姜麗娟 王春生

摘 ? ? ?要： 基于大安油田儲(chǔ)層連通性差、水驅(qū)控制程度低、水驅(qū)采收率偏低，并且單井產(chǎn)出低、產(chǎn)出端不暢通等問(wèn)題，采用壓汞實(shí)驗(yàn)、核磁共振與CT掃描數(shù)字巖心技術(shù)相結(jié)合的方法，分析了大安油田主力區(qū)塊微觀孔喉結(jié)構(gòu)特征及油水賦存狀態(tài)規(guī)律。研究結(jié)果表明：大安油田低滲透儲(chǔ)層性質(zhì)主要受喉道控制;儲(chǔ)層巖心孔隙類型比較復(fù)雜，小孔隙所占體積比較大;大安油田的非均質(zhì)性嚴(yán)重，而孔隙結(jié)構(gòu)的非均質(zhì)性影響巖心的油水賦存狀態(tài)，并表現(xiàn)出剩余油在水驅(qū)前后分布形態(tài)的差異。

關(guān) ?鍵 ?詞：CT掃描;微觀孔喉;非均質(zhì)性;油水賦存狀態(tài)

中圖分類號(hào)：TE 122 ? ? ? 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼： A ? ? ? 文章編號(hào)： 1671-0460（2020）02-0432-05

Abstract： ?According to poor reservoir connectivity， low degree of water flooding control， low water flooding recovery and single well output in Da'an oilfield， mercury injection experiment and CT scanning digital core technology were combined to analyze the microstructure characteristics of pore throat and the status of oil-water occurrence in the main block of Da'an Oilfield. The results showed that the properties of low permeability reservoirs in Da'an oilfield are mainly controlled by the throat. The pore types of reservoir cores are complex and small pores take up a large volume. The heterogeneity of Da'an oilfield is serious. And the heterogeneity of pore structure affects the status of oil-water occurrence of the core， and shows the difference in the distribution of residual oil before and after water flooding.

Key words： ?CT scan; ?pore throat; ?heterogeneity; ?status of oil-water occurrence

儲(chǔ)層連通性差、水驅(qū)控制程度低是制約開發(fā)的重要因素[1]。而大安油田扶楊油藏地層連通性差，水驅(qū)控制程度為55.8%，致使水驅(qū)采收率偏低（16%），水驅(qū)控制程度40%以下的井組占總井組數(shù)的24%。并且油藏存水率高，但是單井產(chǎn)出低，產(chǎn)出端不暢通，累注較多，月注采比及累注采比較高[2]。針對(duì)上述大安油田目前存在的問(wèn)題，本文對(duì)大安油田主力區(qū)塊微觀孔喉結(jié)構(gòu)特征及油水賦存狀態(tài)規(guī)律進(jìn)行了研究。

1 ?大安油田主力區(qū)塊開發(fā)現(xiàn)狀及儲(chǔ)層物性特征

大安油田扶楊油藏1994年投入開發(fā)，動(dòng)用面積12.1 km2，動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量542.3萬(wàn)t，目前采出程度8.1%，水驅(qū)采收率16%，目前日產(chǎn)油64 t，占全廠產(chǎn)量比重的4.5%。根據(jù)巖心物性統(tǒng)計(jì)，大安油田大45、紅75區(qū)塊的孔隙度多為主要分布于8%～12%.之間，平均為10.3%，滲透率一般為（0.016～1.430）×10-3 m2，平均滲透率為0.6×10-3 m2。

大安油田扶楊特低滲透油藏產(chǎn)油量，在2011年、2012年通過(guò)規(guī)模加密、擴(kuò)邊，實(shí)現(xiàn)了上產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)，目前產(chǎn)量呈下降趨勢(shì);大安油田扶楊油藏自然遞減一直較大、部分自然遞減在15%左右，2011年、2012年規(guī)模加密、擴(kuò)邊影響、遞減進(jìn)一步加大，2015年通過(guò)加強(qiáng)區(qū)塊綜合治理，有效進(jìn)行注水治理以及開展注采調(diào)控，使得自然遞減速度得到明顯減緩;大安油田扶楊油藏實(shí)際含水上升率變化大，2011年后滾動(dòng)開發(fā)，投產(chǎn)新井初期含水高，含水上升率大，2012年擴(kuò)邊30口井，含水較低，使得2012年之后的綜合含水下降，2014年開始由于體積壓裂及部分老井注水受效含水上升，目前已加強(qiáng)注采調(diào)控，整體含水保持穩(wěn)定形勢(shì)[3，4];大安油田扶楊油藏2011年、2012年通過(guò)井網(wǎng)加密及擴(kuò)邊挖潛，油藏整體實(shí)現(xiàn)了上產(chǎn)，水驅(qū)可采儲(chǔ)量逐年增加，但是由于水驅(qū)控制程度低，儲(chǔ)采逐漸失衡，需要加強(qiáng)水驅(qū)，提高水驅(qū)控制程度，提高最終采收率[5，6];從注采井?dāng)?shù)比變化情況看，大安油田扶楊油藏油、水井?dāng)?shù)逐年增加，油水井?dāng)?shù)比呈上升趨勢(shì)，2012年、2013年受擴(kuò)邊影響，油水井?dāng)?shù)比變大，后來(lái)通過(guò)油井轉(zhuǎn)注，目前油水井?dāng)?shù)比趨于平衡;從產(chǎn)出與注入情況看，大安油田扶楊油藏2011、2012年規(guī)模加密擴(kuò)邊產(chǎn)液量大幅上升，注水量也相應(yīng)大幅增加，近兩年不斷進(jìn)行注采調(diào)控注水量有一定下降;大安油田扶楊油藏通過(guò)及時(shí)合理提高注采比，地層壓力有所恢復(fù)，壓力保持水平接近80%水平。

2 ?儲(chǔ)層微觀孔喉結(jié)構(gòu)特征

孔喉結(jié)構(gòu)指儲(chǔ)層巖石中三維的孔喉系統(tǒng)特征[7]，包括孔隙、喉道的大小、分布、形狀及其相互連通的關(guān)系，是油氣儲(chǔ)層微觀物理研究的核心內(nèi)容之一，目前低滲透油田巖心實(shí)驗(yàn)主要有恒速壓汞、核磁共振分析、巖心X-CT掃描、掃描電鏡等高新技術(shù)。

恒速壓汞以極低的準(zhǔn)靜態(tài)恒定速度向巖樣喉道及孔隙內(nèi)壓汞，根據(jù)進(jìn)汞的壓力漲落來(lái)獲取孔隙和喉道半徑大小分布[8]，間接得到孔喉比參數(shù)表征孔喉結(jié)構(gòu)差異，它能夠能得到孔隙和喉道半徑大小分布特征規(guī)律，但只能對(duì)連通的孔隙喉道進(jìn)行獲取，而對(duì)于更小孔隙喉道或不連通孔隙（死孔隙）來(lái)說(shuō)，其無(wú)能為力。核磁共振技術(shù)利用核磁共振橫向弛豫時(shí)間T2與孔喉結(jié)構(gòu)關(guān)系，得到孔隙大小分布，它可以通過(guò)弛豫時(shí)間轉(zhuǎn)換得到巖石孔隙的大小，且能夠獲得2 μm以下的孔隙。圖像分析功能的掃描電鏡利用電子信號(hào)成像，它可以定量分析孔隙喉道類型及特征、大小、分布、配位數(shù)，但它只能得到二維圖像，空間延續(xù)性差。CT掃描數(shù)字巖心技術(shù)利用CT成像儀獲取平面圖像后進(jìn)行三維重建來(lái)得到數(shù)字巖心，它可以直接獲取巖心的真實(shí)三維骨架與孔隙圖像，具有樣品無(wú)損、形象直觀、準(zhǔn)確性高等優(yōu)點(diǎn)，可以直接得到巖石的任意位置的橫向切片，比掃描電鏡法獲取的信息更多，比壓汞法更加直觀、形象，而且能補(bǔ)足壓汞實(shí)驗(yàn)無(wú)法準(zhǔn)確測(cè)量小孔隙或死孔隙的缺點(diǎn)，但CT掃描儀法因儀器分別率問(wèn)題，會(huì)過(guò)濾掉部分的大孔喉，保留大部分的小孔隙喉道，故需要借助壓汞和核磁共振的方法，才能更接近巖石的真實(shí)孔隙結(jié)構(gòu)。

儲(chǔ)層微觀孔喉結(jié)構(gòu)研究朝著多種技術(shù)方法綜合應(yīng)用、由平面到空間、由定性到定量的方向發(fā)展[9]，因此，本文將恒速壓汞實(shí)驗(yàn)、核磁共振與CT掃描法結(jié)合起來(lái)，研究微觀孔喉結(jié)構(gòu)分布特征及孔喉結(jié)構(gòu)單元內(nèi)部油水賦存狀態(tài)。

2.1 ?孔隙、喉道大小分布特征分析

大安油田油層以粒間溶蝕型孔隙、粒內(nèi)溶蝕型孔隙和微裂縫為主，縫隙為砂粒與填充物之間的微裂縫，少量鑄模溶蝕孔洞，連通性較差，主要以膠結(jié)物內(nèi)的溶蝕喉道為主;孔喉分布狀態(tài)主要有連片狀微孔隙和孤立狀微孔隙兩種;微孔分布具有微觀非均質(zhì)性，微孔局部較為發(fā)育，微孔較為集中的部位主要為粒間溶蝕孔隙，其在空間上多呈條帶狀。選取6塊滲透率分別為0.15、0.22、0.19、0.26、1.42、0.42 mD的巖心進(jìn)行壓汞實(shí)驗(yàn)，給出了在不同滲透率下，巖心的孔隙半徑和喉道半徑的分布圖，如圖1所示。從圖1曲線特征可以看出，不同滲透率的巖心的孔隙大小及分布差別不大，均呈正態(tài)分布，且孔隙半徑峰值主要集中分布于100～200 m之間;孔隙結(jié)構(gòu)的差異主要體現(xiàn)在喉道半徑大小及分布上，說(shuō)明低滲透儲(chǔ)層性質(zhì)主要受喉道控制，喉道的大小及分布直接影響油田開發(fā)效果。

圖2給出了平均喉道半徑與滲透率的關(guān)系曲線，可以看出，平均喉道半徑與滲透率之間成線性相關(guān)關(guān)系，平均喉道半徑隨著滲透率變大而增大，可見低滲透儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)的差異主要是喉道的差異。

2.2 ?喉道個(gè)數(shù)分布特征分析

圖3給出了不同滲透率時(shí)，喉道個(gè)數(shù)分布圖，可以看出，滲透率越低小喉道半徑所占的比例越大，大喉道分布范圍窄，油存在較大的喉道中，束縛水飽和度也高;滲透率越高，較大的喉道半徑所占的比例越來(lái)越大，喉道范圍較寬，油存在較大的喉道中，在水驅(qū)過(guò)程中，大孔隙中的油就會(huì)優(yōu)先排出，其次是小的孔道，當(dāng)水形成連續(xù)相后，小孔道中的油就很難排除，所以得到的巖心驅(qū)油效率較高。

2.3 ?孔喉空間非均質(zhì)性特征參數(shù)

反應(yīng)孔喉空間非均質(zhì)性的特征參數(shù)主要有：截面孔隙率、截面孔隙率偏離度、孔喉配位數(shù)[10，11]。利用ImageJ軟件，通過(guò)高級(jí)圖像處理算法，沿巖樣軸向切片方向，逐層統(tǒng)計(jì)出在一定灰度值以下所有像素的面積與二維切面上所有像素的面積，兩者相除便得到該切面的截面孔隙率[12]。截面孔隙率是反應(yīng)巖樣均質(zhì)性的重要參數(shù)，截面孔隙率越大，說(shuō)明巖樣均質(zhì)性越好，而截面孔隙率偏離度反應(yīng)的是巖心內(nèi)部孔喉截面孔隙率與孔腔中平均截面孔隙率的偏離程度（表1，圖4）[13]。巖心孔腔中軸線上任意節(jié)點(diǎn)所連接其它節(jié)點(diǎn)個(gè)數(shù)，稱為孔喉配位數(shù)，其分布反映孔隙網(wǎng)絡(luò)模型的連通性與均質(zhì)性，定義平均配位數(shù)C：

2.4 ?孔喉結(jié)構(gòu)中流體分布特征

圖5為飽和水狀態(tài)下的核磁共振T2譜，可以看出核磁共振曲線呈雙峰結(jié)構(gòu)，表明巖心孔隙類型比較復(fù)雜，存在兩種或更多的孔隙結(jié)構(gòu)類型，曲線的左峰高于右峰，反映小孔隙所占體積比較大，可動(dòng)流體飽和度小。

圖6為滲透率與可動(dòng)流體飽和度的關(guān)系，可以看出，巖樣滲透率與可動(dòng)流體飽和度成線性關(guān)系，隨巖樣滲透率的增大，可動(dòng)流體飽和度逐漸增大，可動(dòng)流體部分越來(lái)越多。

3 ?水驅(qū)前后巖心內(nèi)油水賦存狀態(tài)

本文采用電鏡掃描、核磁共振與數(shù)字巖心法相結(jié)合來(lái)識(shí)別油水賦存狀態(tài)，通過(guò)電鏡掃描得到孔隙、喉道類型;通過(guò)核磁共振得到巖心孔隙內(nèi)流體分布;通過(guò)CT掃描構(gòu)建數(shù)字巖心，識(shí)別巖心內(nèi)的油水分布及賦存狀態(tài)。并根據(jù)根據(jù)巖心內(nèi)的油水分布及賦存狀態(tài)變化，分析驅(qū)替效果。從孔喉單元結(jié)構(gòu)出發(fā)，利用CT構(gòu)建巖心建立數(shù)學(xué)模型，應(yīng)用CFD與玻爾茲曼理論等進(jìn)行微觀孔喉流動(dòng)數(shù)值計(jì)算，得到孔喉單元內(nèi)的油水分布及剩余油賦存狀態(tài)，如圖7、圖8所示。

圖7為水驅(qū)前巖心內(nèi)油水賦存狀態(tài)，可以看出，在巖心中部和下部原油多呈片狀聚集，在巖心頂部原油呈多孔狀分散分布;巖心頂部小孔隙偏親水性且水相居多，巖心中部和底部油水交互式分布呈中性;通過(guò)連通性可以看出巖心頂端連通性差，依靠細(xì)微喉道連通，中部和底部區(qū)域連通性較好，大孔隙發(fā)育較多且按照大孔隙-喉道-細(xì)微喉道的方式分布。

圖8為由水驅(qū)后巖心內(nèi)油水賦存狀態(tài)，可以看出，巖心內(nèi)小部分油被動(dòng)用，巖心中部和下部原油富集區(qū)域減少略明顯，動(dòng)用的原油也屬于賦存油相的邊緣，說(shuō)明水相受原油的阻擋呈繞流趨勢(shì)。

4 ?結(jié) 論

分析大安油田主力區(qū)塊微觀孔喉結(jié)構(gòu)特征及油水賦存狀態(tài)規(guī)律可以得出以下四點(diǎn)結(jié)論：

（1）大安油田的孔喉大小分布特征及平均喉道半徑與滲透率的線性關(guān)系表明，低滲透儲(chǔ)層性質(zhì)主要受喉道控制，喉道的大小及分布直接影響開發(fā)效果;

（2）從大安油田的不同滲透率巖心喉道大小對(duì)應(yīng)的喉道個(gè)數(shù)分布來(lái)看，滲透率大的巖心大喉道分布寬且個(gè)數(shù)多，使得巖心的驅(qū)油效率高;

（3）大安油田的核磁共振曲線主要表現(xiàn)為左峰占優(yōu)的雙峰特征，表明巖心孔隙類型比較復(fù)雜，存在兩種或更多的孔隙結(jié)構(gòu)類型，小孔隙所占體積比較大，且可動(dòng)流體百分?jǐn)?shù)與滲透率呈明顯的線性相關(guān)性，滲透率越大，可動(dòng)流體越多，那么巖心所能得到的油多，驅(qū)油效率高;

（4）大安油田非均質(zhì)性嚴(yán)重，在不同水驅(qū)油階段的油水分布不均，表明孔隙結(jié)構(gòu)的非均質(zhì)性影響巖心的油水賦存狀態(tài)，并表現(xiàn)出剩余油在水驅(qū)前后分布形態(tài)的差異。

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