三角洲前缘河口坝复合体剩余油分布物理模拟

2018-12-11刘太勋

中国石油大学学报（自然科学版） 2018年6期

刘太勋, 李超, 刘畅, 孙强

(1.中国石油大学(华东)地球科学与技术学院,山东青岛 266580;2.青岛海洋科学与技术国家实验室海洋矿产资源评价与探测技术功能实验室,山东青岛 266071; 3.中国石化胜利油田分公司河口采油厂,山东东营 257200)

剩余油分布预测及提高采收率是当今世界各石油生产国普遍关注的问题[1-4],开展储层构型研究为剩余油分布规律提供了有效手段[5-8]。近年来,国内外学者对三角洲储层研究逐渐深入,针对三角洲前缘水下分流河道内部构型做出了许多具有标志性意义的研究工作[9-13],但对河口坝内部构型及其控制下的剩余油分布物理模拟研究还不够深入[14-15]。笔者以陆梁油田陆9井区白垩系呼图壁河组上段7砂组4小层(K1h27-4)河口坝为例,在对三角洲储层构型解剖的基础上,依据河口坝构型模式及河口坝增生体发育模式,以砂箱物理模拟为手段,对河口坝储层构型控制下的剩余油分布规律进行研究。

1 研究区概况

陆梁油田陆9井区位于新疆维吾尔自治区和丰县境内,构造上位于准噶尔盆地陆梁隆起三个泉凸起I号背斜的东高点[16],为一个较大的穹窿构造。研究区主要含油层段为呼图壁河组上段3砂组到7砂组,其中7砂组4小层为主力含油小层,属三角洲前缘沉积。研究区储层物性较好,为中高孔、中高渗储层。地层原油密度为0.808 g/cm3,地层原油黏度为4.243 mPa·s。研究区油藏2001年全面投入开发,由于砂体内部夹层较复杂,储层物性差异大,在注水开发过程中水驱状况和剩余油分布规律不清楚,严重影响了油藏后续的开发。因此急需对其储层结构进行精细解剖,并据此分析剩余油分布规律。

2 三角洲前缘河口坝构型解剖

2.1 夹层类型及识别

岩心描述表明区内发育泥质、物性和钙质3类夹层,夹层在测井曲线上有较好的响应。泥质夹层岩性为泥岩或粉砂质泥岩,厚度一般小于30 cm。自然电位(SP)曲线回返幅度小于1/3,自然伽马(GR)曲线回返幅度小于1/2,声波时差(AC)较高,微电极曲线基本无幅度差(图1(a))。泥质夹层是静水期或一期洪水中洪峰间歇期沉积形成的,为区内最主要的夹层类型。物性夹层岩性为泥质粉砂岩或粉砂岩,储层物性差,SP曲线有微弱回返,GR回返幅度小于1/3,AC曲线有较明显起伏,两条微电极曲线幅度差较小(图1(b))。物性夹层是洪峰期洪水能量减弱形成的。钙质夹层岩性为钙质粉砂岩或含钙泥质粉砂岩,SP曲线无明显变化,GR曲线微弱回返,AC曲线具低值尖峰,微电极曲线具明显高值尖峰(图1(c))。钙质夹层是后期钙质胶结作用形成的,这类夹层分布范围局限。

图1 不同类型夹层特征Fig.1 Features of different types of interlayers

2.2 河口坝构型特征

利用层次分析法对河口坝构型解剖表明K1h27-4小层平面上发育5个复合河口坝(图2),从左到右依次为1～5号,中部3号和4号坝体规模较大。剖面构型解剖表明:K1h27-4小层3～4号坝体间发育3期进积式河口坝砂体(图3),其中五级和四级界面均为渗流屏障,三级界面中夹层发育位置为渗流屏障,其他位置不具有阻碍流体运动的能力。第一期河口坝规模较小,内部可识别出2个三级界面,界面倾角为3.3°。第二期河口坝规模较大,内部可识别出3个三级界面,对应夹层发育规模约为三级界面规模的一半,发育在坝中心部位,夹层倾角为3.1°。第三期河口坝内部可识别出3个三级界面,发育在坝前缘,夹层倾角为2.3°。总体看来,单一河口坝内部包含多个增生体,增生体厚度约为2 m。

对5个复合河口坝的规模进行统计,其长度为1 326～ 3 543 m,宽度为691～2 662 m,平均长宽比为1.09 ～1.96。3号和4号复合河口坝砂体发育规模最大,砂体最厚,粒度最粗,渗透性也最好(表1)。根据河口坝发育的不同期次,对单一河口坝规模进行统计(表2),单一河口坝厚度平均为3.8 m,坝长平均为1 346 m,坝宽平均为749 m,长宽比约为1.8,长厚比约为354.21。三期河口坝砂体均为反韵律,渗透率由下向上依次变大,渗透率最高的部位为第一期和第二期河口坝的顶部粗砂体。第一期河口坝砂体由下向上由中砂渐变为粗砂,第二期河口坝砂体由下向上由细砂渐变为粗砂,第三期河口坝砂体由下向上由细砂渐变为中砂。

图2 K1h27-4小层沉积微相平面展布Fig.2 Plane distribution of sedimentary microfacies in K1h27-4 Formation

图3 K1h27-4小层构型界面剖面展布Fig.3 Profile of architecture bounding surfaces in K1h27-4 Formation

复合河口坝编号砂体长/m最大值最小值平均值砂体宽/m最大值最小值平均值平均长宽比 1号2号3号4号5号2024200835433221276813261477240417171384160118432941297620721111184618992662114285613541445179569199916911731219410591.601.091.701.361.96

表2 陆9井区K1h27-4层不同期次单一河口坝规模统计Table 2 Scale of single debouch bars with different period of K1h27-4 Formation in Lu9 block

3 试验模型设计及试验方案

3.1 试验模型设计

河口坝构型解剖结果表明研究区复合河口坝上下界面为5级构型界面[17]。单一河口坝间的两条隔层附近为4级构型界面。单一河口坝内部各增生体间的夹层附近为3级界面,分割增生体的夹层往往因发育规模有限仅具有局部隔挡能力。

根据相似准则[18],设计的试验模型体现为进积式复合河口坝,在复合河口坝中设计出三期单一河口坝,依次向左侧进积,三期河口坝被两条具有微小角度的隔层分开(图4)。第一期河口坝下部填充中砂,上部填充粗砂,厚度比约为2∶1,在第一期河口坝的上部设计一条泥质夹层作为2个增生体的分界,泥质夹层顶部封隔。第二期河口坝自下而上依次填充细砂、中砂和粗砂,厚度比约为1∶2∶1,在其内部设计两条夹层作为3个增生体的分界,右侧夹层仅发育在中部,左侧夹层规模稍大,在中部和上部发育,顶部封隔。第三期河口坝下部填充细砂,上部填充中砂,厚度比约为1∶2,在下部靠河口坝前缘位置设计一条夹层,作为2个增生体的分界,夹层下部封隔。

K1h27-4小层中的隔、夹层均向南倾,倾角较小,约为3°,坝体长度平均为1 346 m,坝体宽度平均为749 m,试验模具长度和宽度分别为72和30 cm,考虑到试验模具和实际坝体不在同一数量级,同时为了突出夹层对试验效果的影响,需增大夹层的倾角,试验中夹层倾角约为30°。

图4 河口坝试验模型及探针分布示意图Fig.4 Distribution of probes in experimental model of debouch bar

3.2 试验方案

(1)配制试验用油及试验用水。试验选用柴油及少量安定来润滑油混合配制出黏度、密度与实际地层条件相似的试验用油,并向其中添加油红染色剂以便于观察试验现象。试验用水由蒸馏水及氯化钠配制而成,含盐量为1.5%。

(2)制作试验模型。试验的砂箱尺寸为72 cm×30 cm×5 cm,分布60个测量电阻(图4)。细砂选用粒径为0.125～0.15 mm的石英砂,中砂选用粒径为0.25～0.3 mm的石英砂,粗砂选用粒径为0.5～0.6 mm的石英砂,隔、夹层选用粒径小于0.037 mm的石英粉。浸湿石英砂,采用湿填法以便更高效地制作试验模型,试验所用砂粒为亲水性石英砂,三期河口坝砂体渗透率由下到上均增大,在第一期和第二期河口坝砂体顶部填充粗砂,这些位置也是渗透率最大的位置。

(3)给模型饱和水。采用5 mL/min的流速注入配制而成的盐水,直到出液口速度恒定,电阻率基本无变化。

(4)给模型注入油。为了模拟油气向圈闭充注的过程,旨在得到初始含油饱和度。采用2 mL/min流速注入试验油,直到出液口没有更多的水排出,排油速度稳定和电阻率基本无变化。

(5)水驱油试验。为了有效地观察试验过程同时考虑试验的安全性,采用1 mL/min流速注入盐水,直到出液口没有更多的油排出,排水速度稳定和电阻率基本无变化。

试验过程中采集各测点的电阻率数据,观察试验现象并及时拍照。通过所测得的电阻率采用Archie公式即可计算相应位置的含油饱和度[19],计算方法如下:

(1)

(2)

式中Ro为孔隙中100%含水的地层电阻率,Ω·m;Rw为孔隙中所含地层水电阻率,Ω·m;F为岩石的地层因素;a为与岩性有关的比例系数;φ为岩石孔隙度,%;m为胶结指数;I为电阻增大系数;Rt为含油岩石电阻率,Ω·m;b和n为与岩性有关的两个参数;So为含油饱和度,%。

已知a、m、φ和Rw,通过式(1)可求出Ro;已知Rt、Ro、b和n,通过式(2)可得So。试验中由于砂箱模型是未胶结的砂,因此计算中m取值1.3,n取值2,由于试验中使用的是纯净的石英砂,因此a取值1,b取值1.03。

4 模拟试验及剩余油分析

4.1 试验过程

根据试验方案步骤开展水驱油模拟试验,注入油总重3.705 kg,采出油总重1.781 kg,采收率为48.07%,试验采收率较油藏采收率偏高,其原因为:砂体未得到充分压实,较地下储层孔渗性好;试验初始状态含油饱和度高于地下油藏原始含油饱和度。试验过程图像采集如图5所示,图5(a)为初始填砂模型,其中灰白色部分为泥质隔夹层,体现河口坝隔夹层分布特征。图5(b)为充注油完成状态,除了泥质隔夹层外,基本每个位置都注入了油,油充注情况良好。水驱油6 h后模型顶部颜色变为白色,其余部位颜色基本没有变化(图5(c)),说明主要是对顶部的油进行驱替,且驱替较彻底。其原因为顶部砂体粒度粗,物性较好,且没有夹层隔挡。驱替试验进行6～12 h过程中,因为第三期河口坝上部驱油较彻底且下部有夹层隔挡,所以主要为第一期和第二期河口坝砂体出油,表现为红色变浅(图5(d))。每一期河口坝中均可明显观察到下部驱替效率要高于上部,原因是重力作用和夹层对驱油效率的双重影响大于粒度差异对驱油效率影响。对比一、二期河口坝可知,第一期河口坝底部驱油效率更高,表明注入水重力作用对驱替过程影响显著。驱替试验进行18 h后,模型顶部仍然只发生注入水的窜流,驱油作用主要集中在第一期和第二期河口坝内,第一期河口坝底部的注入水波及范围几乎贯穿整个模型,而第二期河口坝底部注入水前缘位置已达采液端,二者在纵向波及范围上也进一步扩大(图5(e))。水驱油试验进行24 h后,出油端含水达98%,水驱油试验结束(图5(f)),注入水在横向及纵向波及范围进一步扩大。对比各种类型的夹层可知,顶部和底部封隔夹层对流体的阻碍作用优于中部封隔夹层。剩余油主要分布在底部封隔夹层来水一侧和顶部封隔夹层背水一侧。对比两条顶部封隔夹层可知,夹层发育规模越大,阻碍流体运动的能力就越强,剩余油也越多。因此剩余油主要分布在顶、底部封隔夹层与隔层相交形成的锐三角形区域及中部封隔夹层弧线朝向一侧,在第一、二期河口坝上部和第三期河口坝下部的其他位置也有剩余油分布。

图5 试验过程记录Fig.5 Photos of experimental processes

4.2 坝间隔层对剩余油的影响作用

为了研究坝间隔层对剩余油的影响作用,选取11号、35号和59号探针位置含油饱和度变化来进行分析,3个测量点分别隶属于被隔层分开的不同期次河口坝,其砂体粒度、离注水端位置均相同。从含油饱和度变化曲线可看出,11号、35号和59号探针位置初始含油饱和度分别为39%、53%和70%,其原因为油水重力分异作用导致上部含油饱和度要高于下部(图6)。11号和35号探针位置含油饱和度初期下降缓慢,中期下降加快,且35号含油饱和度加速下降的时间先于11号位置,后期含油饱和度趋于平稳,而59号探针位置含油饱和度前期迅速下降,驱替7 h后,含油饱和度降至约4%,之后含油饱和度趋于平稳。其原因为59号位置相对于11号和35号位置压实程度低,没有夹层遮挡;注入水的重力下沉作用对驱替过程有重要影响。11号、35号和59号位置剩余油饱和度分别为4%、21%和4%。

图6 11号、35号和59号探针含油饱和度变化对比Fig.6 Comparison of oil saturation of No.11,No.35 and No.59 probe

4.3 坝内夹层对剩余油的影响作用

为了研究坝内夹层对剩余油的影响作用及三级构型单元之间剩余油分布的差异,在同一河口坝被夹层隔开的不同增生体内选取砂体粒度相同,离注水端位置不同的26号、31号和35号探针位置的含油饱和度变化进行分析(图7)。

图7 26号、31号和35号探针含油饱和度变化对比Fig.7 Comparison of oil saturation of No.26,No.31 and No.35 probe

31号和35号位置初始含油饱和度基本相近,原因是1、2号增生体间的中部封隔夹层倾角小,油可以顺利注入到31号位置。31号位置剩余油饱和度略高于35号位置剩余油饱和度,说明该夹层具有一定的阻碍流体运动的能力,但是其影响较小。31号位置处含油饱和度前期有一定程度的上升,驱替3.5 h后含油饱和度开始逐渐下降,驱替19 h后,含油饱和度降至约25%并趋于稳定,直到试验结束。前期含油饱和度上升原因为夹层的存在使得前面驱替过来的油在31号位置处有短暂滞留产生“水驱油升现象”。对比26号和35号位置含油饱和度可知,26号位置初始含油饱和度低,但是其剩余油饱和度高,原因在于夹层对油注入的阻碍和注入水波及的阻碍作用明显。26号位置含油饱和度整体上保持缓慢下降的趋势,期间出现含油饱和度短暂升高的现象,原因在于前面驱替过来的油在浮力作用下上升同时被注入水驱替。26号、31号和35号位置剩余油饱和度分别为24%、25%和21%。

4.4 坝体内储层对剩余油的影响作用

为了研究坝体内储层对剩余油的影响作用及剩余油分布差异,选取位于同一增生体内部,砂体粒度不同,离注水端位置相近的17号、30号和43号探针进行含油饱和度分析。靠近夹层的30号和43号位置含油饱和度呈阶梯状下降趋势,驱替16 h后含油饱和度趋于平稳(图8)。

图8 17号、30号和43号探针含油饱和度变化对比Fig.8 Comparison of oil saturation of No.17,No.30 and No.43 probe

17号位置含油饱和度总体呈下降趋势,期间出现几次短暂的微小增大,其原因为17号位置在注入水驱替下,含油饱和度逐渐下降,上面存在夹层的遮挡,使得油会顺着夹层向16、17号探针位置移动,造成含油饱和度短暂上升,夹层的存在使得驱替过程不平稳,表现为含油饱和度出现几次短暂的微小增大。受粒度和油水重力分异作用影响,使得43号位置初始含油饱和度高于17号和30号的初始含油饱和度。受夹层遮挡作用影响程度不同,使得43号、30号和17号位置剩余油饱和度依次降低,分别为28%、16%和4%。