基于核磁共振的正韵律厚油层高含水期挖潜室内实验*

姜汉桥宋 亮张贤松刘 凡

(1.中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室;2.中石油阿姆河天然气勘探开发(北京)有限公司;3.中海油研究总院)

基于核磁共振的正韵律厚油层高含水期挖潜室内实验*

姜汉桥1宋 亮2张贤松3刘 凡1

(1.中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室;2.中石油阿姆河天然气勘探开发(北京)有限公司;3.中海油研究总院)

设计了三维平板模型驱替实验和岩心驱替实验,应用核磁共振技术,从孔隙尺度研究了河流相储层高含水后期水平井和注入凝胶2种方法挖潜时剩余油分布规律及不同孔喉波及规律。结果表明,水驱后在顶部(低渗层)布置水平井挖潜,可以对低渗层大孔隙有很好的动用,但剩余油依然主要富集于低渗层以及中渗层的中—小孔隙;注入凝胶段塞可以有效调整吸水剖面,对后续水驱有着重要作用,而且与水平井挖潜相比可以有效动用低渗层的大—中孔隙,对低渗层小孔隙也有动用。

河流相油藏;孔隙尺度;高含水期;三维平板模型驱替实验;岩心驱替实验;核磁共振;剩余油分布

河流相油藏特殊的韵律性特征使得注水开发时注入水容易从下层高渗透带窜流,从而导致剩余油在顶部富集[1],开发至高含水期后如何进一步提高原油采出程度成为研究的重要课题[2]。从机理上看,提高采出程度的关键在于提高波及系数和驱油效率。传统实验研究以岩心整体作为研究对象,虽然可以通过测量产量和压力变化从宏观上对油藏开发效果有一定认识,但是这种方法不能对孔隙中的流体分布有更为准确的理解。近年来,随着核磁共振技术的进步,可以计算表征不同尺度孔隙内的流体分布,进一步了解不同级别孔隙中原油动用状况[3-8]。为此,笔者设计了两组实验,即三维平板模型驱替实验和岩心驱替实验,应用核磁共振技术,从微观孔隙角度出发,分别对高含水期水平井开发和注入凝胶2种方法进行研究,分析孔隙尺度剩余油分布和驱油过程,讨论2种方法对扩大波及系数和提高采收率的影响,以期对河流相正韵律油藏开发后期的综合调整提供理论支持。

1 三维平板模型驱替实验

为了研究河流相油藏高含水期水平井开发驱油过程,设计了三维平板模型驱替实验。实验中物性参数和注采参数均参考孤岛油田中一区N g53厚油层地质特点及实际注采状况。

1.1 实验准备及实验过程

实验模型:大型胶结模型(示意图见图1),尺寸为30 cm×30 cm×4.5 cm,分3层填砂,自上而下渗透率分别为600、2000、5000 m D,呈正韵律特性;水平井(模拟采油井)布置于低渗透层中部。

图1 三维平板模型驱替实验物理模拟模型示意图

实验用品:模拟油(粘度25 mPa·s),模拟地层水(高浓度MnCl2溶液),真空泵,回压阀,平流泵2台,大型核磁共振仪Superstar-0.35T,管线、烧杯若干。

实验准备:将模型抽真空,饱和模拟地层水,静置24 h后饱和模拟油,恒温静置24 h后备用。

实验过程:首先模拟正韵律油藏直井开发(关闭水平井),开发速度0.5 m L/min,至油井含水率为95%后停止;然后改为水平井开发(关闭直井),开发速度1.0 m L/min。实验过程中利用大型核磁共振仪测量T2谱。

1.2 实验结果及分析

图2为三维平板模型驱替实验的T2谱随时间的变化情况,T2谱长度截止值与孔隙大小成正比,其幅度与对应孔隙的流体含量成正比[7-10]。曲线包络面积反映了含油饱和度的变化。可以看出,直井长期水驱后(fw=95%)模型整体含油饱和度相对较高;水平井开发初期,含油饱和度降低非常快。与直井开发相比,高含水阶段(fw＞80%)水平井产量较高。

图2 三维平板模型驱替实验T2弛豫时间谱

根据核磁共振机理,弛豫时间与孔隙半径有如下关系:

式(1)中:r为孔隙半径,μm;T2为核磁共振弛豫时间,ms;C为转换系数,ms/μm,本文中取1.71 ms/μm,此时得到的孔隙半径分布曲线与常规压汞曲线拟合较好。

根据H原子在流体(油或水)中弛豫时间的不同,可以将孔隙分为大孔隙(＞100 ms)、中孔隙(10～100 ms)、小孔隙(＜10 ms)等三大类,其反演计算得到的孔喉半径分别为小于4.3μm,4.3～21.5μm和大于21.5μm[11]。通过计算每种尺度孔径内的曲线包络面积与束缚水曲线包络面积的比值,得到该尺度孔径内模拟油采出程度。本次实验中,将水平井驱替后的模型分层取若干样品,计算得到不同孔隙类型采出程度的分布情况(图3)。

图3 三维平板模型驱替实验不同孔隙类型采出程度分布

由图3可以看到,在水平井开发高含水阶段(fw=95%),高、中、低渗层的大—中孔隙中的原油采出程度基本相同(平均为50%左右),然而,小孔隙的原油采出程度在高、中、低渗层中变化很大。同时还可以看出,虽然正韵律油藏底部水淹后,通过在顶部(低渗层)布置水平井挖潜可以对低渗层大孔隙有很好的动用,但剩余油依然主要富集于低渗透层以及中渗透层中—小孔隙。

2 岩心驱替实验

矿场经验和三维平板模型驱替实验表明,正韵律油藏经过长期水驱开发后,油藏底部水淹严重,顶部低渗层剩余油富集。虽然可以通过层系调整、分层注水等方法改变注水层位,但油田实施经验证明,重力作用可使注入水仍然通过底部高渗层窜流。在这种情况下,如何进一步在高含水期挖潜剩余油是长期以来研究的课题[12]。在现有的技术手段下,调剖堵水是最常见的防止窜流、调整吸水剖面和产液剖面的方法。为了研究河流相油藏高含水期调剖过程,设计了注入凝胶段塞的岩心驱替实验。

2.1 实验准备及实验过程

实验材料和设备:大庆油田岩心两段(直径2.5 cm,长度10 cm,气测渗透率分别为1339 mD和264 mD),去氢氟油(粘度8.4 mPa·s),模拟地层水(矿化度9029 mg/L),凝胶(CC/AP体系);岩心夹持器,真空泵,回压阀,平流泵,大型核磁共振仪SPEC-023,管线、烧杯若干。

实验准备:将岩心抽真空,烘干,测重;真空状态下饱和模拟地层水,静置24 h后饱和去氢模拟油,恒温静置24 h后备用。

实验过程:将两段岩心分别固定于岩心夹持器中,同时以0.3 m L/min注水驱替,至出口端综合含水率为98%;以0.3 m L/min速度注入凝胶段塞0.25 PV;继续以相同速度注入水至出口端综合含水率为98%。驱替过程中应用核磁共振仪SPEC-023测量T2谱。

2.2 实验结果及分析

图4为驱替过程中高渗透岩心段塞和低渗透岩心段塞分别进行核磁共振T2谱测试结果。由于本次实验用去氢氟油作为模拟油,在图4中的T2谱包络面积反映了驱替过程中含水饱和度的变化。对比低渗岩心和高渗岩心T2谱幅度,可以清楚地看到高渗透岩心具有较少小孔隙,同时具有较多大孔隙。

图4 岩心驱替实验T2弛豫时间谱

在水驱阶段,显然高渗岩心的原油驱替效率更高,低渗岩心的原油驱替效率较低。其中,高渗岩心大孔隙动用尤其显著,高渗岩心小孔隙原油难以动用。然而值得一提的是,对于低渗层,尽管大孔隙的原油驱替效率对于整个低渗岩心相对较高,但是小孔隙也能略有动用,其动用程度甚至高于高渗岩心的小孔隙。

在凝胶驱替阶段,大孔隙的T2谱曲线包络线面积与注水结束后相比略有减小,这表明所检测到的氢信号降低。这是因为制备的凝胶属于大分子化学剂,相同体积条件下的凝胶溶液中含有的氢核数量比水少,在驱替过程中凝胶替代水溶液进入大孔隙而导致氢信号减弱。仔细分析对比曲线可以看出,在高渗透岩心中,凝胶不仅能挤进大孔隙,也可以少量挤进中小孔隙;而在低渗透岩心中,凝胶仅仅可以挤入大孔隙,并且将大孔隙中的水和原油挤入相对较小的孔隙中。

后续水驱过程中,对比高、低渗透率岩心的T2谱曲线可以看到,高渗透岩心的原油波及系数很低,尤其是高渗透岩心的中—小孔隙,原油几乎不动用;而对于低渗透岩心,与此相反,原油产量明显增加,大、中、小孔隙的原油波及系数均有不同程度的增加,说明注入凝胶后可以起到调剖作用,后续水驱过程中的主要原油产量来源于低渗透岩心大孔隙。由于2个岩心和流体性质一样,经过长期注水开发,低渗透岩心大孔道的最终采出程度与高渗透岩心大孔道基本相同。

3 结论

1)深入研究开发过程中剩余油分布是有效挖潜剩余油的首要前提。在长期水驱开发后,正韵律油藏所面临的共同问题是油藏底部水淹,为了最大程度提高水驱波及面积,不仅需要在油藏顶部应用水平井进行挖潜,而且需要注入化学剂调整吸水剖面。

2)三维平板模型驱替实验结果表明,正韵律油藏顶部水平井开发后,对于顶部低渗透层,其大孔隙的采出程度仅仅略低于底部水淹层大孔隙的采出程度,大量剩余油富集于顶部低渗层的中—小孔隙。

3)岩心驱替实验结果表明,注入凝胶段塞可以有效调整吸水剖面,封堵水淹层大孔道,同时可以少量封堵低渗透层的大孔道。注入凝胶段塞对后续水驱有着重要作用,低渗透层产量明显升高,以大—中孔隙为主,且中—小孔隙驱油效率也有不同程度提高;而高渗透层产量明显降低,其中大孔隙还有少量产油,而小—中孔隙几乎不再动用。最终,低渗透层大孔隙的采出程度与高渗层相近。

4)对比水平井挖潜方法和注入化学剂调整吸水剖面方法可以得出,与水平井挖潜相比,注凝胶可以有效动用低渗层的大—中孔隙,对低渗层小孔隙也有动用,但是其采收率提高幅度取决于剩余油潜力。由于凝胶用量大、费用高,因此油田采取调剖措施前进行潜力评价和经济评价具有重要意义。

[1] 董冬,陈洁,邱明文.河流相储集层中剩余油类型和分布规律[J].油气采收率技术,1999,6(3):39-46.

[2] 王学忠,王建勇,曾流芳.应用水平井开采河流相厚油层剩余油[J].特种油气藏,2009,16(4):57-60.

[3] 王学武,杨正明,李海波,等.核磁共振研究低渗透储层孔隙结构方法[J].西南石油大学学报:自然科学版,2010,32(2):14, 95-98.

[4] 毛伟,王海艳.呼和诺仁油田孔隙结构及渗流特征研究[J].油气藏评价与开发,2012,4(4):1-4.

[5] 王学武.大庆外围特低渗透储层微观孔隙结构及渗流机理研究[D].北京:中国科学院研究生院(渗流流体力学研究所), 2010.

[6] 刘堂宴,王绍民,傅容珊,等.核磁共振谱的岩石孔喉结构分析[J].石油地球物理勘探,2003,38(3):328-333.

[7] TIMUR A.Producible porosity and permeability of sandstone investigated through nuclear magnetic resonance principles[J]. The Log Analyst,1969,(2):3-11.

[8] TIMUR A.Pulsed nuclear magnetic resonance studies of porosity,moveable fluid,and permeability of sandstones[J]. Journal of Petroleum Technology,1969,21(3):775-786.

[9] AHMED R,ABDEl H H,MOHAMED D,et al.New method for predicting the average pore diameter using the NMR data calibrated to core analysis in a clastic reservoir[C].SPE 133046,2010.

[10] 何雨丹,毛志强,肖立志,等.核磁共振T2分布评价岩石孔径分布的改进方法[J].地球物理学报,2005,48(2):373-378.

[11] 胡志明,郭和坤,熊伟,等.核磁共振技术采油机理[J].辽宁工程技术大学学报:自然科学版,2009,28(S):38-40.

[12] 王延忠.河流相正韵律厚油层剩余油富集规律研究[D].北京:中国地质大学(北京),2006.

Laboratory NMR experiments on tapping the production potential of positive rhythmic and thick oil reservoirs in high water-cut stage

Jiang Hanqiao1Song Liang2Zhang Xiansong3Liu Fan3
(1.China University of Petroleum,Beijing,102249; 2.Turkmenistan Branch,China National Petroleum Corporation(International Ltd.),Beijing,100101; 3.CNOOC Research Institute,Beijing,100028)

By designing the three-dimension physical-model experiment and core flooding experiment and using the technique of nuclear magnetic resonance(NMR),the remaining oil distribution and various pore-throat conformances were researched from the pore size for fluvial-facies reservoirs when tapping their production potential by horizontalwell development and gel treatment.The results show that:(1)Drilling a horizontal well in the top interval(low-permeability layer)after waterflooding may efficiently exploit large-pore oil in the lowpermeability layer,but the remaining oil will still be concentrated in mid-small pores within the lowor mid-permeability layers;(2)Gel slug injection will be effective in the injection profile modification that has an important effect on the subsequent waterflooding,by which large-or mid-pore oil and some small-pore oil in the low-permeability layer can be exploited efficiently.

fluvial-facies reservoir;pore size;high water-cut stage;three-dimension physical-model experiment;core flooding experiment;nuclear magnetic resonance(NMR);remaining oil distribution

2014-03-10改回日期:2014-05-12

(编辑:杨 滨)

*“十二五”国家科技重大专项“海上稠油高效开发新技术”课题“海上稠油化学驱油技术”子课题“海上油田聚合物驱油藏动态监控与评价技术研究(编号:2011ZX05024-004-07)”部分研究成果。

姜汉桥,男,教授,博士生导师,1982年毕业于原华东石油学院,现主要从事油气田开发理论与系统工程及提高采收率等方面的研究。地址:北京市昌平区府学路18号(邮编:102249)。E-mail:jhqlf@163.com。