低渗透油藏油水赋存状态研究

刘 恒，熊青山，李成龙，吴 胜，杨加伟

(长江大学 石油工程学院，湖北 武汉 430100)

油田进入高含水开发期后，由于历史上缺乏各种油藏监测资料，剩余油高度分散，对剩余资源分布状况认识不明确，尤其是对于动态的剩余油研究以及油水赋存状态认识不足。高博禹等[1]学者通过分析密闭取心含油岩心薄片来观察分析剩余油分布形态；高辉等[2]学者利用核磁共振技术对岩样水驱前后T2谱测试分析，揭示了影响水驱油效果的主要因素；李俊键等[3]学者通过CT扫描技术，对不同孔隙结构类型的岩心进行CT扫描成像，探究了非均质性对剩余油分布以及形态的影响。本文以低渗透油藏油水赋存状态及分布规律研究为出发点，通过核磁共振实验技术，利用低场核磁共振实验仪器测量岩样核磁弛豫参数，计算受岩性影响较小的孔隙度、渗透率、可产流体类型、自由流体指数、束缚水饱和度等参数[4-6]。结合微观孔隙结构和研究结构和生产动态资料，明确目标储层岩心的可动流体饱和度分布特征，分析油层在开发中后期油水赋存状态与其影响因素的关系，为提高开发效果、提高采收率的各种方案的决策提供了理论依据。

1 实验岩心选取及设计

1.1 岩心基本数据

选取DB油田具有代表性的岩心进行实验，将岩心制成直径为2.48 cm左右的岩心柱，长度不小于直径的1.5倍，切割时避免产生缺角或其他结构缺陷。然后将岩心洗油至亲水并烘干48 h以上，依据SY/T 5336—2010规定进行孔隙度和渗透率测试，最后将岩心样品进行抽空并加压，使岩心充分饱和。为真实模拟地层条件，实验用水为现场取回地层水，实验用油为氟油[7]。岩心基本数据见表1。

表1 岩心基本数据Tab.1 Basic core data

1.2 实验设计

根据研究内容，选取4块不同渗透率范围的岩心开展核磁共振测试，选取3块岩心，对比研究压力梯度影响。岩样核磁共振测试的实验流程及装置如图1所示。

图1 核磁共振实验流程及设备示意Fig.1 Schematic diagram of NMR experiment process and equipment

(1)将饱和岩心进行核磁共振扫描，通过绘制此时的T2谱图得到其核磁共振图像；

(2)将岩心根据SY/T 5358—2010《储层敏感性流动试验评价方法》先进行油驱水实验，得到束缚水状态下岩心的T2谱图；再对岩心进行水驱油实验，绘制岩心整个过程中的T2谱图，保存核磁共振图像。

(3)在岩样达到残余油的状态下，即注水后无油产出时，通过绘制这个情况下的T2谱图来得到其核磁共振图像。

2 实验结果分析

2.1 T2谱形态特征研究

岩石中饱和流体的弛豫时间受孔径大小的影响。随着孔径逐渐变大，流体的弛豫时间越来越长。反之孔径越小的情况下，流体的弛豫时间也会越来越短[8-9]。同时砂粒的粗细程度又会对孔径产生直接的影响，砂粒较粗的情况下其孔径也就会越大，整个孔隙主要被颗粒较小的物质所填充，这是导致非均质性产生的主要原因；反之砂越细，形成的孔径也就越小[10]。所以，综合各种因素的影响，T2谱的形态特征主要如下。

(1)粉砂岩的岩性比较细，分选性比较好，孔径之间的分布比较均匀、集中。所以T2谱形态主要呈单峰结构，整体主要分布在0.3～300 ms内，其峰值在70 ms左右。

(2)细砂岩对于粉砂岩来讲，其沉积环境的能量相对较高，导致其T2谱呈较为明显的双峰式，左侧为束缚不可动流体，右侧为自由可动流体，右侧的T2谱峰值>100 ms，孔径结构较粉砂岩好[11-12]。

(3)砾岩的T2谱形态一般表现为三峰结构，是因为其中含有各种大小不同的砾石，表面孔隙较大导致砾岩的孔隙结构非均质性强。

(4)特低渗砂岩T2谱的主峰主要表现为向右单峰式拖尾，集中分布在10 ms以下；低渗砂岩T2谱主要成双峰形态，均匀分布在1～1 000 ms；高渗砂岩T2谱主峰主要表现为向左单峰式拖尾，整体分布在30 ms以上。孔隙度相对差距较小时，T2谱主峰分布从右到左岩样的渗透性逐渐变差[13-15]。

通过对原始核磁共振实验衰减曲线进行学习与推理得到DB区块4块岩样的T2核磁共振谱，如图2所示。

(1)油田岩样中除了DB-2号岩样的T2谱图为三峰型结构外，剩余岩样的T2谱图都是双峰型结构，表明DB-2号岩样具有较强的非均质性。

图2 不同岩性不同渗透率级别岩样谱型特征分析对比曲线Fig.2 Analysis and comparison curve of spectral characteristics of rock samples with different lithology and permeability levels

(2)谱型为三峰型的岩样其T2谱主要分布在0.3～110.0 ms，分布范围比较小，其地层水信号幅度峰值分别对应1、10、100 ms。而双峰型样品的T2谱分布范围较大，主要分布在0.1～1 000.0 ms。

(3)由于只有DB-2号岩样的T2谱为三峰型结构，所以对3块双峰型岩样的T2图谱峰值进行对比可得，随着岩样渗透率逐渐增大，左峰峰值越来越低，即不可动峰的面积越小；右峰峰值越来越高，即可动峰的面积越大。研究表明，随着岩样渗透率的增大，小孔隙被越来越少的不可动束缚水依附，大孔隙被越来越多的自由可动流体依附[16-17]。

通过对不同岩性、不同渗透率水平岩样的谱型特征分析，认为此区块的岩样具有较强的非均质性，契合低渗透岩样的特征。

2.2 岩心可动流体饱和度及剩余油分布状态

通过处理不同驱替阶段后流体饱和度的变化范围可以明确得知岩心中可动流体的分布情况，其结果如图3所示。

(1)岩心可动流体饱和度分布状态。由图3可知，渗透率范围在1×10-3～5×10-3μm2的岩心其可动流体主要分布在0.01～10.00 μm的孔隙中，渗透率范围在5×10-3～9×10-3μm2的岩心可动流体主要分布在0.1～20.0 μm的孔隙中，渗透率范围在9×10-3～20×10-3μm2的岩心可动流体主要分布在0.1～50.0 μm的孔隙中，渗透率在20×10-3μm2以上的岩心可动流体主要分布在0.1～100.0 μm的孔隙中。

可动流体饱和度即为可动流体体积占总赋存流体体积的比值[16-17]。此比值可从岩心在束缚水和饱和水两种状态下的T2谱图像与横轴的包络面积中计算得到[18]。可动流体饱和度Sm可表示为：

(1)

岩心的Sm值可以从式(1)中求出，详情见表2。

(2)岩心剩余油分布状态。剩余可动油百分比(POMR)是指注水后可动油剩余量占岩样原始总含油量的百分比，主要是指水驱后剩余油的可动部分，可以清晰地表示水驱程度。水驱后剩余油的可动部分可以通过总的可动油量减去驱出油的量求得[19-20]。通过剩余可动油百分比还可以看出注水后储层的开发潜力如何。

图3 岩心流体不同渗透率级别的分布状况Fig.3 Distribution of core fluid with different permeability levels

表2 岩心各项T2谱参数详情Tab.2 Details of the T2 spectral parameters of the core

通过划分孔径分布求得不同孔径大小的情况下各个岩心的剩余油分布情况，从表3及图4中得到以下规律：①在0.1～10.0 μm内的孔隙之中，岩心的剩余油含量接近总量的90%，说明后期剩余油的挖潜主要依靠中小孔隙；②当渗透率增大后，分布在0.1～1.0 μm的孔隙中的剩余油含量越来越少，在1～10 μm的孔隙中越来越多。说明随着渗透率的增加，剩余油挖潜空间逐渐向中孔方向改变。

DB-2岩心氟油饱和度随驱替时间的变化曲线如图5所示。从图5中可以看出，在驱替初期，采收率迅速提高，剩余油饱和度大大降低；后期，趋势减缓，但减缓速度不趋于零，说明后期仍有剩余油开采潜力。

表3 岩心剩余油在不同孔径范围内的分布情况Tab.3 Distribution of remaining oil in core in different pore sizes μm2

2.3 压力梯度对微观赋存状态的影响

对DB-1、DB-4、DB-5三块岩心开展水驱实验，根据该区块0.01mL/min的实际注水量，通过压力梯度的变化来研究得出驱油效率与剩余油饱和度、压力梯度之间的关系。

图4 剩余油分布频率Fig.4 Frequency of remaining oil distribution

图5 DB-2号岩心氟油饱和度随驱替时间变化曲线Fig.5 Variation curve of fluorine oil saturation of DB-2 core with displacement time

随着压力梯度的增大，驱油效率先快速增加后接近平稳，低渗透储层驱油效率提高明显，当压力梯度增加到52.13 MPa/m后，增幅效果开始减弱，剩余油达到稳定状态；渗透率大的储层在压力梯度增加到17.92 MPa/m后就基本无增幅，剩余油也相对保持稳定(图6、表4)。

图6 核磁测试驱油效率与压力梯度的关系曲线Fig.6 Relationship between the oil displacement efficiency and pressure gradient in the nuclear magnetic test

表4 岩心驱油效率变化Tab.4 core displacement efficiency changes

表4中，DB-1渗透率为2.958×10-3μm2，原始含油饱和度39.15%；DB-4渗透率为16.247×10-3μm2，原始含油饱和度44.28%；DB-5渗透率为22.760×10-3μm2，原始含油饱和度47.72%。

由表4可知，在17.92 MPa/m的压力梯度下进行驱油有较好的效果，实际应用时应结合井网井距等因素进行综合分析，确定最佳压力梯度。

对比各个渗透率级别下的岩心，得出在不同的驱替方式下所产出的剩余油分布频率如图7所示。由图7可知，通过改变驱替速度，增大驱替压力梯度的方式，可以增加驱油效率从而抑制剩余油的产生。由于超过85%的剩余油存在于0.1～10.0 μm的孔隙中，但增大压力梯度，产出油却较少。因此，依靠增加压力梯度开发剩余油来增加产能还远远不足。结合油藏实际孔隙度，计算由0.1～5.0 μm孔隙中的储层渗透率为0.1×10-3～10.0×10-3μm2，即为该类储层中可通过改变驱替流速，增加驱替的压力梯度来提高原油采收率，而针对渗透率大于10×10-3μm2的储层应考虑进行有效封堵，如采用泡沫驱、聚合物驱等调驱的方式。对于渗透率相对较低的储层，产能较差，可考虑采用压裂改造或水平分支井等方式进行提高泄油面积，从而扩大波及范围提高采收率。

3 结论

(1)对比双峰型岩样的T2谱形态可以发现，随着渗透率的增大，占据小孔隙的束缚水越来越少，占据大孔隙的可动流体越来越多。

图7 不同渗透率岩心在不同驱替状态的剩余油分布Fig.7 Residual oil distribution of cores with different permeability in different displacement states

(2)后期剩余油主要存在于小孔隙中，随着渗透率的增大，剩余油挖掘空间应向中孔方向转变。

(3)在驱替初期，采收率迅速提高，剩余油饱和度大大降低；后期，趋势减缓，但减缓速度不趋于零，说明后期仍有剩余油开采潜力。

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