鄂尔多斯盆地渭北油田长3储层注CO2室内研究

2018-06-22张本艳周立娟何学文王少朋

石油地质与工程 2018年3期

关键词：孔喉动用水驱

张本艳，周立娟，何学文，王少朋，闫梅

（1．中国石化西南油气分公司勘探开发研究院，四川成都 610041；2．中国石化华北油气分公司勘探开发研究院）

本文针对渭北油田长3超低渗油藏开展了水驱、CO2驱、水驱转CO2驱微观驱油研究，研究了不同注入介质下不同孔喉的动用程度及对采收率的贡献程度，评价了不同注入方式的驱油效果，探索了渭北油田长3油藏水驱转气驱开发的可行性[1-10]。

1 区域概况

1.1 油藏地质特征

渭北油田长3油藏整体上为北西向倾斜的单斜构造，局部发育小型、低幅背斜和鼻隆构造。构造起伏极其平缓，地层倾角约1.1°，油层平均埋深550 m。平面上发育多条NEE走向断层，55口取心井中19口井观察到有裂缝。长3油藏主要位于辫状河三角洲沉积体系，有利沉积微相为水下分流河道，平均孔隙度为11.2%，平均渗透率0.76×10-3μm2，原始地层压力 2.06 MPa，压力系数 0.43，地层温度29.2 ℃。储层物性差，属典型的“低压、低孔、低温、超低渗”浅层致密油藏[11]。

1.2 油藏开发特征

渭北2井区采用超前注水直注直采开发方式，采油井71口，水井34口，采用井排距400 m×120 m的矩形井网。压裂投产后试油产量较高，平均单井日产油2.8 t，综合含水25%；初期平均单井日产油1.16 t，综合含水60%；生产3年后平均单井日产油为0.36 t，综合含水77%。选取稳定生产的64口井生产曲线分析，其递减规律呈两段式，生产初期递减快，后期递减慢；生产到100 d时递减率为38%，约为后期递减率的3倍。注水方案实施以来，见效井7口，占比9.86%；见水井42口，占比59%。水驱动用程度仅为48.6%，注水效果不理想。

2 实验内容

2.1 实验准备

渭北2井区3×104t实验区含油面积8.03 km2，地质储量 531.6×104t，实验样品均采自本区，基本物性参数见表1。油水样品取自井口油水混合样，将分离出的原油与煤油混合配制成黏度为6.64 mPa·s实验用油，原油性质参见表2。

表1 岩心物性参数

表2 原油高压物性参数

2.2 实验步骤与流程

驱替实验流程：①在岩心夹持器上装好岩心，对岩心抽真空并饱和地层水；②测试饱和水状态下的核磁共振T2弛豫时间谱；③用15 000 mg/L的MnCl2溶液浸泡岩心[12]，做第二次核磁，将信号量降到原始信号量的1%以下；④用原油驱替岩心，直到无水被驱出，计量岩心中的出水量，计算原始含油饱和度和束缚水饱和度，并进行该状态下核磁共振T2谱的测定；⑤按实验设计，分别对设计的岩心，利用含Mn2+的地层水或 CO2进行驱替，记录不同时刻的压力、出油量和出水量，直至不再出油；⑥进行水驱转气驱实验时，先注水水驱到预先设计的含水饱和度，并进行核磁共振测量，再切换注气容器，注入一定PV数的CO2，记录好入泵读数、入口压力、环压和驱出的油量；⑦将残余油状态的岩心进行核磁共振T2谱的测定（图1）。

渭北长3油藏原油与CO2最小混相压力通过细管法[13]测得为16.3 MPa，因渭北长3油层平均埋深550 m，地层压力2.06 MPa，远达不到混相压力。因此实验出口压力设定为10 MPa，评价CO2非混相驱驱油效率。

图1 驱替实验流程

2.3 数据解释

因为采用浓度为15 000 mg/L的 Mn2+消除了水信号，所以驱替实验过程中所获取的核磁共振信号只反映油的变化。

孔喉动用程度表示驱替前后某一区间孔喉中的含油量变化程度，反映该范围孔喉的水驱动用效果。

孔喉对总驱油效率的相对贡献，反映了不同区间孔喉对总驱油效果的相对贡献大小，等于水驱前后某一区间的T2谱幅度差值与水驱前后整个T2谱与X轴包围面积差值的比值。

3 结果与讨论

3.1 原油溶解CO2后指标测试

本次研究利用PVT实验装置[14]，采用渭北2井区原油，开展了注 CO2前后原油相态变化实验，结果显示，随着CO2的注入，原油的相对体积增大，最终体积系数为1.16。复配原油中溶解CO2的饱和压力达4.88 MPa，黏度与初始相比下降20%以上，很好地改善了原油的流动能力。同时，气油比达到65.5，相比渭北长3油藏气油比6大幅提高，很好地改善了原油溶解气驱的能力。

3.2 不同驱替方式实验结果

不同渗透率岩心不同驱替方式采出程度结果见表3。从不同驱替方式来看，水驱的采出程度最低。就不同驱替方式实验结果来看，岩心样品渗透率差异对采出程度影响不大。

表3 不同渗透率岩心不同驱替方式采出程度

3.3 微观驱油机制分析

岩心核磁共振信号量多少反映的是岩心内流体含量多少，核磁共振T2弛豫时间反映孔隙大小，T2弛豫时间与孔隙半径之间具有正比关系，T2弛豫时间越大，孔隙半径越大[15]。对于砂岩而言，大量的理论及实验研究结果表明，水相T2弛豫时间10 ms 可作为黏土微孔与粒间孔隙的界限值，当水在孔隙中T2弛豫时间小于10 ms时，水很难流动，对应的孔隙为黏土微孔；当T2弛豫时间大于10 ms 时，水相对容易流动，对应的孔隙为粒间孔隙； T2弛豫时间为10～100 ms 时的孔隙为中等孔隙；超过100 ms 时的孔隙为大孔隙。因此，利用核磁共振技术，不仅能够给出岩心总孔隙内的含油量，而且能够定量分析出不同孔隙区间内各自的含油量（图2）。

图2 不同状态下T2弛豫时间谱对应的孔隙

3.3.1 饱和水条件下的T2谱分布

饱和水条件下不同 T2值区间的水相对含量分布如表5所示，对于2号、4号岩心，饱和水比较集中于10～100 ms的中等孔喉中，这说明岩心中中等孔喉在所占的比例较大。而对于6号岩心，饱和水比较集中于10～100 ms的中等孔喉和大于100 ms的大孔喉中，这说明此岩心是以中等孔喉和大孔喉为主（图3）。

3.3.2 饱和油条件下的T2谱分布

3块岩心中小于1ms的小孔喉内油相对含量为0.01%～0.07%，1～10 ms较小孔喉的油相对含量为1.92%～3.35%，10～100 ms中等孔喉的油相对含量为40.19%～44.83%，大于100 ms大孔喉的油相对含量为52.86%～56.39%；可见，饱和油条件下，油主要分布于中等孔喉和大孔喉内。这可能是由于在用油驱替过程中，中小孔喉的驱替阻力较大，造成了驱替油进入较大的孔喉。

3.3.3 水驱或气驱后的T2谱分布

从总体上看，水驱或气驱后的T2谱幅有不同程度的下降，对于所有岩心，1 ms以下的孔驱油效果较差。而对于2号岩心，与饱和油状态下相比，大于1 ms各孔喉尺寸的驱油效果比较均匀，这说明水驱过程对各孔喉的渗透程度比较平均。对于4号岩心，气驱过程主要是对孔喉大于100 ms的孔驱油效果比较明显。而6号岩心水驱后气驱也表现出同样的效果。同时也发现，T2值计算驱油效率与实际驱油效率有一点偏差，可能是由于实验误差造成的影响。

图3 渭北岩心在不同驱替方式下的核磁T2谱

表5 饱和水条件下T2值分布

3.4 驱油效果影响因素分析

核磁共振T2谱提供的丰富信息可以实现孔喉动用程度和不同孔喉对总驱油效率相对贡献的定量评价，有助于从更深层次揭示驱油效果差异的原因。基于这两个参数的定义，对实验岩心结果进行了统计对比。水驱后小于1 ms孔喉的动用程度最小为0，最大为27.62%，而该范围孔喉对驱油效率的贡献趋近于 0，孔喉动用效果最好和对驱油效率贡献最高的均为6号岩心。1～10 ms较小孔喉的动用程度最小为4号岩心（动用程度为5.70%），最高为2号岩心（动用程度为 57.01%）；对驱油效率贡献为0.15%～4.26%，贡献最低为4号岩心，最高的是2号岩心。10～100 ms中等孔喉的整体动用效果较好，最小为 32.58%（2号岩心），最高为 81.53%（6号岩心）；对驱油效率贡献最高为2号岩心（相对贡献程度53.93%），最小为6号岩心（相对贡献程度36.46%）。大于 100 ms较大孔喉动用效果差异很大，最小为19.44%，最高为100%；驱油效率贡献最低为41.83%，最高为62.75%。

低渗透砂岩驱油效率的影响因素复杂，很难用统一的模式去概括，研究中需要将多因素综合考虑。定量评价结果和对比分析表明，孔喉动用程度影响超低渗透砂岩水驱油效率，要提高水驱油效率和整体开发效果，需要各个范围内的孔喉均得到有效动用，常规水驱油后有效动用的主要是大孔喉和中等孔喉，而超低渗透砂岩的大孔喉含量又很低。如何提高小孔喉、尤其是含量较高的1～10 ms的较小孔喉的动用效果就显得尤为重要。

4 结论

（1）饱和油条件下的核磁共振T2谱主要呈单或双峰态分布，10～100 ms和大于100 ms中、大孔喉是油的主要分布区域，同时 1～10 ms和 10～100 ms也是驱替后剩余油的主要赋存空间，是下一步挖潜的主要对象。

（2）大于100 ms的大孔喉动用效果最好，对驱油效率贡献程度最高，10～100 ms的中等孔喉次之。对于低渗透砂岩储层而言，要提高整体开发效果，需要各个范围内的孔喉均得到有效动用，如何提高小孔喉、尤其是含量较高分布于1～10 ms较小孔喉的动用效果就显得尤为重要。

（3）通过超低渗透岩心进行水驱、气驱、水驱转气驱3种方式对比，水驱转气驱采出程度最高，气驱次之，水驱最低。对比超低渗岩心不同注入方式后剩余油分布，水驱主要动用中、中小孔隙中的原油，气驱动用的基本是中、大孔隙中的原油，而水驱转气驱的注入方式，CO2流体注入受阻，波及范围增大，能进一步动用中、小孔隙中的原油，有利于驱油效率的提高。

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