喉下限的區(qū)間(見圖2)。從圖3可以看出,同一組合注分采的2塊滲透率不同的巖樣,隨著巖心滲透率的增大,峰值逐漸向右移動,且峰值增大,表明隨著滲透率的增大,可動流體越來越多。從束縛水分布來看,不同滲透率巖樣的束縛水主要分布在中小孔隙,油驅水形成束縛水時,油相優(yōu)先沿著大孔隙將水驅走而將中小孔隙中的水包圍起來形成束縛水。從采出油和殘余油分布看,不同滲透率巖樣的采出油和殘余油主要分布在大孔隙中,小孔隙中的很少,這是因為在水驅油過程中,注入水會沿著阻力較小的大孔隙前進,并在不規(guī)則區(qū)域發(fā)生繞流形成殘余油,對親油巖樣,大部分原油被水驅出,但注入水主要沿著巖樣中部前進,容易在孔隙內(nèi)表面上形成油膜;小孔隙由于基本未飽和進模擬油,所以殘余油很少。

表2 3組巖樣合注分采實驗結果

圖2 巖心水驅油核磁共振分析示意圖

圖3 3組巖樣不同狀態(tài)下的核磁共振T2譜對比

表3是不同孔隙空間的殘余油飽和度和采出程度分布統(tǒng)計結果。根據(jù)T2截止值將孔隙區(qū)間劃分為小于流動孔喉下限區(qū)間和大于流動孔喉下限區(qū)間,殘余油和采出程度絕對值是孔隙中殘余油量和采出油量占總孔隙體積的比例,殘余油和采出程度相對值是孔隙中殘余油量和采出油量占該孔隙體積的比例。可以看出,3組合注分采的巖樣總孔隙區(qū)間的殘余油絕對值分別為27.17%、22.25%、33.39%、30.23%、37.38%和20.51%,主要分布在大孔隙中,并且對于同一組合注分采的2塊巖樣,低滲透巖樣大于高滲透巖樣(1-1>1-2,2-1>2-2,3-1>3-2),這是因為在2層合注分采過程中,注入水容易沿著高滲透層巖樣推進,而對阻力較大的低滲透層巖樣驅替較少。從相對值來看,大部分殘余油仍存在于小于流動孔喉下限的小孔隙中,但大孔隙中的殘余油仍很多,具有較大的開發(fā)價值。總孔隙區(qū)間的采出程度絕對值分別為48.70%、55.38%、49.36%、44.17%、53.22%和58.30%,動用的主要是大孔喉范圍內(nèi)的原油,小孔隙采出油量所占比例較少,對總采出程度貢獻較少,主要通過滲吸作用采出,但相對采出程度較大,也說明了小孔隙中的可動原油基本全部采出,剩下的都是死體積中的不可動原油,對這一部分的挖掘潛力不大,應該將重點放在大于流動孔喉下限的大孔隙中。

表3 3組巖樣不同孔隙區(qū)間的核磁共振測試分析結果

3 結 論

(1) 針對中東H油田儲層巖樣進行了3組不同滲透率級差的多層水驅油物理模擬和核磁共振實驗,定量獲得了每塊巖樣不同孔喉區(qū)間的束縛水飽和度、殘余油飽和度及采出程度等參數(shù)的絕對值和相對值,深化了核磁共振測試技術在巖樣中的應用。

(2) 3組不同滲透率級差的合注分采實驗中,殘余油和采出油主要分布在大于流動孔喉下限的大孔隙中,小孔隙中所占比例很少,同一組實驗中低滲透率巖樣的殘余油飽和度高于高滲透率巖樣,說明在進行合注分采之后,大孔隙仍有較大開發(fā)潛力。

(3) 儲層滲透率的組合方式對油藏的最終采出程度具有一定的影響,根據(jù)所進行的3組合注分采實驗很難確定合理的開發(fā)界限,還需進一步從水驅時間及含水率方面進行研究,后期也應該增大滲透率組合方式。

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