黨文斌，周思賓，王少朋，衛(wèi)星宇

（1.中石化華北油氣分公司勘探開發(fā)研究院，河南鄭州　450000；2.天津南開中學，天津　300000）

紅河油田37井區(qū)長8致密砂巖油藏油水微觀賦存狀態(tài)及產(chǎn)出規(guī)律研究

黨文斌1，周思賓1，王少朋1，衛(wèi)星宇2

（1.中石化華北油氣分公司勘探開發(fā)研究院，河南鄭州450000；2.天津南開中學，天津300000）

紅河油田37井區(qū)長8致密低滲砂巖油藏開發(fā)存在含水上升快，開發(fā)效果差的特點，本項目以長8儲層油水微觀賦存狀態(tài)及分布規(guī)律研究為出發(fā)點，利用熒光顯微、核磁共振實驗等技術手段，從儲層的微觀角度上明確給出了長8致密砂巖油藏含水上升快的微觀機理以及不同滲透率級別儲層的出水規(guī)律。研究表明，巖心物性越差，巖心整體含油飽和度越低，含水飽和度越高，隨著物性逐漸變好，含油飽和度上升，原油的賦存狀態(tài)及連通性有所改善，原油越容易動用，但含水上升速度也越快。

致密低滲油藏；熒光顯微技術；核磁共振；油水賦存狀態(tài)

紅河油田位于鄂爾多斯盆地西南部，構造上位于天環(huán)向斜南端，整體為一個東南高、北西低的大單斜。紅河37井區(qū)位于紅河油田中部，主要開發(fā)層次長8油層油藏埋深1 909.8 m～2 278.5 m，平均埋深2 093.5 m，含油面積44.6 km2，儲量1 458×104t。紅河長8油藏為巖性油藏，區(qū)內砂體有效厚度大，平均厚度15 m，孔隙度主要分布在7％～16.1％，平均孔隙度為10.5％，滲透率分布在0.1 mD～3.83 mD，平均滲透率為0.31 mD，為典型的低孔低滲儲層。 儲層以粒間溶孔和粒內溶孔為主，發(fā)育殘余粒間孔和微裂縫，孔隙半徑在19.8 μm～46.57 μm，平均孔隙半徑33.09 μm，喉道中值半徑0.21 μm，喉道類型以縮頸型、片狀和彎片狀為主，孔喉組合為小孔微喉，配位數(shù)0.59，連通性差，儲層裂縫發(fā)育，主要發(fā)育高角度構造縫，少量成巖收縮縫和微裂縫，基質儲層含油飽和度平均42％，裂縫型儲層含油飽和度56％。油藏為常溫低壓油藏，原始地層壓力為19.91 MPa，壓力系數(shù)0.91，飽和壓力4.61 MPa，地層溫度67.3℃，原油性質為低硫輕質原油。

1　開發(fā)特征

2012年紅河油田37井區(qū)長8油藏采用水平井分段壓裂技術大規(guī)模投入開發(fā)，主要采用排狀井網(wǎng)，井距350 m～500 m，水平段長度700 m～1 350 m，截止目前共有63口采油井，目前受低油價影響已全部關停。開發(fā)初期平均單井日產(chǎn)油6.8 t，含水72.6％，生產(chǎn)一年后，單井平均產(chǎn)油量降為3.5 t，含水上升到85％。從統(tǒng)計情況來看，初期含水大于70％的井23口，占總井數(shù)的36.5％，生產(chǎn)一年后含水大于70％的井達到52口，占總井數(shù)的82.5％，平均單井影響日產(chǎn)油1.57 t，油井含水上升是影響紅河37井區(qū)開發(fā)效果的重要因素。

2　原始油水賦存狀態(tài)研究

2.1實驗原理

利用紫外光或藍光等照射原油中的烴類物質，會產(chǎn)生可見的熒光顯微圖像，可以直觀的看到原油在儲層中的賦存狀態(tài)，方便儲層的含油氣性評價。一般在紫外光或藍光照射下，飽和烴產(chǎn)生熒光；一般呈藍白色或淡藍白的為芳烴；橙、褐橙或黃橙色的顯示為非烴；瀝青質顯示為黃褐色或者橙褐。隨著熒光顏色的逐漸變深，含油氣性逐漸降低。一般情況下，油中所含的烴類相對分子質量越大，熒光越暗，對同種性質的原油，熒光亮度在一定范圍內與發(fā)光物質的濃度成正比。油層含水率越高，熒光亮度越大［1，2］。

本次研究根據(jù)熒光的亮度來評價油層的含水率，從而研究儲層中油水的原始賦存狀態(tài)。從前人研究的成果來看，一般情況下油水的賦存狀態(tài)主要有簇狀、角隅狀、喉道狀、粒間吸附狀、孔表薄膜狀等幾種狀態(tài)［13］。其中油水簇狀分布的作用力較弱，油水易流動，喉道狀、粒間吸附狀、孔表薄膜狀等為強作用力，油水的流動難度大［3，4］。

2.2實驗方法

2.2.1巖心情況實驗巖心取自紅河油田長8儲層密閉取心井紅河168所取的巖樣，滲透率為0.055 mD～0.205 mD，孔隙度在8.09％～9.08％，共計3塊樣品，具體巖心數(shù)據(jù)（見表1）。

表1　實驗巖心物性參數(shù)

2.2.2實驗方法從以上3塊巖心的中部分別取下2塊薄片，為防止油氣逸散，保證實驗的可靠性快速從熒光顯微鏡下觀察巖心的新鮮斷面。

2.3實驗結果及分析

2.3.11號巖心1號巖心在熒光顯微鏡下的兩張薄片的照片（見圖1）。從照片上來看，整體發(fā)光不太均勻，亮度大的地方較少，且多以粒間吸附狀和孔表薄膜狀存在，從以上觀察可以看出，該巖心含水飽和度很高，可惜空間主要被水占據(jù)，雖然也含油，但分布零散，重質組分含量高，且與巖石表面作用力較強，動用難度大。

2.3.23號巖心3號巖心的熒光照片（見圖2）。整體來看發(fā)光區(qū)域較大，且比較均勻。發(fā)光的顏色以黃綠色和藍色為主，且連通性較好，偶見黃色和褐色。從賦存狀態(tài)上看，原油主要以簇狀分布于大孔隙中，在小孔隙和喉道中以孔表薄膜狀分布。從以上現(xiàn)象可以看出，巖心含水飽和度較高，且孔隙中央應存在大量的自由水；雖然原油較輕質，總體含量偏低，但由于整體連通性比較好，有利于采出。

圖1　紅河油田長8油藏紅河156井1號巖心薄片照片

圖2　紅河油田長8油藏紅河156井3號巖心薄片照片

2.3.38號巖心8號巖心的熒光照片（見圖3）。8號巖心亮度較1號巖心強，但是較3號巖心弱，整體發(fā)光不均勻，發(fā)光區(qū)呈零散分布，發(fā)光的部分連通性較差。熒光顏色主要以藍色和綠色為主，可見少量的褐色，原油主要以角隅狀分布在孔隙中。從以上現(xiàn)象可以看出，巖石的孔隙空間很小，吼道細小，但是分選較好。總體含水飽和度較高，連通性中等，自由水含量較大，但原油含量低，且分布極不均勻，不利于流動。

根據(jù)以上分析，可見本次實驗所取新鮮巖樣表現(xiàn)出以下特征：（1）巖心物性越差，巖心整體含油飽和度越低，含水飽和度越高；（2）巖心物性越差，油水的賦存狀態(tài)及連通性越不利于原油的動用。隨著物性逐漸變好，含油飽和度上升，原油的賦存狀態(tài)及連通性有所改善，原油越容易動用。從以上分析可以看出，紅河長8致密砂巖油藏由于儲層物性差，巖心孔隙中存在大量的自由水，當投入開發(fā)后，水易于動用，因此易形成優(yōu)勢通道，導致含水上升，而原油難以流動，形成較多的剩余油，因此在開發(fā)上表現(xiàn)為含水快速上升，產(chǎn)油量下降的特征。

圖3　紅河油田長8油藏紅河156井8號巖心薄片照片

3　油水賦存規(guī)律研究

3.1實驗原理

核磁共振是某些具有自選磁矩的原子核在外加磁場作用下，吸收特定頻率的電磁波，從而改變能量狀態(tài)的現(xiàn)象。核磁共振中極其重要的一個物理量是弛豫，弛豫是磁化矢量在受到射頻場的激發(fā)下發(fā)生核磁共振時偏離平衡態(tài)后又恢復到平衡態(tài)的過程。油氣藏的儲層巖石中礦物組成和孔隙結構非常復雜，流體存在于多孔介質中，被許多界面分割包圍，孔道形狀、大小不一，原子核與固體表面上順磁雜質接觸的機會不一致等，使得各個原子核弛豫得到加強的幾率不等，所以巖石流體系統(tǒng)中原子核弛豫不能以單個弛豫時間來描述，而應當是一個分布。不同巖石流體系統(tǒng)的物性決定了它們具有不同的T2分布，因此反過來獲得了它們的T2分布就可以確定它們的物理性質［7，8］。

3.2巖心概況及實驗方法

3.2.1巖心情況實驗選用的巖心為紅河168井長8儲層不同滲透率級別的新鮮巖樣10塊，取樣深度及巖心的物性參數(shù)（見表2）。

表2　實驗巖心物性參數(shù)

3.2.2實驗方法本次實驗對每塊巖心進行3次核磁實驗。第一次實驗測量，在大巖心新鮮斷面處敲取1 cm大小的巖心若干放入核磁儀測量新鮮狀態(tài)下的T2譜；第二次實驗先將巖心抽真空后，飽和地層水后進行測量；第三次實驗將巖心放入氯化錳溶液中先浸泡后，再進行測量。

3.3實驗結果及分析

以上10塊巖心3次核磁實驗所得的T2圖譜（見圖4）。圖中深藍色的線是泡錳狀態(tài)的信號，代表巖心中含油的信號；粉色的線是恢復狀態(tài)的信號，代表飽和水后恢復到原始狀態(tài)的巖心中油水信號之和；淺藍色的線是初始狀態(tài)的信號，代表巖心原始狀態(tài)下所測得的信號。

從圖4中可以看出初始狀態(tài)比恢復狀態(tài)的信號略小，但是整體上差距在10％以內，說明巖心中的油氣雖然有所逸散，但是不是很明顯，從T2譜的形態(tài)上看，逸散的油氣主要在巖石表面作用力較弱的右峰。由于恢復狀態(tài)的信號量為油水總的信號量，而泡錳狀態(tài)的信號量代表原油的信號量，因此泡錳狀態(tài)的信號量與恢復狀態(tài)的信號量的比值就是巖心的含油飽和度。由含油飽和度與滲透率的關系圖可以看出（見圖5），隨著滲透率的增大，含油飽和度逐漸升高。

圖4　新鮮巖樣不同狀態(tài)T2圖譜

從恢復狀態(tài)的T2譜可以看出，巖心的T2譜大多都表現(xiàn)為雙峰結構。根據(jù)核磁共振的原理可知，T2弛豫時間越短，流體與巖石表面的作用力越強，因此，T2圖譜上左峰部分的油水動用難度較大，右峰部分的油水動用難度較?。?2］。核磁共振的10塊巖心T2譜均表現(xiàn)為左峰較右峰高，說明巖石孔隙中難流動的流體占比較大。從右峰部分信號量占總信號量的比例與滲透率的關系可以看出（見圖6），隨著滲透率的增大，T2譜右峰部分信號量所占總信號的比例逐漸升高，也就是說易流動的流體體積增多。但是整體來看，紅河長8致密砂巖儲層的易動用的流體飽和度還是較低，大多低于33％。

從10個巖心的泡錳狀態(tài)的T2譜可以看出，巖心中原油分布呈多樣性，3號、4號巖心T2圖譜有單峰、1號、2號、6號、7號、9號、10號呈雙峰形態(tài)，5號、8號呈現(xiàn)多峰結構。為了巖心內易動用原油與原油在儲層孔隙中的微觀賦存狀態(tài)的關系，對比1號、3號、8號的核磁T2譜與熒光顯微鏡的觀察結果。

1號巖心的T2圖譜呈現(xiàn)為雙峰形態(tài)，在熒光顯微鏡下觀察其發(fā)光瀝青的賦存狀態(tài)主要為粒間吸附狀和孔表薄膜狀存在，還有少量的角隅狀，由于粒間吸附狀、孔表薄膜狀原油與巖石表面作用力較強，而簇狀原油與巖石表面作用力較弱，因此1號巖心的T2譜表現(xiàn)為雙峰結構。

3號巖心的T2圖譜表現(xiàn)為單峰結構，在熒光顯微鏡下觀察其發(fā)光瀝青的賦存狀態(tài)為：主要以簇狀分布于大孔隙中，少量以孔表薄膜狀分布于小孔隙和喉道中。巖心中簇狀賦存狀態(tài)占主導地位，其他賦存狀態(tài)存在較少，所以3號巖心的T2譜表現(xiàn)為單峰結構。

8號巖心的T2圖譜表現(xiàn)為多峰結構，在熒光顯微鏡下觀察其發(fā)光瀝青的賦存狀態(tài)為：主要以角隅狀、粒間吸附狀分布于孔隙中，少見喉道狀和孔表薄膜狀。由于8號巖心中各種原油賦存狀態(tài)都存在，因此8號巖心的T2譜表現(xiàn)為多峰結構。

利用恢復狀態(tài)與泡錳狀態(tài)的T2圖譜，以左右峰為分界線，分別計算了各巖心中易動用油水和難動用油水各自所占的孔隙體積的比例，結果（見表3）。

表3　油水動用難易程度統(tǒng)計數(shù)據(jù)

圖5　巖心含油飽和度與滲透率關系　

圖7　不同動用難度含水飽和度與滲透率關系

從表3可以看出，10塊巖心易動用水的飽和度較高，易動用油飽和度較低，隨著滲透率的增大，易動用水飽和度隨著滲透率的增大而增大，難動用水飽和度隨著滲透率的增大而降低。

因此致密油藏投入開發(fā)后，因為采出的液中只有少量的易動油，大部分是易動水，隨著易動油采出程度的增大，易動水采出速度開始增大，在生產(chǎn)特征上表現(xiàn)為產(chǎn)油量下降，含水率上升，尤其對于原始含油飽和度較低的儲層來說，巖心物性越好，含水上升的速度就越快（見圖7）。

4　結論

本次研究利用熒光顯微技術和核磁共振技術兩個方面對儲層巖石的油水賦存規(guī)律進行了研究，初步得出以下結論。

（1）巖心物性越差，巖心整體含油飽和度越低，含水飽和度越高，隨著物性逐漸變好，含油飽和度上升，原油的賦存狀態(tài)及連通性有所改善，原油越容易動用，但含水上升速度也越快。

（2）紅河長8致密砂巖油藏由于儲層物性差，巖心孔隙中存在大量的自由水，當投入開發(fā)后，水易于動用，因此易形成優(yōu)勢通道，導致含水上升，而原油難以流動，形成較多的剩余油，因此在開發(fā)上表現(xiàn)為含水快速上升，產(chǎn)油量下降的特征。

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TE122.23

A

1673-5285（2016）08-0104-06

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.08.023

2016-06-11

2016-07-15

國家重大科技專項“低豐度致密低滲油氣藏開發(fā)關鍵技術”項目，項目編號：2016ZX05048。

黨文斌，男（1986-），碩士，助理工程師，主要從事油田開發(fā)工作，郵箱：tiansi138@163.com。