姬塬油田长6储层可动流体赋存特征及渗流能力分析

王斌，孙卫，张茜，马淼，张帆，惠莎莎

（1.西北大学大陆动力学国家重点实验室/地质学系，陕西西安710069；2.西安石油大学地球科学与工程学院，陕西西安710065）

油气地质

姬塬油田长6储层可动流体赋存特征及渗流能力分析

王斌1，孙卫1，张茜1，马淼1，张帆1，惠莎莎2

（1.西北大学大陆动力学国家重点实验室/地质学系，陕西西安710069；2.西安石油大学地球科学与工程学院，陕西西安710065）

以鄂尔多斯盆地姬塬油田长6段低渗透砂岩储层为研究对象，应用核磁共振、铸体薄片、扫描电镜、油水相渗等实验测试资料，对姬塬油田长6储层可动流体的赋存特征及渗流能力进行了研究。结果显示，长6段T2谱形态主要以左峰高右峰低型为主，可动流体饱和度差异较大，且整体偏低，渗透率与可动流体饱和度有良好的正相关关系。三种形态T2谱所对应不同品质的储层，渗流能力差异大；通过油水相渗实验发现，长6段整体束缚水和残余油饱和度较高，油相渗流能力差，随着储层品质变差，油水两相共渗区域也逐渐减小，两相共渗区域参数与可动流体饱和度也有较好的相关性。

T2谱形态；可动流体；渗流能力；长6储层

可动流体饱和度测试是基于核磁共振技术测定T2弛豫时间、表征孔隙结构响应参数及流体在孔隙中赋存特征的有效手段，可以更为直观、快速地评价孔隙结构特征的优劣及油气可采程度，其可动流体饱和度赋存特征是制约低渗透储层油气可采程度的主要问题之一［1-4］。相比较孔隙度、渗透率而言，可动流体饱和度参数更能表征低渗透储层的物性和渗流特征，是储集空间有限的低渗储层开发潜力评价的一个重要参数［5］。本文以姬塬油田长6储层为研究对象，应用核磁共振实验，对研究区储层样品T2谱形态进行分类，并对各类可动流体赋存及分布特征进行分析，同时结合油水相渗实验，分析典型T2谱形态样品储层油水两相微观渗流特征，对各类型T2谱形态储层微观渗流机理进行研究，为后续研究区提高剩余油动用程度和提高最终采收率提供可靠的理论基础和技术支撑。

1　基础地质特征

姬塬地区位于陕西定边县和宁夏盐池县境内，构造位置位于天环坳陷东岸、伊陕斜坡西部，介于两个构造单元之间，其中长6储层为主力产油层位。沉积环境主要为三角洲前缘亚相，发育水下分流河道和分流间湾沉积微相。据实验分析资料，研究区长6沉积期主要受北东和北西方向的物源影响［6-8］。长6储层岩性以灰色长石砂岩为主，其次发育少量的中至细粒岩屑长石砂岩。长石、石英和岩屑的体积含量分别为39.2%，32.5%，6.4%。填隙物多以胶结物为主，主要为碳酸盐胶结物和黏土胶结物，少量硅质胶结物，杂基含量低，而岩屑主要是变质岩屑和火山岩屑。研究区成岩阶段处于中成岩A期晚期，部分进入中成岩B期的早期，储层孔隙类型以粒间孔和长石溶孔为主，岩屑溶孔、晶间孔和微裂缝较少，平均面孔率为2.4%。13块样品的气测孔隙度均值为12.57%，气测渗透率均值为0.24× 10-3μm2，根据行业标准［9］，研究区长6储层属于典型的低孔低渗储层。

2　可动流体赋存特征

2.1实验原理简介

核磁共振实验是根据岩石中各种孔喉弛豫时间的不同，在T2谱上表现为不同谱峰特征从而来判断孔喉特点。当岩心饱和水后，孔隙内的水有两种赋存状态，一部分水处于自由可动状态，另一部分水处于束缚不可动状态，主要为毛细管水和薄膜水。束缚水T2弛豫时间短，相反，可动流体T2弛豫时间就长，因此利用核磁共振技术能够测定可动流体饱和度［10］。

2.2T2谱形态分析

本次研究核磁共振T2测量使用的是先进的Magnet2000型仪器，实验温度是恒温20℃。通过核磁共振实验，得到姬塬油田长6储层样品测试结果（见表1）。

实验样品为鄂尔多斯盆地姬塬油田长6低渗透储层砂岩的13块岩样，根据测试结果分析研究区储层样品的T2谱分布形态与可动流体的变化特征。测试结果显示可动流体饱和度的分布范围为9.78%～56.78%，平均为25.80%，极差为5.81；可动流体孔隙度的分布范围为1.02%～6.91%，平均为3.37%，极差为6.67。T2值主要分布在10 ms～100 ms，可动流体饱和度参数差异较大，且均值偏低，表现出储层具有较强的非均质性。可动流体饱和度表征油气的开采程度，但油气采收率同时受到井间及层内渗透性的控制［3］。

表1　核磁共振可动流体实验测试结果Tab.1 Laboratory results of movable fluid

图1　姬塬油田长6段核磁共振T2谱Fig.1 NMR T2pattern of Chang 6 oil reservoir in Jiyuan oilfield

本次研究以13.895 ms作为T2截止值界限，其值中等偏高，表明研究区可动流体饱和度整体较低，低渗透砂岩储层T2截止值范围在1 ms～20 ms［11］。依据T2截止值界限，将储层流体划分可动流体与不可动流体，位于截止值左侧为不可动流体，右侧则为可动流体含量。研究区T2谱形态基本呈现双峰型，而双峰型是砂岩谱的典型特征［11］。依据T2谱形态特征可分为A型和B型两大类，A型为左峰高右峰低型，主峰位于T2截止值的左侧（A1、A2、A3、A4、A5、A6、A7、A9、A10、A12、A13）；B型为左峰低右峰高型，主峰位于T2截止值的右侧（A8）。A11号样品为主峰位于T2截止值的左侧的单峰形态。实验结果显示（见图1），研究区姬塬地区主要以A型左峰高右峰低型T2谱形态为主，存在个别B型左峰低右峰高和单峰型T2谱，且主峰对应的T2弛豫时间基本都小于截止值，T2谱主要分布在＜10 ms内（71.20%），部分分布在10 ms～100 ms（23.84%），少量分布在＞100 ms（4.96%）。由此可见，研究区储层孔隙内可动流体饱和度低，且可动流体饱和度与可动流体孔隙度数值波动大，主要集中在中低值区间，而本身低渗透砂岩储层孔隙度数值接近，极差较小。因此，T2谱也从侧面反映了储层内部较强的非均质性，这与低渗透砂岩储层的特征相吻合。

2.3可动流体饱和度参数与渗透率响应特征

前人认为低渗透级别以上的砂岩储层可动流体饱和度与物性应当具有较好的正相关性，且可动流体饱和度与渗透率的相关性要明显好于其与孔隙度的相关关系［5，12］。研究区13块测试样品的可动流体饱和度与渗透率之间呈现明显的正相关性，正相关系数（R2）达0.831 1（见图2），远远大于可动流体饱和度与孔隙度的相关性（R2=0.122 8），表明渗透率对储层可动流体饱和度具有较高的敏感性。研究区可动流体饱和度分布较宽，随着渗透率增大，数据趋于分散，说明渗透率较小时，可动流体饱和度差异较小，物性变好时，可动流体饱和度则差异较大；同时从图2中还可以看出，可动流体饱和度接近的储层，渗透率存在较大差异，如Z32井和Z53-47井，可动流体饱和度Sm分别为26.78%和23.45%，但渗透率K却差异较大，分别为0.30×10-3μm2和0.12×10-3μm2。说明渗透率对储层可动流体饱和度有重要的影响，但不是唯一的影响因素。

图2　可动流体饱和度与物性相关关系Fig.2 Relationship between movable fluid percentage and physical property

3　储层渗流能力分析

核磁共振T2谱包含丰富的岩石信息，根据不同状态下T2谱的峰形、弛豫时间和幅度等，能够直观评价不同孔隙类型中可动流体量［13］。核磁共振实验测试结果显示，鄂尔多斯盆地姬塬地区长6段T2谱形态以双峰为主，且以A型左峰高右峰低为主，左右峰具有一定的差异，同时存在个别的B型左峰低右峰高和单峰形态T2谱。由于储层微观特征的差异导致了T2谱形态的差异［14］，且将核磁共振技术与常规实验技术相结合，可以快速、无损地定量获得渗流过程中流体饱和度的变化［15］，因此，分别选取3口典型井，结合油水相渗实验对其对应的T2谱形态进行详细地分析，开展对油水驱替渗流特征的认识。

3.1单峰型

H269井为典型的单峰型态T2谱（见图3a）。该岩样可动流体饱和度为21.95%，孔隙度为17.00%，渗透率为0.22×10-3μm2，T2谱主要在0 ms～100 ms，峰值在T2截止值的左侧，对应的T2弛豫时间为3.87 ms。T2谱主要分布在＜10 ms（71.36%），部分分布在10 ms～100 ms（26.53%），0 ms～100 ms的T2谱幅度占97.89%，其中位于截止值13.895 ms左侧的不可动流体饱和度达到78.05%。可见该岩样可动流体饱和度很低，孔隙空间被较多的束缚流体所占据，通过镜下照片观察可知，细小孔喉普遍发育，大孔喉少见，且孔喉连通性差，最终导致储层渗流能力差（见图4a、图4b）。

表2　油水相渗特征参数统计表Tab.2 Statistical table of characteristic parameters of oil-water relative permeability experiment

图4　姬塬油田长6储层薄片及扫描电镜照片Fig.4 Photographs of casting thin sections and SEM of Chang 6 reservoir in Jiyuan oilfield

通过与油水相渗实验的结合，据实验结果统计，H269号岩样物性较差，束缚水饱和度为43.59%，此时油有效渗透率为0.01×10-3μm2，等渗点含水饱和度为63.69%，等渗点处油水相渗透率为0.01，残余油饱和度为72.38%，残余油时水相渗透率为0.11，两相共渗区范围占16.30%（见表2）。束缚水饱和度时油相渗透率低，等渗点含水饱和度高，两相共渗区域最窄，油水渗流过程中毛细管阻力较大，贾敏效应突出，是研究区储层渗流能力较差的一类（见图3b）。

3.2A型

H192井为典型的A型双峰T2谱（见图5a）。该岩样可动流体饱和度为32.56%，孔隙度为13.17%，渗透率为0.29×10-3μm2，T2谱图呈左峰高右峰低，T2谱主要在0 ms～1 000 ms，左右峰面积差值较单峰型减小，峰值在T2截止值的左侧，为3.22 ms。T2谱主要分布在＜10 ms的区间内（55.37%），部分分布在10 ms～100 ms（31.97%），0 ms～100 ms T2谱幅度占87.34%，其中位于截止值13.895 ms左侧的束缚流体饱和度占59.88%。可动流体饱和度较单峰型T2谱高，孔隙中处于流动状态的流体含量较单峰型T2谱多，大孔喉所占比例明显增大，一般孔喉连通较好，储层渗流能力较强，但颗粒分选一般（见图4c、图4d）。

H192号岩样较H296号样品物性好，其束缚水饱和度为40.63%，此时油有效渗透率为0.014×10-3μm2，等渗点含水饱和度为63.92%，等渗点处油水相对渗透率为0.11，残余油时含水饱和度为66.37%，残余油时水相渗透率为0.19，两相共渗区范围26.23%（见表2）。由于该岩样较H296样品物性好，束缚水时油相渗透率较高，等渗点含水饱和度较高，两相共渗区范围较宽，储层微观孔隙结构较单峰型好，是研究区储层渗流特征中等储层类型代表（见图5b）。

3.3B型

B型T2谱则以H3井为代表（见图6a）。该岩样可动流体饱和度为56.78%，孔隙度为12.17%，渗透率为0.55×10-3μm2，谱图呈双峰式，右峰面积明显大于左峰，主峰位于13.895 ms的右侧，T2弛豫时间为86.40 ms。T2谱主要分布在0 ms～100 ms，T2谱分布在＜10 ms（31.23%），主要分布在10 ms～100 ms（48.40%），0 ms～100 ms内的T2谱幅度占79.63%。其中位于T2截止值左侧的不可动流体饱和度（36.70%）小于其值右侧的可动流体饱和度含量（63.30%），是研究区鲜有的可动流体饱和度大于束缚流体饱和度的样品。

H3号岩样可动流体饱和度高，说明孔隙中可动流体占大多数，储层渗流能力强。结合岩石薄片和扫描电镜，该岩样孔隙大、粗喉道常见，孔喉连通性好，但颗粒分选一般，存在小孔喉（见图4e、图4f）。

H3号岩样较前两个样品，其物性最好。该岩样油水相渗实验结果显示，束缚水饱和度为40.17%，此时油有效渗透率为0.102×10-3μm2，等渗点含水饱和度为57.53%，等渗点处油水相对渗透率为0.12，残余油时含水饱和度为67.05%，残余油时水相渗透率为0.49，两相共渗区范围为28.40%（见表2）。该样品物性较好，束缚水饱和度时油相渗透率较低，等渗点含水饱和度低，两相共渗区范围最宽，该类相渗曲线是研究区储层渗流能力较好储层类型（见图6b）。

姬塬油田长6段属于低孔低渗储层，地质条件复杂，孔喉细小，比表面积大，黏土类型多且含量高低不等，导致不同品质储层的可动流体饱和度存在很大差异；同时，长6低渗透储层成岩作用改造强烈，微观孔隙结构复杂多变，必然导致其渗流特征复杂。因此，通过核磁共振实验和油水相渗实验测试了姬源长6储层岩心可动流体、油水相渗实验参数，并根据T2谱形态类型分析了各自的形态及可动流体赋存特征及其油水相对渗透率曲线形态特征。研究结果发现，姬塬长6储层可动流体饱和度整体偏低，束缚流体饱和度普遍偏大；等渗点饱和度都大于50%，表明储层岩石亲水性，等渗点油水相对渗透率整体偏低，油水两相共渗区偏窄，说明储层中油水两相流体相互干扰强烈，毛细管阻力大，从而导致储层整体渗流能力弱，相应的驱油效率低。

上述选取的三个岩样分别取自H3井、H192和H296井，分别代表了好、中、差的储层类型，且具有不同的T2谱形态，储层渗流能力差异较大。通过将核磁共振实验所测得的可动流体饱和度和油水相渗实验得到的两相共渗区参数做相关性分析发现，油水两相共渗区域与可动流体饱和度具有明显的正相关关系（见图7），相关系数R2为0.614 2。油水两相共渗区的宽度是判断储层岩石渗流好坏的一个重要参数，两相共渗区越大，油相渗流阻力小，渗流能力强。研究区长6储层两相共渗区范围介于11.2%～28.4%，平均值为20.46%，两相共渗区范围较小，油相渗流阻力大，渗流能力弱。两者具有较好的相关性，表征它们对于反映研究区储层渗流能力特征具有一定的一致性，这与上述实验分析测试结果相吻合。

图7　可动流体饱和度与相渗参数相关关系Fig.7 Relationship between movable fluid percentage and characteristic parameters of oil-water relative permeability experiment

4　结论

（1）鄂尔多斯盆地姬塬长6储层的T2谱形态表现为3种主要类型，单峰型、A型（左峰高右峰低）和B型（左峰低右峰高）。研究区以A型T2谱为主，总体表现为储层可动流体饱和度低，束缚流体饱和度偏高。

（2）H3井、H192井和H296井分别代表了上述3种类型的T2谱，对应的为三种不同的储集层类型，其可动流体饱和度依次减小。油水两相渗流特征复杂，总体表现为束缚水和残余油饱和度较高，油相渗流能力差，且随着储层品质变差，油水两相共渗区逐渐变小。

（3）可动流体饱和度与物性参数具有良好的相关关系，尤其是与渗透率，相关系数R2达0.83，说明渗透率是影响可动流体饱和度的一个重要参数。两相共渗区域与可动流体饱和度也具有良好的相关性，两者在表述储层渗流能力方面具有一致性。

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Characteristics of movable fluids saturation and research on seepage ability in Chang 6 reservoir in Jiyuan oilfield

WANG Bin1，SUN Wei1，ZHANG Xi1，MA Miao1，ZHANG Fan1，HUI Shasha2
（1.Department of Geology/State Key Laboratory of Continental Dynamics，Northwest University，Xi'an Shanxi 710069，China；2.College of Earth Science and Engineering，Xi'an Shiyou University，Xi'an Shanxi 710065，China）

Taking the Chang 6 low-permeability sandstone reservoir as an example，the authors used a series of experiments including nuclear magnetic resonance，casting thin slice，the SEM，oil-water relative permeability test.With all these techniques，we discussed the characteristics of movable fluids saturation and the seepage ability in Chang 6 reservoir inJiyuan oilfield.The research shows that，the saturation of movable fluids in Chang 6 reservoir is low，and has great differences，the T2spectrum is mainly bimodal pattern with high left side and low right side，and there is a quite good positive correlation between the saturation of movable fluids and the permeability.The three types of T2spectrum represent different reservoirs，the seepage ability also has differences.By using the oil-water relative permeability test，the result shows that Chang 6 reservoir has high bound water and residual oil saturation，the oil relative permeability is low，with the variation of the reservoir's quality，the seepage area with oil and water is becoming more narrow，the two characteristic parameters，the proportion of seepage area and the saturation of movable fluids also have a positive correlation.

T2spectrum；movable fluids；seepage ability；Chang 6 reservoir

TE122.23

A

1673-5285（2016）10-0080-07

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.10.020

2016－08-02

国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”，项目编号：2011ZX05044；陕西科技统筹创新工程，项目编号：2011KTZB-01-04-01。

王斌，男（1992-），硕士，从事油气田地质与开发研究工作，邮箱：wangb0201@163.com。