唐建云，殷 文，宋紅霞，師 劍，陳玉寶

(1.克拉瑪依理工學(xué)院，新疆 克拉瑪依 834000;2.中國石油吐哈油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆 哈密839009;3.延長油田股份有限公司，陜西 延安716005;4.克拉瑪依職業(yè)技術(shù)學(xué)院，新疆 克拉瑪依834000)

安塞油田位于鄂爾多斯盆地二級構(gòu)造單元陜北斜坡上，陜北斜坡為微向西傾斜的單斜構(gòu)造，其上構(gòu)造活動十分微弱，以鼻狀構(gòu)造為主，地層產(chǎn)狀平緩，一般傾角不足1°，平均坡降10 m/km左右，現(xiàn)今的構(gòu)造形態(tài)總體表現(xiàn)為一東翼寬緩、西翼陡窄的不對稱大向斜［1－6］。由于差異壓實作用，斜坡上的三疊系發(fā)育有大致由東向西傾沒的低幅鼻隆(狀)構(gòu)造。鄂爾多斯盆地從長10期開始發(fā)育，圍繞湖盆中心，形成一系列環(huán)帶狀三角洲裙體［7－10］。

自2007年10月以來，在安塞地區(qū)長10油層組勘探開發(fā)取得重要突破。從已開發(fā)的區(qū)塊生產(chǎn)情況看，長10油層組穩(wěn)產(chǎn)能力較好，是延長組比較有潛力的開發(fā)層位之一，但目前該油藏處于開發(fā)初期，對于其分布規(guī)律、儲量規(guī)模、開發(fā)特點等均處于初期研究階段。研究區(qū)目前鉆穿長10的探井約25口，面積約100 km2，部分井測井解釋結(jié)果顯示出較好的含油性，區(qū)內(nèi)長10油藏是否也蘊(yùn)藏著豐富的儲量，值得我們深入進(jìn)行勘探潛力評價，為此應(yīng)盡快評價以安塞油田為中心長10油藏的勘探潛力，優(yōu)選下一步勘探目標(biāo)區(qū)，為最終的規(guī)模開發(fā)提供理論依據(jù)。

1 儲層特征

1.1 儲層的巖石學(xué)特征

研究中，根據(jù)鑄體薄片鏡下觀察與統(tǒng)計分析，采用三角形圖解法，對研究區(qū)長10油層組的砂巖進(jìn)行了分類，結(jié)果表明安塞油田長10砂巖主要巖石類型為長石砂巖和巖屑長石砂巖。碎屑巖成分復(fù)雜，有石英、長石和暗色巖屑等，巖石的分選中等到好，磨圓度次棱角，膠結(jié)類型以孔隙、孔隙—薄膜為主，最大粒徑范圍為 0.25～0.50 mm，主要粒徑范圍為0.10～0.35 mm。

巖石礦物成分陸源碎屑含量介于66%～89.5%之間，平均為 82.73%;其中石英含量 21.5% ～32%，平均占26.1%;長石含量 38% ～56%，平均占 46.36%;巖屑含量6.5% ～13.5%，平均占10.27%，巖屑成分復(fù)雜，主要有火成巖(主要是噴發(fā)巖)、變質(zhì)巖(包括石英巖、板巖、片巖、千枚巖和變質(zhì)砂巖)，基本無沉積巖屑分布，其中火成巖巖屑含量平均占3.6%;變質(zhì)巖巖屑平均占6.67%;還有一部分其它類占3.60%，主要為綠泥石(見圖1)。

圖1 研究區(qū)長10砂巖組分三角圖

1.2 儲層物性特征

實驗共對17塊樣品進(jìn)行了物性測試分析，分析結(jié)果表明安塞油田長10儲層孔隙度最小為6.43%，最大為13.67%，平均為 10.51%;滲透率的分布區(qū)間為 0.100 2×10－3～2.007×10－3μm2，平均為 0.39 ×10－3μm2?？紫抖扰c滲透率之間表現(xiàn)出了一定的正相關(guān)關(guān)系，但相關(guān)性較差(見圖2)，而這兩個參數(shù)之間的相關(guān)應(yīng)正是孔隙與喉道相關(guān)性的宏觀反映，相關(guān)系數(shù)的大小反映的是這兩個參數(shù)之間配置關(guān)系的好壞，安塞油田這兩個參數(shù)的情況也說明較差的孔喉配置關(guān)系。

樣品分布頻率統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，安塞油田長10儲層孔隙度介于6% ～9%之間的樣品占20.00%;介于9% ～12%之間的樣品占46.67%;大于12%的樣品占33.33%。滲透率分布于0.1～0.3×10－3μm2之間的樣品占 60%;分布于 0.3～0.6×10－3μm2之間的樣品占 26.67%;分布于 0.6 ～1.0×10－3μm2之間的樣品占 6.67%;大于 1.0 ×10－3μm2之間的樣品占6.67%(見圖3－圖4)。

根據(jù)上述分析，結(jié)合砂巖儲層分類標(biāo)準(zhǔn)，研究區(qū)長10儲層整體以低孔、超低滲砂巖為主，樣品滲透率多小于1.0×10－3μm2。

圖2 孔隙度－滲透率相關(guān)性關(guān)系圖

圖3 長10儲層孔隙度分布直方圖

圖4 長10儲層物性分布直方圖

2 水驅(qū)油與油水相滲曲線特征

油水兩相滲流的相滲透率曲線能夠明顯反應(yīng)兩相滲流特征，從理論上講，儲層和流體的主要物理化學(xué)性質(zhì)，如滲透率和孔隙結(jié)構(gòu)、原油粘度和油水流度比，以及表面潤濕性和原油邊界層厚度等，在相滲透率曲線中都能得到反映，而相滲透率曲線的特點也就反應(yīng)了不同類型儲層的水驅(qū)油特征和效果［11－15］。在特低滲透儲層中，油水等流體賴以流動的孔隙系統(tǒng)具有與中、高滲儲層孔隙系統(tǒng)不同的特性，如特低滲透儲層的微細(xì)孔道占孔隙體積的比例很大，黏土礦物含量較高等多種因素的影響，導(dǎo)致了特低滲透儲層在相滲透率曲線上表現(xiàn)出與中、高滲儲層不同的特征［16－20］。

2.1 水驅(qū)油效率與油水共滲區(qū)變化特征

研究中共對6塊樣品進(jìn)行了水驅(qū)油和油水相滲實驗(表1)實驗結(jié)果表明安塞油田長10儲層無水期驅(qū)油效率最大為25.18%，最小為14.48%，平均為19.12%;含水95%時的驅(qū)油效率最大為40.37%，最小為23.56%，平均為34.87%，而此時的注入體積倍數(shù)范圍為 0.44～1.36 PV，平均為1.07PV;含水98%時的驅(qū)油效率最大為47.35%，最小為29.80% ，平均為 39.56% ，注入體積倍數(shù)范圍為 0.68 ～ 5.66 PV，平均為2.76PV;最終驅(qū)油效率最大為47.65%，最小為38.07%，平均為 42.66%，注入體積倍數(shù)范圍為 5.97～10.96 PV，平均為 7.64 PV。

表1 安塞油田長10儲層水驅(qū)油實驗結(jié)果統(tǒng)計表

表2 安塞油田長10儲層油水相滲實驗結(jié)果統(tǒng)計表

根據(jù)實驗樣品分析結(jié)果(表2)，6塊樣品的束縛水飽和度最大為36.99%，最小為28.82%，平均為33.04%;交點處的含水飽和度介于45.81% ～55.95%，平均為51.64%;油水相對滲透率范圍為0.08～0.22，平均為0.14;殘余油時的含水 飽和度 分布范 圍 為 57.27% ～62.65%，平均 為60.39%;水相相對滲透率分布范圍為0.11～0.47，平均為0.26;油水兩相共滲區(qū)范圍最大為 31.35%，最小為23.42%，平均為27.35%。

2.2 油水相滲曲線特征

從6塊樣品的水驅(qū)油及油水相滲曲線可以看出(見圖5)，隨著含水飽和度的增加，油相相對滲透率急劇下降，而水相相對滲透率增加幅度較小，這是因為在水驅(qū)油過程中，水首先沿著阻力相對較小、孔徑較大的孔道向前推移，此時水相相對滲透率增加較快;隨著愈來愈多的水進(jìn)入孔隙，連續(xù)的油流被阻斷或卡斷，變成分散的油滴，這些油滴在變孔喉處受阻，產(chǎn)生液阻，導(dǎo)致滲流阻力增大，水相進(jìn)入較小的孔道，賈敏效應(yīng)則會更加嚴(yán)重，滲流阻力增加顯著，水相相對滲透率增長緩慢。而且，因為孔隙結(jié)構(gòu)非均質(zhì)性強(qiáng)，水的指進(jìn)和繞流現(xiàn)象同樣十分嚴(yán)重，這就使得見水后相當(dāng)一部分油滯留在孔隙喉道中，成為殘余油，油相相對滲透率急劇降低。這一特點造成無因次產(chǎn)油指數(shù)大幅下降，意味著油井的產(chǎn)量將會大幅度下降，無因次產(chǎn)液指數(shù)升不起來就意味著靠提液延長穩(wěn)產(chǎn)期的傳統(tǒng)方法受到限制，增加了特低滲透油田開發(fā)的難度。

按照實驗樣品的曲線特征，我們對樣品進(jìn)行進(jìn)一步分析發(fā)現(xiàn)，對于滲透率較小的a、e、f號樣品，油水相滲曲線也表現(xiàn)出了不同的特征，a號樣品無水期的采收率相對較低僅為15.44% ，而 e、f號樣品的卻達(dá)到了 22.36% 和 25.18% ，參考薄片分析結(jié)果我們發(fā)現(xiàn)，e、f號樣品的粒間孔含量相對較高，而粒間孔作為超低滲砂巖最好的孔隙類型，如果其比較發(fā)育那么一般來講孔隙空間比較大而且喉道也比較粗，所以開發(fā)初期注入水很容易進(jìn)入儲集空間將孔隙中的油驅(qū)出，相滲曲線也表現(xiàn)為水相想對滲透率上升較快的特點。而對于滲透率相對較大的b、c、d號樣品，雖然開始時水相相對滲透率上升并不明顯，無水期驅(qū)油效率也不高，但隨著注入體積倍數(shù)的逐漸增加，水相相對滲透率上升明顯，驅(qū)油效率也隨之增大，此時以最終驅(qū)油效率明顯高于上述3塊樣品。同時，比較也發(fā)現(xiàn)，b、c、d號樣品的油水兩相共滲區(qū)寬度明顯大于a、e、f號樣品，表明油水兩相共同流動的區(qū)域范圍大。

圖5 研究區(qū)長10儲層水驅(qū)油及油水相滲曲線特征

上述分析還可以看出對于特低、超低滲透砂巖儲層而言，水驅(qū)油效果除了取決于孔隙的發(fā)育程度外，還在很大程度上與孔隙喉道之間的配置關(guān)系有關(guān)。

3 核磁共振可動流體變化特征

核磁共振(NMR)作為一種非常重要的儲層分析、評價手段，已在石油勘探開發(fā)領(lǐng)域已經(jīng)得到廣泛應(yīng)用，通過對儲層孔隙流體中氫核NMR信號的觀測，可以直接測量巖石中流體特性，并能獲得儲層有效孔隙度、滲透率、自由流體和束縛流體體積、孔隙結(jié)構(gòu)等與儲層物性和產(chǎn)能有關(guān)的地質(zhì)信息。特低滲透儲層由于受沉積、成巖作用的影響，孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，而孔喉中流體的賦存狀態(tài)就自然不同于常規(guī)儲層。

3.1 實驗原理簡介

巖樣孔隙內(nèi)飽和流體后，流體分子受到孔隙固體表面的作用力，作用力受孔隙(孔隙大小、孔隙形態(tài))、礦物(礦物成份、礦物表面性質(zhì))和流體(流體類型、流體粘度)等參數(shù)的綜合影響。

飽和流體的巖樣進(jìn)行核磁共振T2測試時，T2弛豫時間大小取決于流體分子受孔隙固體表面作用力的強(qiáng)弱，可見T2弛豫時間是孔隙、礦物和流體等參數(shù)的綜合反映，根據(jù)核磁共振弛豫時間大小及分布就可以對巖樣孔隙中流體的賦存狀態(tài)進(jìn)行分析。當(dāng)流體受孔隙固體表面的作用力較大時，T2弛豫時間就很小，此時流體處于束縛或不可動狀態(tài)，稱之為束縛流體或不可動流體。反之，當(dāng)流體受到孔隙固體表面的作用力較小時，T2弛豫時間就比較大，此時流體處于自由或可動狀態(tài)，稱之為自由流體或可動流體。

利用核磁共振T2譜可對巖樣孔隙內(nèi)流體的賦存狀態(tài)進(jìn)行分析，定量給出可動流體飽和度及束縛流體飽和度。飽和地層水狀態(tài)下的核磁共振T2譜可用于可動流體分析，而飽和油束縛水狀態(tài)下的油相T2譜就可用于可動油分析。因為T2弛豫時間的大小取決于孔隙、礦物和流體等參數(shù)，所以巖樣內(nèi)可動流體和可動油含量的大小就是孔隙大小、孔隙形態(tài)、礦物成分、礦物表面性質(zhì)等諸多微觀參數(shù)的綜合反映。這些微觀參數(shù)與儲層質(zhì)量好差和開發(fā)潛力大小緊密相關(guān)，故而可動流體和可動油是儲層(尤其是特低滲透儲層)評價中的兩個重要參數(shù)。此外，依據(jù)可動流體和可動油所表示的油層物理含義，這2個也可用于油、氣儲層儲量和可采儲量的計算，可動流體百分?jǐn)?shù)是初始含油(或氣)飽和度的上限，可動油百分?jǐn)?shù)是驅(qū)油效率的上限。

3.2 實驗步驟和方法

核磁共振可動流體測試共分析安塞油田長10儲層5塊不同深度的巖心，具體實驗步驟和方法如下:

(1)從全直徑巖心上鉆取直徑為2.5 cm的標(biāo)準(zhǔn)巖心;

(2)標(biāo)準(zhǔn)巖心洗油后烘干;

(3)氣測標(biāo)準(zhǔn)巖心滲透率;

(4)巖心抽真空后飽和模擬地層水;

(5)計算巖心孔隙度;

(6)使用核磁共振儀(Magnet2000)對飽和模擬地層水狀態(tài)下的巖心進(jìn)行核磁共振T2測試。

3.3 可動流體參數(shù)變化特征

根據(jù)5塊樣品的核磁共振測試結(jié)果，可動流體飽和度分布范圍為8.36% ～44.06%，平均為29.07(1塊異常樣品不考慮為34.25%)，可動流體孔隙度最大為4.63%，最小為0.13%，平均為 2.85%(不考慮異常樣品為 3.53%)，T2cutoff分布于3.26～45.70 ms之間，整體來看研究區(qū)可動流體飽和度含量偏低(表3)。

表3 核磁共振測試結(jié)果表

3.4 可動流體影響因素分析

3.4.1 物性的影響

根據(jù)5塊樣品可動流體參數(shù)與物性的相關(guān)關(guān)系，可動流體參數(shù)均隨著儲層物性的增加而增大，當(dāng)滲透率較小時，可動流體增加幅度明顯，當(dāng)滲透率增加到一定程度后，可動流體參數(shù)的增加幅度明顯減小，這也說明對于物性差的儲層可動流體波動范圍大，變化更為敏感(見圖6－圖7)。

圖6 孔隙度與可動流體參數(shù)相關(guān)關(guān)系

圖7 滲透率與可動流體參數(shù)相關(guān)關(guān)系

3.4.2 孔隙(尤其是次生孔隙)發(fā)育程度的影響

原生孔隙中的粒間孔儲集空間大，一般是超低滲儲層最好的孔隙類型，也是最主要的流體儲集空間，如果孔隙之間的連通性變差，如顆粒接觸形式以點、線接觸為主，喉道就會急劇縮小，使部分孔隙成為無效孔隙，其中的流體也就成為不可動流體，將嚴(yán)重影響可動流體含量。而次生孔隙的發(fā)育可將粒間孔很好地連通起來，為孔隙間提供更多的滲流通道，明顯改善超低滲透砂巖儲層的滲流能力，提高可動流體含量。例如A井的3－1－24號樣品，雖然粒間孔絕對含量僅為0.2%，但次生孔隙發(fā)育程度高，絕對含量合計為1.0%，占總孔隙體積的83.33%，可動流體飽和度為44.06%。而對于B井的4－16－18號樣品，粒間孔絕對含量為0.8%，次生孔隙絕對含量為0.4%(僅占總孔隙的33.33%)，可動流體飽和度僅為8.36%。

3.4.3 粘土礦物含量及其賦存狀態(tài)的影響

鄂爾多斯盆地延長組粘土含量較高，綠泥石、高嶺石、石英、伊利石充填孔喉普遍，例如綠泥石以孔隙襯邊或充填孔喉狀分布使孔隙半徑減小或喉道變細(xì)、曲折迂回甚至消失，有效滲流通道減小;而伊利石搭橋或充填孔喉生長也會使儲層孔隙度減小、滲透率性變差，使得部分流體成為束縛流體;碳酸鹽、硅質(zhì)膠結(jié)物多以粒間膠結(jié)物或次生孔隙內(nèi)充填物的形式出現(xiàn)，縮小或堵塞喉道，使物性變差;而且粘土微孔中的流體通常為束縛流體，滲流過程中不參與流動，可見粘土礦物的存在形式及其對孔隙的充填程度對可動流體含量大小影響明顯。如杏A井3－16－24號樣品孔隙度為10.2%、滲透率為0.14×10－3μm2，由于粒間和粒表綠泥石、伊利石粘土和石英充填孔喉，致使可動流體百分?jǐn)?shù)低(為22.48%)。

3.4.4 孔喉特征參數(shù)的影響

根據(jù)高壓壓汞實驗結(jié)果，提取門檻壓力、中值壓力、分選系數(shù)和變異系數(shù)這四個參數(shù)分析了其與可動流體飽和度之間的相關(guān)關(guān)系(見圖8)。結(jié)果表明，隨著門檻壓力和中值壓力的增大，可動流體飽和度表現(xiàn)出減小的趨勢，而分選系數(shù)和變異系數(shù)則與可動流體飽和度之間呈正相關(guān)關(guān)系，且相關(guān)性較好，而分選系數(shù)與變異系數(shù)越大反應(yīng)較大孔喉所占比例越大，這也說明流體的滲流空間和通道增大，可動流體增多。

圖8 孔喉參數(shù)與可動流體飽和度相關(guān)關(guān)系

4 結(jié)語

1)研究區(qū)長10砂巖主要巖石類型為長石砂巖和巖屑長石砂巖。巖石的分選中等到好，磨圓度次棱角，膠結(jié)類型以孔隙、孔隙—薄膜為主，最大粒徑范圍為0.25～0.50 mm，主要粒徑范圍為 0.10～0.35 mm。其中石英含量平均占26.1%;長石含量平均占46.36%;巖屑含量平均占10.27%，填隙物成分含量可占到13.67%，主要為粘土礦物、濁沸石、碳酸鹽膠結(jié)物和硅質(zhì)膠結(jié)。

2)物性測試分析結(jié)果表明，研究區(qū)長10儲層孔隙度最小為6.43%，最大為 13.67%，平均為 10.51%;滲透率的分布區(qū)間為 0.1002×10－3～2.007 ×10－3μm2，平均為 0.39 ×10－3μm2，屬典型的低孔—低滲儲層。

3)長10儲層無水期驅(qū)油效率平均為19.12%;含水95%時的驅(qū)油效率平均為34.87%，含水98%時的驅(qū)油效率平均為39.56%，最終驅(qū)油效率平均為42.66%?？蓜恿黧w飽和度分布范圍為8.36% ～44.06%，平均為29.07，可動流體孔隙度最大為 4.63%，最小為0.13%，平均為 2.85%，T2cutoff分布于3.26～45.70 ms之間?？蓜恿黧w參數(shù)主要受物性、孔隙(尤其是次生孔隙)發(fā)育程度、粘土礦物含量及其賦存狀態(tài)和孔喉特征參數(shù)的共同影響。

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