王瑞飛，齊宏新，呂新華，國殿斌

(1.西安石油大學 石油工程學院，西安 710065；2.中國石化 中原油田分公司，河南 濮陽 457001)

深層高壓低滲砂巖儲層可動流體賦存特征及控制因素
——以東濮凹陷文東沙三中油藏為例

王瑞飛1，齊宏新1，呂新華2，國殿斌2

(1.西安石油大學 石油工程學院，西安 710065；2.中國石化 中原油田分公司，河南 濮陽 457001)

利用核磁共振技術，對東濮凹陷文東沙三中深層高壓低滲砂巖儲層樣品進行測試分析，通過可動流體百分數(shù)、可動流體孔隙度參數(shù)分析了可動流體的賦存特征及控制因素。研究結果表明，不同離心力的T2譜形態(tài)表現(xiàn)為4種類型，T2截止值與物性呈正相關關系?？蓜恿黧w含量低且其分布具有較強的非均質性，滲透率越高，主流喉道半徑越大，可動流體參數(shù)值越大，可動流體參數(shù)與滲透率的相關關系越好；滲透率越低，可動流體參數(shù)衰減越快。儲層微觀孔隙結構是可動流體賦存的主要控制因素。應用喉道半徑區(qū)間分布表征微觀孔隙結構對可動流體分布的控制，效果較好。物性越好，大喉道控制的可動流體量越高。

核磁共振技術；可動流體；控制因素；深層高壓低滲砂巖儲層；文東油田；東濮凹陷

深層高壓低滲砂巖油藏屬于低滲透油藏范疇，但又有別于常規(guī)低滲透油藏。為改善該類油藏的開發(fā)效果，提高采收率，有必要研究其儲層可動流體賦存分布狀況。以東濮凹陷文東沙三中深層高壓低滲砂巖油藏為例，利用核磁共振可動流體測試分析技術研究儲層可動流體賦存特征及控制因素。

1 核磁共振可動流體測試原理

儲層孔隙大小與氫核弛豫率的反比關系是核磁共振研究孔隙結構的理論基礎[1-5]。根據(jù)流體在巖石中分布的弛豫時間界限，可將賦存于孔隙中的流體分為可動流體與束縛流體?？蓜恿黧w百分數(shù)(Sm)與可動流體孔隙度(φm)可以用來表征儲層可動流體賦存狀況。可動流體孔隙度在數(shù)值上等于可動流體百分數(shù)與孔隙度(φ)的乘積[6]。

2 實驗過程及測試結果

實驗中共對40塊樣品進行了核磁共振可動流體測試，實驗在常溫常壓下進行。實驗步驟為：(1)標準巖心洗油烘干，氣測滲透率；(2)巖心抽真空飽和模擬地層水(礦化度為30×104mg/L的鹽水)，計算巖心孔隙度；(3)對飽和模擬地層水的巖心進行核磁共振T2測量?？蓜恿黧w測試結果如表1,2所示。分析3個區(qū)塊可動流體特征參數(shù)發(fā)現(xiàn)，文13北塊可動流體百分數(shù)、可動流體孔隙度參數(shù)明顯低于文13東、文13西塊，其原因在于文13北塊物性較差(尤其是滲透率參數(shù))，且儲層潤濕性表現(xiàn)為親水。儲層物性越差，其儲集空間越小，儲集空間的連通性越弱。儲層潤濕性越強，吸附流體的能力越強，束縛水及殘余油飽和度越高。

3 可動流體賦存特征

由核磁共振測試結果可得出深層高壓低滲砂巖儲層T2譜分布形態(tài)及可動流體賦存特征。

3.1T2譜分布形態(tài)

分析不同離心力的T2譜形態(tài)，40塊樣品的T2譜分布以雙峰為主(雙峰態(tài)是砂巖巖石T2譜的典型特征[7-11])，且物性越好雙峰態(tài)越明顯(圖1)，鮮有單峰態(tài)分布，不同離心力的T2譜分布形態(tài)主要表現(xiàn)為4種類型：單峰態(tài)且變化不明顯(圖1a)、單峰態(tài)且變化明顯(圖1b)、雙峰態(tài)且兩峰變化幅度大(圖1c)、雙峰態(tài)且左峰變化不大右峰變化大(圖1d)。分析圖中單峰態(tài)的T2譜(圖1a,b)，實際上也是雙峰態(tài)。仔細觀察圖1a,b，樣品1的T2譜左峰表現(xiàn)突出，右峰存在但不明顯；而樣品5的T2譜右峰突出，左峰表現(xiàn)不明顯。在儀器所能承受的最大離心力(200 psi)作用下，樣品1可動流體百分數(shù)為7.08%，可動流體孔隙度為0.85%，可動流體參數(shù)值極低；樣品5可動流體百分數(shù)為53.61%，可動流體孔隙度為4.84%，可動流體參數(shù)值略高。根據(jù)可動流體含量與T2譜形態(tài)的關系[6]，也可推斷出樣品1的T2譜必將是左峰突出，而樣品5的T2譜必將是右峰突出的特點。由T2截止值與物性的相關關系(圖2)，隨儲層物性變好T2截止值增加(T2截止值右移)。這也說明隨儲層物性變好，T2譜的右峰會愈加突出，即T2譜為雙峰態(tài)。

3.2可動流體賦存特征

巖心的可動流體百分數(shù)分布范圍較寬(7.08%～84.92%)，平均值為65.41%，低于標準貝瑞巖心(76.62%)，可動流體百分數(shù)級差(最大值與最小值的比值)為11.99?？蓜恿黧w孔隙度分布范圍為0.85%～21.12%，平均值為10.94%，可動流體孔隙度級差為24.85?？蓜恿黧w孔隙度的非均質性強于可動流體百分數(shù)的非均質性。深層高壓低滲砂巖儲層可動流體含量低，且其分布具有較強的非均質特征。這些特征在深層高壓低滲砂巖油藏注水開發(fā)中，表現(xiàn)為采收率低且各層段間采收率相差較大等生產(chǎn)現(xiàn)象[12-13]。

表1 東濮凹陷文東油田核磁共振可動流體測試結果

表2 東濮凹陷文東油田核磁共振不同離心力的含水飽和度

注:1 psi=0.006 895 MPa

圖1 東濮凹陷文東油田巖心樣品典型T2譜

圖2 T2截止值與物性的相關關系

圖3為Sm與物性的相關關系。散點隨K、φ的增大而逐漸變“瘦”，表明K、φ越大，二者的相關性越強；當K、φ較低時，二者相關性較弱，Sm不完全受控于K、φ。K、φ越低，Sm隨K、φ的降低衰減速度越快。Sm與K的相關性好于Sm與φ的相關性?？蓜恿黧w量低是低滲透砂巖油藏采收率低的主要原因。研究區(qū)儲層，K>30×10-3μm2時，隨K、φ的增加，Sm增加緩慢。

圖3 可動流體百分數(shù)與物性的關系

圖4為可動流體孔隙度與物性的相關關系。

圖4 可動流體孔隙度與物性的關系

φm與K、φ間具有較強的相關關系，與K的相關性好于與φ的相關性。φm與K的相關關系類似于Sm與K的相關關系。即K越小，隨K的降低，φm衰減越快。比較可動流體孔隙度、可動流體百分數(shù)與物性的相關關系，φm與物性的相關關系好于Sm與物性的相關關系。φm是Sm與φ的乘積，該參數(shù)綜合了孔隙度與可動流體兩方面的信息。

4 可動流體控制因素

深層高壓低滲砂巖儲層可動流體的控制因素較多[14-20]。微裂縫發(fā)育程度(圖版a)、孔隙連通性及次生孔隙發(fā)育程度(圖版b,c,d)、黏土礦物充填孔隙程度(圖版e,f,g)、重結晶(圖版h,i)等儲層微觀孔隙結構特征是可動流體的主要控制因素。儲層微觀孔隙結構特征很難定量表征，基于核磁共振可動流體測試技術，可以用喉道半徑區(qū)間分布這一儲層微觀孔隙結構特征參數(shù)，表征儲層微觀孔隙結構對可動流體賦存分布的控制。儲層微觀孔隙結構不同，則喉道半徑分布必將存在較大差異。

由核磁共振獲得的儲層喉道半徑區(qū)間分布(圖5)，隨滲透率的增大，可動流體喉道半徑區(qū)間值增大。喉道半徑越大，可動流體百分數(shù)、可動流體孔隙度值越大。這與T2譜分布也是對應的。隨著T2譜由單峰態(tài)且變化不明顯、單峰態(tài)且變化明顯、雙峰態(tài)且兩峰變化幅度大到雙峰態(tài)且左峰變化不大右峰變化大，可動流體百分數(shù)和可動流體孔隙度參數(shù)逐漸增大，喉道半徑區(qū)間值逐漸增大，尤其是較大喉道半徑(>1.06 μm)增大幅度更加明顯。

圖5 東濮凹陷文東油田典型樣品可動流體喉道半徑的區(qū)間分布

圖6 不同離心力離心后含水飽和度與物性的關系

由不同離心力離心后含水飽和度與物性的關系可見(圖6)，隨著離心力的增大，含水飽和度值降低；物性越好，較低范圍離心力(例如20 psi)的含水飽和度值越低，離心過程中脫出的水飽和度越高。即，物性越好，大喉道控制的可動流體百分數(shù)越高。

因設備限制，不能開展高壓核磁實驗。高壓對T2譜有負面影響，但影響不大。高壓狀態(tài)的T2譜研究屬于油藏儲層應力敏感性的研究內容。研究區(qū)地層條件應力敏感性實驗研究表明，深層高壓低滲油藏屬于弱—中等應力敏感，高壓對儲層物性的影響不是很大。

5 結論

(1)深層高壓低滲砂巖儲層不同離心力的T2譜形態(tài)表現(xiàn)為4種類型，T2截止值與物性呈正相關關系。

(2)深層高壓低滲砂巖儲層可動流體賦存特征表現(xiàn)為：①可動流體含量低且其分布具有較強的非均質性；②滲透率越低，可動流體參數(shù)衰減速度越快；③滲透率越高，主流喉道半徑越大，可動流體參數(shù)越大，可動流體參數(shù)與滲透率參數(shù)的相關性越強。

(3)深層高壓低滲砂巖儲層微觀孔隙結構是可動流體賦存分布的主要控制因素。應用喉道半徑區(qū)間分布表征儲層微觀孔隙結構對可動流體分布的控制，效果較好。物性越好，大喉道控制的可動流體量越高。

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(編輯黃 娟)

圖版

Characteristicsandcontrollingfactorsofmovablefluidindeep-buriedhigh-pressureandlow-permeabilitysandstonereservoirs: A case study of middle section of 3rd member of Shahejie Formation in Wendong Oil Field, Dongpu Sag

Wang Ruifei1, Qi Hongxin1, Lü Xinhua2, Guo Dianbin2

(1.CollegeofPetroleumEngineering,Xi’anShiyouUniversity,Xi’an,Shaanxi710065,China; 2.SINOPECZhongyuanOilfieldCompany,Puyang,Henan457001,China)

The samples of the deep-buried high-pressure and low-permeability sandstone reservoirs in the middle section of the 3rd member of the Shahejie Formation in the Wendong Oil Field of the Dongpu Sag were tested with nuclear magnetic resonance technique. The characteristics and controlling factors of movable fluid were analyzed with movable fluid percentage and porosity. The results have shown that theT2pattern of the samples displays 4 modes, and theT2cutoff value is positively correlated with porosity. The movable fluid content is relatively low and the heterogeneity is intense. The higher the permeability is, the wider is the main throat radius. The relation between the movable fluid parameter and the permeability gets better with the increase of permeability. The movable fluid parameter gets higher attenuation velocity with the decrease of permeability and has more sensitivity to the changes of permeability. The micro-pore structure determines the existing state of fluid in deep-buried high-pressure and low-permeability sandstone reservoir. Applying main throat radius, the micro-pore structure controlling movable fluid was token, which has achieved good results. Wide throat controls more movable fluid when physical property is better.

NMR technique; movable fluid; controlling factor; deep-buried high-pressure and low-permeability sandstone reservoir; Wendong Oil Field; Dongpu Sag

1001-6112(2014)01-0123-06

10.11781/sysydz201401123

2012-09-20；

：2013-12-03。

王瑞飛(1977—)，男，博士，副教授，從事油氣田開發(fā)地質、油氣儲層地質方面的教學與科研工作。E-mail: sirwrf2003@163.com。

國家自然科學基金(51104119)、中國博士后科學基金(20090460861)資助。

TE132.2

：A