利用数字岩心技术研究变质岩潜山裂缝油藏剩余油特征

2019-07-26朱志强

特种油气藏 2019年3期

朱志强

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300459)

0 引言

变质岩潜山裂缝性油藏储层岩石一般硬度较高，天然裂缝的存在导致取心收获率低，相应开展的水驱油物理模拟实验研究较少。与砂岩岩心相比，变质岩裂缝介质岩心相对致密，孔隙度一般也较小(低于10%)，实验过程中饱和岩心中的流体较少，导致实验计量误差很大，难以得到准确的结果[1-5]。由于裂缝的复杂性，模拟油藏条件下的水驱油实验还难以实现可视化，无法观察到岩心内水驱油过程及剩余油特征；可视化模拟实验能观测到模型内油水分布，难以模拟地下高温高压的油藏条件[6-7]，目前对于裂缝油藏剩余油的研究多依靠数值模拟的手段[8-12]。

数字岩心技术作为新兴的研究方法，已逐渐在岩石物理、油藏工程等领域研究中发挥重要的作用。利用数字岩心技术，弥补了传统岩石物理模拟实验的不足。数字岩心技术是一种利用成像设备在孔隙级层面上建模，获取有效储层物性参数的技术，目前已成为一种较为成熟、可用于油气工业的分析技术[13]。构建的三维数字模型能更准确精细表征孔隙空间结构特征，更符合油气水三相流动规律是该技术的基础，国内外学者已实现模拟两相流体在孔隙喉道中的流动，实现了微观水驱油模拟过程[14-16]数字化。借助数字岩心技术开展裂缝介质岩心水驱油实验，分析剩余油特征，可为裂缝油藏进一步挖潜剩余油提供实验基础。

1 实验部分

1.1 实验材料

实验材料来自海上KAT油田开发井C35井的取心资料，岩性为中粗粒黑云斜长片麻岩，属于太古界风化带地层岩石。岩心破碎，宏观裂缝发育，钻取直径为25 mm的岩心柱塞，用于CT扫描。扫描设备采用Micro-CT，精度为2 μm，X射线通过光学透镜显微成像，经重建得到高分辨率的无损3D图像。

首先对岩心柱塞进行CT扫描，在扫描图像的基础上，选取裂缝相对发育的部位进行重新取样，样品直径为8 mm，用该柱塞开展水驱油实验，并配合密集CT扫描。实验用油为白油，其黏度为4.5～5.5 mPa·s (40 ℃)，密度为0.815 g/cm3，外观为无色、无荧光透明液体。实验用水为饱和碘化钾的水溶液，属于高密度水溶液，密度为2.4 g/cm3，利于CT扫描图像显示。

1.2 实验方法及过程

由于岩心柱塞小，能容纳流体的裂缝体积空间较小，传统水驱油实验通过计量流体体积的方法产生的误差极大，且无法观察岩心内部油水分布。为了改变该状况，采用水驱油驱替实验结合CT扫描技术，构建数字岩心，并计算驱替实验各个阶段的流体体积及观察岩心内剩余油特征。

实验过程共分为4个阶段，分别为干岩心扫描、饱和水后扫描、油驱水后扫描、水驱油后扫描。将各个阶段的样品固定好，由射线源发出的射线穿过样品，过程中X射线强度衰减，衰减后的X射线照射到探测器上，信号被扫描设备集成的图像获取，软件自动捕获并存储。图1为CT扫描岩心界面及三维重构图像。岩心组分密度越高则灰度值越高，图像中显示也越亮(图1a中亮白色区域为高密度的黄铁矿)；而岩心组分密度越低则灰度值越低，图像中显示也越暗(图1a中黑色区域为识别出的裂缝)。岩心饱和碘化钾水溶液后，裂缝中组分密度变高，图像显示颜色变亮(图1b中亮黄色部分为饱和水的裂缝)。将二维截面按顺序堆叠，组成岩心的三维模型(图1c)，岩心内裂缝以高亮黄色显示。

2 实验结果及剩余油认识

2.1 实验结果

图2为CT扫描不同实验阶段岩心截面。通过构建的数字岩心计算各个阶段的流体体积，饱和水阶段水相所占孔隙体积比例为2.2%(图2a)；油驱水阶段油相所占比例为1.0%(图2b)，则水相所占比例为1.2%，即束缚水饱和度为54.5%，油相饱和度为45.5%；水驱油阶段水相所占比例为1.7%，则剩余油所占比例为0.5%，图2c中黑色部分表示剩余油，即水驱油后残余油饱和度为22.7%，裂缝介质岩心水驱油采收率为50.0%，说明还有一半的油未被采出，从图2c中可直观观测到仍有剩余油存在于不同尺度的裂缝中。图2c中①表示大裂缝中剩余油，②表示小裂缝中剩余油。

图1 CT扫描岩心界面及三维重构图像

图2 CT扫描不同实验阶段岩心截面

2.2 剩余油特征统计

将驱替实验数字化后易获得剩余油的特征参数。图3为数字岩心三维空间上的剩余油形态，采用同一种颜色表示同一油滴，可直观判断油滴大小及之间的连通情况。统计数字岩心内剩余油特征参数可实现定量对比分析(表1)。由表1可知：水驱后油滴体积主要集中在100～10 000 μm3；体积为100 μm3的油滴比例最高，达49%；体积为1 000 μm3的油滴比例约为33%。为了解剩余油驱替过程中的受力特征，统计剩余油油滴的长宽比(表1)。由表1可知，比例最高的油滴长宽比为2，占49%，其次长宽比为1，占32%。对比这2组特征参数发现，油滴体积为1 000 μm3的剩余油比例与长宽比为1的油滴长宽比比例基本相当，油滴体积为100 μm3的剩余油比例与长宽比为2的油滴长宽比比例基本相当，且2种剩余油类型占比达80%以上，因此，重点分析这2类剩余油形成机理。

图3 数字岩心三维空间上的残余油形态

2.3 剩余油形成机理

结合图2c中剩余油观测结果及统计特征参数来分析剩余油形成机理。由图2c中标记①所示，大裂缝中仍存在部分剩余油，以油簇或斑块形式存在，该类剩余油常位于孔喉交界处或裂缝开度变化处。从统计特征参数来看，该剩余油比例为33%，油滴体积为1 000 μm3，相对较大，油滴长宽比为1，表明该剩余油基本不受驱替压差的作用，保持较圆润的形状，处于受力相对平衡的状态，形成的机理主要是裂缝中水驱油驱替速度大于原油从岩石表面剥离的速度，剩余油富集于大裂缝表面，长期的稳定驱替导致该类剩余油处于平衡状态，无法有效动用。

表1 不同阶段剩余油特征参数统计

由图2c中标记②所示，小裂缝剩余油一般以分散的油滴形式存在，多存在于较小的裂缝中。从统计特征参数来看，该类剩余油比例为49%，油滴体积为100 μm3，相对较小，表明将近一半的剩余油存在于较小的裂缝中，油滴长宽比为2，呈长条形，表明油滴受到驱替压差的作用，使其变形但不足以使其驱替出来，形成的机理主要是大、小裂缝间强烈的干扰效应使小裂缝原油未形成足够的驱替压力而被驱替出来。

2.4 剩余油动用策略

相对小裂缝，大裂缝中的剩余油更易再次动用，只需打破原来的稳定驱替即可改善剩余油状况。为有效动用大裂缝中的剩余油，水驱油驱替实验完成后静止一段时间后再次水驱，形成不稳定注水，并进行CT扫描，统计剩余油体积特征参数(表1)。对比表1二次水驱结果可知，体积等于和大于1 000 μm3的剩余油比例由原来的46%降至17%，证明大裂缝中的剩余油在不稳定注水条件下部分被采出，得到有效动用。再次开展实验，在水溶液中加入浓度为0.5%的表面活性剂(十六烷基三甲基化铵)继续驱替，并进行CT扫描，统计剩余油体积特征参数(表1)可知，体积等于和大于1 000 μm3的剩余油比例进一步降低至9%，证明表面活性剂能进一步提高大裂缝中原油的驱油效率，是裂缝油藏不稳定水驱后进一步提高采收率的方向之一。

从形成机理来看，小裂缝中的剩余油需要通过降低不同级别裂缝间的干扰，同时增大驱替压差能有效动用该部分剩余油，由于实验条件限制，该项实验并未开展。

3 矿场实践

针对2类剩余油的富集状态及形成机理，提出有针对性的改善建议。对于大裂缝中的剩余油，长期稳定注水使其处于稳定状态，矿场可开展不稳定注水，比如脉冲注水、周期注水和异步注采等。很多裂缝油田采取不稳定注水后均取得了较好的效果[17-20]。KAT油田根据不同井组压力、含水情况开展了不稳定注水矿场试验，A21H井组在含水约为30%开始实施脉冲注水，阶段注采比为0.8～1.2，注水周期为6个月，周边2口油井(A17H和A18)呈现降水增油的效果，含水率下降10%～20%，日增油量为20～30 m3/d；A41H井组含水为70%，实施周期注水，阶段注采比为0.0～1.8，注水周期为6个月，周边2口油井(A30和A36H)呈现明显降水增油的效果，含水率下降60%，日增油达40 m3/d以上；4D井组注水井E23H和采油井E22H存在较强的裂缝沟通，采油井E22H含水很快升至80%以上，采取局部异步注采后，初期含水率下降70%，日增油达100 m3/d以上，有效期约为3个月。油田实施不稳定注水后，阶段降水增油效果明显，标定采收率提高3个百分点，表明在不稳定注水条件下部分剩余油得到动用。

对于小裂缝中的剩余油，可增大驱替压差，由于大、小裂缝间强烈的干扰效应，矿场可考虑封堵大裂缝来降低裂缝间的干扰，增加小裂缝的驱替压力，这也是很多裂缝油藏后期必然开展油井堵水的原因之一[21-22]。