孟慶春,王紅梅,閆愛華,晁先秋,張 帆,宋惠敏,張 浩,朱玉雙

(1.華北油田分公司 勘探開發(fā)研究院,河北 任丘 062552;2.華北油田分公司 第二采油廠,河北 霸州 065700;3.西北大學(xué) 大陸動(dòng)力學(xué)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室/地質(zhì)學(xué)系,陜西 西安 710069)

二連盆地阿爾凹陷是中國近年來發(fā)現(xiàn)的重要含油凹陷及上產(chǎn)接替區(qū),騰格爾組騰一下段儲(chǔ)層是目前的主力開發(fā)層系,為典型的低滲透砂礫巖儲(chǔ)層[1-2]。阿爾凹陷沉積類型以扇三角洲為主,平面上主要由5大扇體構(gòu)成。儲(chǔ)層受沉積、成巖作用的影響,其平面、縱向的碎屑組分、粒度大小、分選及磨圓程度明顯不同,儲(chǔ)層非均質(zhì)強(qiáng)，微觀孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜多變[3-5]。目前，阿爾凹陷部分區(qū)域已經(jīng)進(jìn)入高含水期,影響了油藏的開發(fā)進(jìn)程。因此,深入刻畫儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)及描述不同孔隙結(jié)構(gòu)下的水驅(qū)油特征,是高效開發(fā)儲(chǔ)層的重要途徑之一。目前，針對(duì)砂礫巖儲(chǔ)層水驅(qū)油特征，前人做了大量研究工作。張旭陽等[6]根據(jù)不同孔隙結(jié)構(gòu)類型,將砂礫巖儲(chǔ)層分為4類,并確定孔隙結(jié)構(gòu)是影響驅(qū)油效率的主要因素。段寶江等[7]對(duì)砂礫巖儲(chǔ)層的水驅(qū)油特征進(jìn)行了模擬,明確了剩余油的分布狀態(tài)。呂建榮等[8]分析了不同類型礫巖油藏的水驅(qū)油規(guī)律,認(rèn)為儲(chǔ)層物性、孔隙結(jié)構(gòu)、非均質(zhì)性、潤濕性、原油黏度是影響水驅(qū)效率的原因。茍燕等[9]認(rèn)為，儲(chǔ)層微觀非均質(zhì)性是影響砂礫巖儲(chǔ)層水驅(qū)開發(fā)效果的主要響因素。

目前，對(duì)于阿爾凹陷騰一下段水驅(qū)油特征的研究相對(duì)較少,為了認(rèn)識(shí)該地區(qū)的水驅(qū)油規(guī)律,本研究利用掃描電鏡、鑄體薄片等微觀手段識(shí)別孔喉類型、礦物組成成分;同時(shí)，結(jié)合高壓壓汞、核磁共振對(duì)不同孔隙類型下的巖石碎屑成分、孔喉大小以及賦存特征進(jìn)行討論分析,并利用取心段的測(cè)井曲線、相滲曲線響應(yīng)不同孔隙類型的水驅(qū)油特征,為后期油田的合理開發(fā)提供理論依據(jù)。

1 儲(chǔ)層基本特征

通過86塊鑄體薄片、75塊掃描電鏡所得的資料,對(duì)儲(chǔ)層的巖石學(xué)特征及黏土礦物含量進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析認(rèn)為,騰一下段儲(chǔ)層巖性以砂礫巖或含礫不等粒砂巖為主,碎屑組成主要以巖屑為主，其次為石英、長石;砂巖類型主要為長石巖屑砂巖、巖屑長石砂巖(見圖1)。填隙物以高嶺石、伊利石為主，其次為硅質(zhì)、鐵方解石、菱鐵礦、綠泥石、黃鐵礦(見圖2)。儲(chǔ)層物性通過131塊氣測(cè)孔滲樣品確定：騰一下段儲(chǔ)層孔隙度主要分布在7.9%～17.2%,平均值為14.5%,以低孔為主;滲透率分布范圍大,主要分布在(0.14～25.6)×10-3μm2,平均為15.5×10-3μm2,整體評(píng)價(jià)為低孔低滲儲(chǔ)層。

圖1 阿爾凹陷騰一下段砂巖類型三角圖Fig.1 Sandstone type triangular figure and distribution frequency of Et1 reservoir in A′ER sag

2 儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)特征

本實(shí)驗(yàn)是在前期物性測(cè)試及鏡下觀察的基礎(chǔ)上,開展21塊高壓壓汞測(cè)試,依據(jù)排驅(qū)壓力小于1 MPa、介于1～2 MPa、大于2 MPa,將研究區(qū)儲(chǔ)層劃分Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ三類(見表1),并對(duì)3類不同類型的儲(chǔ)層開展水驅(qū)油特征分析,討論其影響因素。

Ⅰ類儲(chǔ)層孔隙組合類型為溶孔-粒間孔型。毛管力曲線小于SHg50的進(jìn)汞段具有明顯的平緩段(見圖3a),排驅(qū)壓力分布0.02～0.76 MPa,孔喉半徑分布0.94～6.9 μm,最大進(jìn)汞飽和度分布在86.5%～94.3%。喉道類型多為片狀、彎片狀,整體連通效果好,有效孔隙含量高(見圖3b)。核磁共振T2譜曲線形態(tài)呈現(xiàn)右高左低峰,以小于10 ms、介于10～100 ms、大于100 ms作為微孔、中孔、大孔的界限[10-11]，研究樣品以中—大孔隙為主,可動(dòng)流體飽和度平均為65.4% (見圖3c)。該類儲(chǔ)層屬于具有高產(chǎn)工業(yè)油流儲(chǔ)層,如A6井。

圖2 阿爾凹陷騰一下段儲(chǔ)層掃描電鏡照片F(xiàn)ig.2 Photographs of SEM of Et1reservoir in A′ER sag of Erlian Basin

參 數(shù)類 型 Ⅰ Ⅱ Ⅲ 分布范圍平均分布范圍平均分布范圍平均物性孔隙度/%11.5～17.216.110.2～16.312.67.9～14.19.32 滲透率/10-3μm29.8～25.618.83.6～17.47.060.14～8.51.59微觀孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)排驅(qū)壓力/MPa0.02～0.760.040.98～1.841.211.75～3.53.1 孔喉半徑/μm0.94～6.93.150.02～1.60.070.01～0.90.03 最大進(jìn)汞飽和度/%86.5～94.389.180.2～90.183.974.5～85.378.5可動(dòng)流體飽和度/%58.9～70.365.441.2～63.851.317.6～36.821.4孔隙類型 溶孔-粒間孔型 粒間孔-溶孔型 晶間孔-溶孔型

Ⅱ類儲(chǔ)層孔隙組合類型為粒間孔-溶孔型。毛管力曲線小于SHg50的進(jìn)汞段明顯上翹(見圖3d),排驅(qū)壓力分布0.98～1.84 MPa,孔喉半徑分布0.02～1.6 μm,最大進(jìn)汞飽和度分布在80.2%～90.1%,喉道類型多為縮頸狀、管束狀,孔喉連通性一般,巖石內(nèi)部有效孔隙較少 (見圖3e)。核磁共振T2譜曲線形態(tài)呈現(xiàn)左高右低峰,樣品以微孔—中孔隙為主,非均質(zhì)性強(qiáng),可動(dòng)流體飽和度平均為51.32%(見圖3f)。該類儲(chǔ)層屬于低產(chǎn)工業(yè)油流儲(chǔ)層,如A29井。

Ⅲ類儲(chǔ)層孔隙組合類型為晶間孔-溶孔型。毛管力曲線小于SHg50的進(jìn)汞段呈陡斜式,排驅(qū)壓力大于2 MPa(見圖3g),孔喉半徑分布0.01～0.9 μm,最大進(jìn)汞飽和度分布在74.5%～85.3%,喉道類型以管束狀為主,巖石內(nèi)部微孔發(fā)育,孔喉匹配差(見圖3h)。T2譜曲線形態(tài)呈單峰狀,樣品以微孔為主,可動(dòng)流體飽和度平均為為21.4% (見圖3i)。該類儲(chǔ)層屬于自然產(chǎn)能低或需要壓裂措施獲工業(yè)油流,如A46井。

3 不同孔隙類型的水驅(qū)油特征及影響因素

在孔隙結(jié)構(gòu)分類的基礎(chǔ)上,結(jié)合測(cè)井、滲流規(guī)律響應(yīng)不同孔隙組合類型的水驅(qū)特征。分析相滲曲線特征表明,在相同的注入倍數(shù)、速度下進(jìn)行驅(qū)替時(shí),不同注入倍數(shù)下的驅(qū)油效率、束縛水飽和度、油水相對(duì)滲透率曲線的變化明顯不同(見圖4a，b，c)。

a 毛管壓力曲線,A6井,1 756.7 m; b 粒間孔發(fā)育，部分長石溶孔,A6井,1 756.7 m; c 核磁共振T2譜,A6井, 1 756.7 m; d 毛管壓力曲線,A29井,1 903.8 m; e 長石溶孔發(fā)育，部分粒間孔, A29井,1 903.8 m; f 核磁共振T2譜, A29井,1 903.8 m; g 毛管壓力曲線,A46井,1 736.2 m; h 長石溶孔發(fā)育,A46井,1 736.2 m；i 核磁共振T2譜, A46井,1 736.2 m圖3 不同孔隙組合類型儲(chǔ)層毛管力曲線、鑄體薄片、核磁共振T2譜 Fig.3 Different types of pore PCP, casting thin sections, NMR T2 spectrum

孔隙組合類型微觀非均質(zhì)性束縛水飽和度/%殘余油飽和度/%兩相共滲區(qū)%水驅(qū)油效率/%填隙物含量/%高嶺石伊利石伊蒙混層硅質(zhì)綠泥石水敏指數(shù)水敏強(qiáng)度溶孔-粒間孔較弱35.120.94467.81.81.20.91.7/29.4弱—偏強(qiáng)粒間孔-溶孔強(qiáng)37.231.631.249.72.42.41.82.80.468.1中等偏強(qiáng)晶間孔-溶孔極強(qiáng)41.937.320.835.84.34.12.92.40.774.2強(qiáng)

3.1 水驅(qū)油特征

溶孔-粒間孔型儲(chǔ)層以A6井為典型井,自然伽馬值較低,聲波時(shí)差值、電阻率值較高(見圖4a);粒間孔-溶孔型儲(chǔ)層以A29井為典型井,自然伽馬值、聲波時(shí)差值、電阻率值較高(見圖4b);溶孔-晶間孔型儲(chǔ)層以A46井為典型井,自然伽馬值、聲波時(shí)差值相對(duì)較高，電阻率值較低(見圖4c)。A6井儲(chǔ)層粒間孔發(fā)育,非均質(zhì)性較弱,在相同的注水條件下水波及效率高,相滲曲線兩相共滲區(qū)寬,殘余油飽和度較低，為20.9%，儲(chǔ)層填隙物中伊蒙混層質(zhì)量分?jǐn)?shù)相對(duì)低，為0.9%,水敏指數(shù)29.4,弱—偏強(qiáng),水相滲透率曲線上升慢,呈上凹型,解釋結(jié)論為油層。A29井儲(chǔ)層溶蝕孔發(fā)育,水驅(qū)油波及效率偏低,儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng),導(dǎo)致水沿著優(yōu)勢(shì)通道驅(qū)替,殘余油飽和度較高，為31.6%,加之伊蒙混層質(zhì)量分?jǐn)?shù)高，為1.8%,水敏指數(shù)68.1,中等偏強(qiáng),遇水后膨脹導(dǎo)致水相滲透率曲線上升快,呈直線型,解釋結(jié)論為油水同層。A46井晶間孔發(fā)育,孔喉不連通或匹配性差,儲(chǔ)層非均質(zhì)極強(qiáng),導(dǎo)致注入水波及范圍嚴(yán)重不均,易沿高滲透區(qū)域滲流,從而使孔道內(nèi)原油無法驅(qū)替,導(dǎo)致殘余油飽和度高,為37.3%；相滲曲線兩相共滲區(qū)窄,伊蒙混層質(zhì)量分?jǐn)?shù)高(為2.9%),水敏指數(shù)74.2,強(qiáng)水敏,水相相對(duì)滲透率曲線上升快,呈下凹型,解釋結(jié)論為含油水層。溶孔-粒間孔型儲(chǔ)層水驅(qū)油效率達(dá)67.8%,粒間孔-溶孔型儲(chǔ)層水驅(qū)效率為49.7%,溶孔-晶間孔型儲(chǔ)層水驅(qū)效率為35.8%。通過以上分析可知，儲(chǔ)層解釋結(jié)論與不同孔隙組合類型的水驅(qū)油效率存在一定關(guān)聯(lián)性。

a 溶孔-粒間孔型，A6井，1 756.7 m；b 溶孔-粒間孔型，A29井，1 903.8；c 晶間孔-溶孔型，A46井，1 736.2 m圖4 不同孔隙類型儲(chǔ)層測(cè)井曲線及水驅(qū)效率曲線Fig.4 Logging curves and waterflooding efficiency curves of different pore types

3.2 水驅(qū)油效率的影響因素分析

影響儲(chǔ)層微觀水驅(qū)油特征的主要儲(chǔ)層內(nèi)部因素有物性、非均質(zhì)性、微觀孔隙結(jié)構(gòu)等,外部因素有注入倍數(shù)、注入速度等[12-14]。二連盆地阿爾凹陷騰一下段儲(chǔ)層的勘探開發(fā)證明,不同的孔隙類型水驅(qū)油效率差異來自物性、微觀孔隙結(jié)構(gòu)等地質(zhì)因素,試油產(chǎn)油量的高低可以直接、客觀地評(píng)價(jià)油藏產(chǎn)能的品質(zhì)。由研究區(qū)試油產(chǎn)油量與最終驅(qū)油效率之間的相關(guān)系數(shù)(0.818 4)可知,兩者之間的關(guān)系密不可分(見圖5a)。本研究著重對(duì)比物性、平均喉道半徑、孔喉比、分選系數(shù)與驅(qū)油效率之間的關(guān)系。

3.2.1 儲(chǔ)層物性 研究區(qū)孔隙度與驅(qū)油效率之間相關(guān)性差,相關(guān)系數(shù)為0.055 6(見圖5b),滲透率與驅(qū)油效率之間的相關(guān)性很好,相關(guān)系數(shù)為0.842 5(見圖5c),當(dāng)水驅(qū)油路徑被打開后,形成了滲流通道使得有效孔喉網(wǎng)絡(luò)滲透性變強(qiáng),滲流路徑不斷變多,變寬,最終驅(qū)油效率隨滲透率的變大而增加明顯。對(duì)于孔隙度相近的樣品,滲透率的大小對(duì)滲流路徑、最終驅(qū)替效率是有直接影響的。個(gè)別物性差的樣品存在較高的最終驅(qū)油效率，是因?yàn)槲⒂^孔隙結(jié)構(gòu)特征所導(dǎo)致。

3.2.2 喉道半徑 了解孔隙結(jié)構(gòu)與驅(qū)油效率的關(guān)系,有利于更好地研究孔隙結(jié)構(gòu)與儲(chǔ)層滲流特征的關(guān)系[15]。平均孔喉半徑與驅(qū)油效率存在較好的相關(guān)性(相關(guān)系數(shù)為0.866 5)。喉道半徑小于2 μm時(shí),喉道半徑與驅(qū)油效率的交匯點(diǎn)遞增趨勢(shì)明顯,而喉道半徑大于2μm時(shí),其遞增趨勢(shì)逐漸變緩(見圖5d),這表明水驅(qū)油效率受控于喉道大小,喉道半徑的分布形態(tài)決定了滲流路徑類型、波及范圍、驅(qū)油效率。

圖5 儲(chǔ)層試油產(chǎn)油量、物性、喉道半徑與驅(qū)油效率之間關(guān)系Fig.5 The relationship between oil produced of well test,physical property, the throat radius and oil displacement efficiency

3.2.3 孔喉比、分選系數(shù) 孔喉半徑比與驅(qū)油效率之間存在較好的相關(guān)性,相關(guān)系數(shù)為0.786 3(見圖6a)。尤其是喉道半徑在小于2 μm時(shí),增加了毛管力阻力,引起孔喉匹配性變差，非均質(zhì)性變強(qiáng),驅(qū)替阻力更大,波及范圍變小，驅(qū)油效率低。因此，孔喉半徑比是表征儲(chǔ)層滲流特征的重要評(píng)價(jià)指標(biāo)。分選系數(shù)與驅(qū)油效率的響應(yīng)關(guān)系較好,隨分選系數(shù)的增大,喉道分布區(qū)間變寬,驅(qū)油效率顯著增加(相關(guān)系數(shù)為0.709)。分選系數(shù)小于1時(shí),分選系數(shù)與驅(qū)油效率交匯點(diǎn)遞增趨勢(shì)明顯,分選系數(shù)大于1時(shí),遞增趨勢(shì)逐漸變緩(見圖6b)。

3.2.4 黏土礦物 研究區(qū)黏土礦物為高嶺石、伊利石、伊蒙混層、硅質(zhì)、綠泥石(見表2)。黏土礦物含量與最終水驅(qū)油效率具有較好的負(fù)相關(guān)性,相關(guān)系數(shù)為0.734 1(見圖6c)。高嶺石的充填孔隙形成大量的晶間孔,提高了孔隙空間,但是，研究區(qū)高嶺石以充填原生孔隙為主,將原有的大孔隙變成蜂窩狀的小孔,降低了有效的可動(dòng)孔隙空間。伊利石充填孔隙、喉道,使孔隙之間的連通程度、孔喉之間匹配性變差,有效滲流通道變少。電鏡下觀察到，綠泥石以充填于孔隙的賦存方式為主。水驅(qū)油時(shí),充填在孔隙中的綠泥石通常堵塞孔隙喉道,使喉道變窄、孔喉非均質(zhì)性增強(qiáng),水驅(qū)路徑更為復(fù)雜。由此可見，黏土礦物的產(chǎn)狀及含量使儲(chǔ)層內(nèi)部孔隙空間發(fā)生變化,增加了儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)的非均質(zhì),孔喉匹配性變差,連通程度變低,減少了可滲流的路徑,降低了驅(qū)油效率。

圖6 微觀孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)與驅(qū)油效率之間的關(guān)系Fig.6 The relationship between microscopic pore structure parameters and oil displacement efficiency

4 結(jié) 論

1)二連盆地阿爾凹陷騰一下段低滲透儲(chǔ)層砂巖類型以長石巖屑砂巖、巖屑長石砂巖為主，填隙物含量以高嶺石、伊利石為主、其次為硅質(zhì)、鐵方解石、菱鐵礦、綠泥石、黃鐵礦。Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ類儲(chǔ)層孔隙組合類型分別為溶孔-粒間孔型、粒間孔-溶孔型,晶間孔-溶孔型。

2)依據(jù)不同孔隙結(jié)構(gòu)類型所對(duì)應(yīng)的測(cè)井響應(yīng)特征,表征了不同孔隙組合類型的儲(chǔ)層水驅(qū)效率及水驅(qū)特征：溶孔-粒間孔型、粒間孔-溶孔型、晶間孔-溶孔型儲(chǔ)層,水驅(qū)油效率分別為67.8%，49.7%，35.8%。

3)滲透率、喉道半徑、孔喉比、分選系數(shù)、黏土礦物含量是影響不同孔隙類型儲(chǔ)層水驅(qū)效率差異的主控因素。當(dāng)滲透率小于3×10-3μm2,喉道半徑小于2μm時(shí),儲(chǔ)層驅(qū)油效率受滲透率、喉道半徑控制明顯,同時(shí)決定著試油產(chǎn)量。