阿尔凹陷储层微观孔隙结构对水驱油效果影响研究
2013-12-01李辉
李 辉
(长江大学地球物理与石油资源学院,湖北 武汉430100)
(中石油华北油田分公司勘探开发研究院,河北 任丘062552)
易远元 (长江大学地球物理与石油资源学院,湖北 武汉430100)
刘 玮 (中石油华北油田分公司勘探开发研究院,河北 任丘062552)
李进光 (中石油华北油田分公司第四采油厂,河北 廊坊065000)
赖海文 (中石油华北油田分公司勘探开发研究院,河北 任丘062552)
刘德文 (中石油华北油田分公司第二采油厂,河北 霸州065700)
阿尔凹陷是华北油田新增产能建设的重点战场之一,产能建设方案已经全面展开,产能建设方案的合理性取决于对油气储层资源条件和地质特征的科学认识和把握[1]。为此,笔者通过对阿尔凹陷不同沉积微相储层微观孔隙结构特征的精细研究,结合多项渗流试验,系统评价了储层微观孔隙结构特征及其差异对微观驱油效率及其油田开发效果的影响,为阿尔凹陷油田科学合理开发提供了技术依据。
1 储层微观孔隙结构特征研究
1.1 常规压汞孔隙结构研究
统计了119块次的常规压汞资料,按照井段连续相似分组统计原则,将阿尔区块常规压汞特征参数可划分为4组 (见表1),依据孔隙结构特征参数划分储层属于Ⅱ类和Ⅲ类储层。储层微观孔隙结构的非均质性较强,注水开发过程中的指进现象将会比较严重。
表1 常规压汞特征参数统计表
1.2 恒速压汞孔隙结构研究
利用恒速压汞检测结果,能够对岩样内部的喉道发育程度、孔隙发育程度及孔隙与喉道之间的配套发育程度 (孔喉半径比)等进行分析[2-5]。分析了阿尔3-72井和阿尔3-25井共14块岩样的恒速压汞试验分析。样品渗透率分布于 (0.2~400)×10-3μm2,孔隙度介于5.6%~11.8%。
1)喉道半径 恒速压汞总的进汞饱和度从25.70%至88.83%,喉道进汞饱和度从3.88%~56.69%,吼道半径加权平均值范围为0.89~7.46μm,平均值为2.57μm。属于细喉,单位体积内喉道个数560~4361个/cm3。
2)孔隙特征 恒速压汞孔隙进汞饱和度从19.04%~38.85%,孔隙半径加权平均值范围111~137μm,平均值为124.31μm。变化范围较窄,整体属于中孔。
3)孔喉比特征 孔喉半径比表示孔隙半径与吼道半径的比值,该值反映了流体的渗流能力,孔吼比越大,渗流阻力越大,残余油越高,开发效果越差,反之孔吼比越小开发效果越好。16块样品的孔喉半径比加权平均值范围为30.40~201.05μm,平均值105.19μm,变化范围中等,单位体积的孔喉半径比个数427~2186个/cm3,平均1319个/cm3。
4)恒速压汞特征参数应用 从图1和图2上可以看出,随着喉道半径加权平均值的增大气体渗透率变大,随着孔喉半径比加权平均值的增大驱油效率降低。表2给出了14块岩样的恒速压汞特征值的平均结果,以及对含油饱和度和微观驱油效率的初步预测结果。预测的平均含油饱和度为55.7%,预测的微观驱油效率为不低于47%,通过比较可知该结果与已有的研究结果具有较高的一致性。
图1 吼道半径加权平均值与气体渗透率关系图
图2 孔隙半径加权平均值与邻样驱油效率关系图
表2 阿尔区块恒速压汞试验特征参数表
2 渗流试验研究
2.1 油水相渗及水驱油试验
利用阿尔3-72井和阿尔3、阿尔4井共34块岩心的平均气体渗透率为111.7×10-3μm2,平均孔隙度为8.3%,束缚水饱和度范围从23.4%~39.0%,平均值29.8%,残余油时的水相对渗透率范围从(0.133~0.609)×10-3μm2,平均值0.319×10-3μm2,残余油饱和度范围从15.0%至42.1%,平均值32.7%,等渗点水相饱和度范围从38.7%~57.0%,平均值46.4%,两相共渗区间饱和度范围从27.3%~59.9%,平均值36.8%,最终驱油效率范围从42.9%~80.0%,平均值52.7%。岩心按渗透率Kg扣除两端极大极小值各2块样品后,渗透率平均数据变化显著,但对相渗及水驱油特征参数影响不大 (见表3)。
2.2 核磁共振可动流体饱和度试验
表4给出了阿尔区块16块岩心的核磁共振 (NMR)可动流体饱和度试验的分类平均,由表4可以看出油水驱替两相渗流区间为27.3%~75.8%,核磁共振试验可动流体饱和度范围22.6%~84.71%,2种试验具有较好的一致性。由于可动流体饱和度变化范围较大,则不同的渗流单元水驱油效率差异也会较大。综合2项试验评价储层渗流特征可分为4种:好、较好、中等和较差,且以中等为主。
表3 相渗及水驱油试验特征参数表
表4 储层渗流特征评价数据表
2.3 非均质储层渗透率级差组合双管模拟试验
对均质单管模型,无论渗透率高低,只要能建立有效的驱替压差,并进行充分驱替,均可以获得较高的最终采收率。当不同的渗透率模型进行组合,并进行合注分采水驱油试验时,随着组合模型中代表高低渗透层的2个模型渗透率级差的增大,低渗层的采油贡献率越来越小,低渗模型单层采收率逐渐降低,但是高渗层的单层采收率基本保持不变。
组合模型的合驱分采综合平均采收率与单驱模型综合平均计算的采收率相比降低幅度呈增大趋势,显著变化的拐点渗透率级差区间在5~10之间。随着渗透率级差的增加,组合模型中低渗层的吸水比例逐渐降低,且渗透率级差6附近的区间为显著拐点区,当组合模型的渗透率级差大于10的区间后,低渗层的吸水比例已经降至很低,甚至成为非吸水层。因此,组合层的渗透率级差应低于10,才能充分发挥低渗层的潜力。
2.4 非均质储层渗透率级差组三管模拟试验
中低渗油藏需要压裂才能建立有效产能,实际油藏中也存在优势渗流通道,在水驱油过程中受多种孔隙类型的渗流机理制约,为此利用全直径岩心模拟了高-中-低透层共存时的典型状况进行研究。全直径岩心的渗透率范围分别为:高渗层1087×10-3μm2,中渗层岩心87×10-3μm2,低渗岩心3.3×10-3μm2,组成三重孔隙介质组合模型,试验结果如表5所示。①三层合注驱替,含水率99.5%时,单层驱油效率1号样68.04%,2号样5.03%,3号样未启动。总采收率仅为17.63%。②关闭1号样,2、3号样合采,含水率99.5%时,2号样增至41.37%,3号样为18.12%,总驱油率为41.42%。③关闭1、2号样、单采3号样,含水率99.5%时,3号样单层驱油效率可达71.46%,总驱油率为54.76%。④非均质性的存在,影响水驱波及系数,从而影响最终采收率,在技术和经济条件许可的范围内应尽量采用细分层系开采。
表5 非均质三管物理模型试验综合数据表
3 结论与建议
3.1 结论
(1)阿尔凹陷储层具有较强的平面和纵向非均质性,非均质性的主要因素为沉积微相及空间展布、泥质含量及粘土矿物在孔隙、吼道中的存在形式。
(2)储层岩样应力敏感性较强,开采过程中应注意控制生产压差,以避免应力敏感性损害。
(3)孔喉半径比大小对微观驱油效率有显著影响,阿尔区块砂砾岩岩心可动流体饱和度和微观水驱油效率较高。
(4)渗透率级差即平面非均质性和层间非均质性是影响最终采收率的主要因素,细分层系,分层注水,提高波及效率是提高阿尔凹陷最终开采效果的主要技术措施方向。
3.2 建议
(1)进一步深化阿尔凹陷沉积微相及其孔渗对应关系研究,精细划分渗流单元。
(2)开展阿尔凹陷主力区块井间示踪剂测井研究,进一步深化对储层联通状况、平面与层间渗透率差异及其剩余油形成规律的认识,为提高油藏最终采收率技术措施奠定基础。