王斌，孫衛(wèi)，張茜，馬淼，張帆，惠莎莎

（1.西北大學大陸動力學國家重點實驗室/地質(zhì)學系，陜西西安710069；2.西安石油大學地球科學與工程學院，陜西西安710065）

油氣地質(zhì)

姬塬油田長6儲層可動流體賦存特征及滲流能力分析

王斌1，孫衛(wèi)1，張茜1，馬淼1，張帆1，惠莎莎2

（1.西北大學大陸動力學國家重點實驗室/地質(zhì)學系，陜西西安710069；2.西安石油大學地球科學與工程學院，陜西西安710065）

以鄂爾多斯盆地姬塬油田長6段低滲透砂巖儲層為研究對象，應用核磁共振、鑄體薄片、掃描電鏡、油水相滲等實驗測試資料，對姬塬油田長6儲層可動流體的賦存特征及滲流能力進行了研究。結(jié)果顯示，長6段T2譜形態(tài)主要以左峰高右峰低型為主，可動流體飽和度差異較大，且整體偏低，滲透率與可動流體飽和度有良好的正相關(guān)關(guān)系。三種形態(tài)T2譜所對應不同品質(zhì)的儲層，滲流能力差異大；通過油水相滲實驗發(fā)現(xiàn)，長6段整體束縛水和殘余油飽和度較高，油相滲流能力差，隨著儲層品質(zhì)變差，油水兩相共滲區(qū)域也逐漸減小，兩相共滲區(qū)域參數(shù)與可動流體飽和度也有較好的相關(guān)性。

T2譜形態(tài)；可動流體；滲流能力；長6儲層

可動流體飽和度測試是基于核磁共振技術(shù)測定T2弛豫時間、表征孔隙結(jié)構(gòu)響應參數(shù)及流體在孔隙中賦存特征的有效手段，可以更為直觀、快速地評價孔隙結(jié)構(gòu)特征的優(yōu)劣及油氣可采程度，其可動流體飽和度賦存特征是制約低滲透儲層油氣可采程度的主要問題之一［1-4］。相比較孔隙度、滲透率而言，可動流體飽和度參數(shù)更能表征低滲透儲層的物性和滲流特征，是儲集空間有限的低滲儲層開發(fā)潛力評價的一個重要參數(shù)［5］。本文以姬塬油田長6儲層為研究對象，應用核磁共振實驗，對研究區(qū)儲層樣品T2譜形態(tài)進行分類，并對各類可動流體賦存及分布特征進行分析，同時結(jié)合油水相滲實驗，分析典型T2譜形態(tài)樣品儲層油水兩相微觀滲流特征，對各類型T2譜形態(tài)儲層微觀滲流機理進行研究，為后續(xù)研究區(qū)提高剩余油動用程度和提高最終采收率提供可靠的理論基礎(chǔ)和技術(shù)支撐。

1　基礎(chǔ)地質(zhì)特征

姬塬地區(qū)位于陜西定邊縣和寧夏鹽池縣境內(nèi)，構(gòu)造位置位于天環(huán)坳陷東岸、伊陜斜坡西部，介于兩個構(gòu)造單元之間，其中長6儲層為主力產(chǎn)油層位。沉積環(huán)境主要為三角洲前緣亞相，發(fā)育水下分流河道和分流間灣沉積微相。據(jù)實驗分析資料，研究區(qū)長6沉積期主要受北東和北西方向的物源影響［6-8］。長6儲層巖性以灰色長石砂巖為主，其次發(fā)育少量的中至細粒巖屑長石砂巖。長石、石英和巖屑的體積含量分別為39.2%，32.5%，6.4%。填隙物多以膠結(jié)物為主，主要為碳酸鹽膠結(jié)物和黏土膠結(jié)物，少量硅質(zhì)膠結(jié)物，雜基含量低，而巖屑主要是變質(zhì)巖屑和火山巖屑。研究區(qū)成巖階段處于中成巖A期晚期，部分進入中成巖B期的早期，儲層孔隙類型以粒間孔和長石溶孔為主，巖屑溶孔、晶間孔和微裂縫較少，平均面孔率為2.4%。13塊樣品的氣測孔隙度均值為12.57%，氣測滲透率均值為0.24× 10-3μm2，根據(jù)行業(yè)標準［9］，研究區(qū)長6儲層屬于典型的低孔低滲儲層。

2　可動流體賦存特征

2.1實驗原理簡介

核磁共振實驗是根據(jù)巖石中各種孔喉弛豫時間的不同，在T2譜上表現(xiàn)為不同譜峰特征從而來判斷孔喉特點。當巖心飽和水后，孔隙內(nèi)的水有兩種賦存狀態(tài)，一部分水處于自由可動狀態(tài)，另一部分水處于束縛不可動狀態(tài)，主要為毛細管水和薄膜水。束縛水T2弛豫時間短，相反，可動流體T2弛豫時間就長，因此利用核磁共振技術(shù)能夠測定可動流體飽和度［10］。

2.2T2譜形態(tài)分析

本次研究核磁共振T2測量使用的是先進的Magnet2000型儀器，實驗溫度是恒溫20℃。通過核磁共振實驗，得到姬塬油田長6儲層樣品測試結(jié)果（見表1）。

實驗樣品為鄂爾多斯盆地姬塬油田長6低滲透儲層砂巖的13塊巖樣，根據(jù)測試結(jié)果分析研究區(qū)儲層樣品的T2譜分布形態(tài)與可動流體的變化特征。測試結(jié)果顯示可動流體飽和度的分布范圍為9.78%～56.78%，平均為25.80%，極差為5.81；可動流體孔隙度的分布范圍為1.02%～6.91%，平均為3.37%，極差為6.67。T2值主要分布在10 ms～100 ms，可動流體飽和度參數(shù)差異較大，且均值偏低，表現(xiàn)出儲層具有較強的非均質(zhì)性?？蓜恿黧w飽和度表征油氣的開采程度，但油氣采收率同時受到井間及層內(nèi)滲透性的控制［3］。

表1　核磁共振可動流體實驗測試結(jié)果Tab.1 Laboratory results of movable fluid

圖1　姬塬油田長6段核磁共振T2譜Fig.1 NMR T2pattern of Chang 6 oil reservoir in Jiyuan oilfield

本次研究以13.895 ms作為T2截止值界限，其值中等偏高，表明研究區(qū)可動流體飽和度整體較低，低滲透砂巖儲層T2截止值范圍在1 ms～20 ms［11］。依據(jù)T2截止值界限，將儲層流體劃分可動流體與不可動流體，位于截止值左側(cè)為不可動流體，右側(cè)則為可動流體含量。研究區(qū)T2譜形態(tài)基本呈現(xiàn)雙峰型，而雙峰型是砂巖譜的典型特征［11］。依據(jù)T2譜形態(tài)特征可分為A型和B型兩大類，A型為左峰高右峰低型，主峰位于T2截止值的左側(cè)（A1、A2、A3、A4、A5、A6、A7、A9、A10、A12、A13）；B型為左峰低右峰高型，主峰位于T2截止值的右側(cè)（A8）。A11號樣品為主峰位于T2截止值的左側(cè)的單峰形態(tài)。實驗結(jié)果顯示（見圖1），研究區(qū)姬塬地區(qū)主要以A型左峰高右峰低型T2譜形態(tài)為主，存在個別B型左峰低右峰高和單峰型T2譜，且主峰對應的T2弛豫時間基本都小于截止值，T2譜主要分布在＜10 ms內(nèi)（71.20%），部分分布在10 ms～100 ms（23.84%），少量分布在＞100 ms（4.96%）。由此可見，研究區(qū)儲層孔隙內(nèi)可動流體飽和度低，且可動流體飽和度與可動流體孔隙度數(shù)值波動大，主要集中在中低值區(qū)間，而本身低滲透砂巖儲層孔隙度數(shù)值接近，極差較小。因此，T2譜也從側(cè)面反映了儲層內(nèi)部較強的非均質(zhì)性，這與低滲透砂巖儲層的特征相吻合。

2.3可動流體飽和度參數(shù)與滲透率響應特征

前人認為低滲透級別以上的砂巖儲層可動流體飽和度與物性應當具有較好的正相關(guān)性，且可動流體飽和度與滲透率的相關(guān)性要明顯好于其與孔隙度的相關(guān)關(guān)系［5，12］。研究區(qū)13塊測試樣品的可動流體飽和度與滲透率之間呈現(xiàn)明顯的正相關(guān)性，正相關(guān)系數(shù)（R2）達0.831 1（見圖2），遠遠大于可動流體飽和度與孔隙度的相關(guān)性（R2=0.122 8），表明滲透率對儲層可動流體飽和度具有較高的敏感性。研究區(qū)可動流體飽和度分布較寬，隨著滲透率增大，數(shù)據(jù)趨于分散，說明滲透率較小時，可動流體飽和度差異較小，物性變好時，可動流體飽和度則差異較大；同時從圖2中還可以看出，可動流體飽和度接近的儲層，滲透率存在較大差異，如Z32井和Z53-47井，可動流體飽和度Sm分別為26.78%和23.45%，但滲透率K卻差異較大，分別為0.30×10-3μm2和0.12×10-3μm2。說明滲透率對儲層可動流體飽和度有重要的影響，但不是唯一的影響因素。

圖2　可動流體飽和度與物性相關(guān)關(guān)系Fig.2 Relationship between movable fluid percentage and physical property

3　儲層滲流能力分析

核磁共振T2譜包含豐富的巖石信息，根據(jù)不同狀態(tài)下T2譜的峰形、弛豫時間和幅度等，能夠直觀評價不同孔隙類型中可動流體量［13］。核磁共振實驗測試結(jié)果顯示，鄂爾多斯盆地姬塬地區(qū)長6段T2譜形態(tài)以雙峰為主，且以A型左峰高右峰低為主，左右峰具有一定的差異，同時存在個別的B型左峰低右峰高和單峰形態(tài)T2譜。由于儲層微觀特征的差異導致了T2譜形態(tài)的差異［14］，且將核磁共振技術(shù)與常規(guī)實驗技術(shù)相結(jié)合，可以快速、無損地定量獲得滲流過程中流體飽和度的變化［15］，因此，分別選取3口典型井，結(jié)合油水相滲實驗對其對應的T2譜形態(tài)進行詳細地分析，開展對油水驅(qū)替滲流特征的認識。

3.1單峰型

H269井為典型的單峰型態(tài)T2譜（見圖3a）。該巖樣可動流體飽和度為21.95%，孔隙度為17.00%，滲透率為0.22×10-3μm2，T2譜主要在0 ms～100 ms，峰值在T2截止值的左側(cè)，對應的T2弛豫時間為3.87 ms。T2譜主要分布在＜10 ms（71.36%），部分分布在10 ms～100 ms（26.53%），0 ms～100 ms的T2譜幅度占97.89%，其中位于截止值13.895 ms左側(cè)的不可動流體飽和度達到78.05%?？梢娫搸r樣可動流體飽和度很低，孔隙空間被較多的束縛流體所占據(jù)，通過鏡下照片觀察可知，細小孔喉普遍發(fā)育，大孔喉少見，且孔喉連通性差，最終導致儲層滲流能力差（見圖4a、圖4b）。

表2　油水相滲特征參數(shù)統(tǒng)計表Tab.2 Statistical table of characteristic parameters of oil-water relative permeability experiment

圖4　姬塬油田長6儲層薄片及掃描電鏡照片F(xiàn)ig.4 Photographs of casting thin sections and SEM of Chang 6 reservoir in Jiyuan oilfield

通過與油水相滲實驗的結(jié)合，據(jù)實驗結(jié)果統(tǒng)計，H269號巖樣物性較差，束縛水飽和度為43.59%，此時油有效滲透率為0.01×10-3μm2，等滲點含水飽和度為63.69%，等滲點處油水相滲透率為0.01，殘余油飽和度為72.38%，殘余油時水相滲透率為0.11，兩相共滲區(qū)范圍占16.30%（見表2）。束縛水飽和度時油相滲透率低，等滲點含水飽和度高，兩相共滲區(qū)域最窄，油水滲流過程中毛細管阻力較大，賈敏效應突出，是研究區(qū)儲層滲流能力較差的一類（見圖3b）。

3.2A型

H192井為典型的A型雙峰T2譜（見圖5a）。該巖樣可動流體飽和度為32.56%，孔隙度為13.17%，滲透率為0.29×10-3μm2，T2譜圖呈左峰高右峰低，T2譜主要在0 ms～1 000 ms，左右峰面積差值較單峰型減小，峰值在T2截止值的左側(cè)，為3.22 ms。T2譜主要分布在＜10 ms的區(qū)間內(nèi)（55.37%），部分分布在10 ms～100 ms（31.97%），0 ms～100 ms T2譜幅度占87.34%，其中位于截止值13.895 ms左側(cè)的束縛流體飽和度占59.88%?？蓜恿黧w飽和度較單峰型T2譜高，孔隙中處于流動狀態(tài)的流體含量較單峰型T2譜多，大孔喉所占比例明顯增大，一般孔喉連通較好，儲層滲流能力較強，但顆粒分選一般（見圖4c、圖4d）。

H192號巖樣較H296號樣品物性好，其束縛水飽和度為40.63%，此時油有效滲透率為0.014×10-3μm2，等滲點含水飽和度為63.92%，等滲點處油水相對滲透率為0.11，殘余油時含水飽和度為66.37%，殘余油時水相滲透率為0.19，兩相共滲區(qū)范圍26.23%（見表2）。由于該巖樣較H296樣品物性好，束縛水時油相滲透率較高，等滲點含水飽和度較高，兩相共滲區(qū)范圍較寬，儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)較單峰型好，是研究區(qū)儲層滲流特征中等儲層類型代表（見圖5b）。

3.3B型

B型T2譜則以H3井為代表（見圖6a）。該巖樣可動流體飽和度為56.78%，孔隙度為12.17%，滲透率為0.55×10-3μm2，譜圖呈雙峰式，右峰面積明顯大于左峰，主峰位于13.895 ms的右側(cè)，T2弛豫時間為86.40 ms。T2譜主要分布在0 ms～100 ms，T2譜分布在＜10 ms（31.23%），主要分布在10 ms～100 ms（48.40%），0 ms～100 ms內(nèi)的T2譜幅度占79.63%。其中位于T2截止值左側(cè)的不可動流體飽和度（36.70%）小于其值右側(cè)的可動流體飽和度含量（63.30%），是研究區(qū)鮮有的可動流體飽和度大于束縛流體飽和度的樣品。

H3號巖樣可動流體飽和度高，說明孔隙中可動流體占大多數(shù)，儲層滲流能力強。結(jié)合巖石薄片和掃描電鏡，該巖樣孔隙大、粗喉道常見，孔喉連通性好，但顆粒分選一般，存在小孔喉（見圖4e、圖4f）。

H3號巖樣較前兩個樣品，其物性最好。該巖樣油水相滲實驗結(jié)果顯示，束縛水飽和度為40.17%，此時油有效滲透率為0.102×10-3μm2，等滲點含水飽和度為57.53%，等滲點處油水相對滲透率為0.12，殘余油時含水飽和度為67.05%，殘余油時水相滲透率為0.49，兩相共滲區(qū)范圍為28.40%（見表2）。該樣品物性較好，束縛水飽和度時油相滲透率較低，等滲點含水飽和度低，兩相共滲區(qū)范圍最寬，該類相滲曲線是研究區(qū)儲層滲流能力較好儲層類型（見圖6b）。

姬塬油田長6段屬于低孔低滲儲層，地質(zhì)條件復雜，孔喉細小，比表面積大，黏土類型多且含量高低不等，導致不同品質(zhì)儲層的可動流體飽和度存在很大差異；同時，長6低滲透儲層成巖作用改造強烈，微觀孔隙結(jié)構(gòu)復雜多變，必然導致其滲流特征復雜。因此，通過核磁共振實驗和油水相滲實驗測試了姬源長6儲層巖心可動流體、油水相滲實驗參數(shù)，并根據(jù)T2譜形態(tài)類型分析了各自的形態(tài)及可動流體賦存特征及其油水相對滲透率曲線形態(tài)特征。研究結(jié)果發(fā)現(xiàn)，姬塬長6儲層可動流體飽和度整體偏低，束縛流體飽和度普遍偏大；等滲點飽和度都大于50%，表明儲層巖石親水性，等滲點油水相對滲透率整體偏低，油水兩相共滲區(qū)偏窄，說明儲層中油水兩相流體相互干擾強烈，毛細管阻力大，從而導致儲層整體滲流能力弱，相應的驅(qū)油效率低。

上述選取的三個巖樣分別取自H3井、H192和H296井，分別代表了好、中、差的儲層類型，且具有不同的T2譜形態(tài)，儲層滲流能力差異較大。通過將核磁共振實驗所測得的可動流體飽和度和油水相滲實驗得到的兩相共滲區(qū)參數(shù)做相關(guān)性分析發(fā)現(xiàn)，油水兩相共滲區(qū)域與可動流體飽和度具有明顯的正相關(guān)關(guān)系（見圖7），相關(guān)系數(shù)R2為0.614 2。油水兩相共滲區(qū)的寬度是判斷儲層巖石滲流好壞的一個重要參數(shù)，兩相共滲區(qū)越大，油相滲流阻力小，滲流能力強。研究區(qū)長6儲層兩相共滲區(qū)范圍介于11.2%～28.4%，平均值為20.46%，兩相共滲區(qū)范圍較小，油相滲流阻力大，滲流能力弱。兩者具有較好的相關(guān)性，表征它們對于反映研究區(qū)儲層滲流能力特征具有一定的一致性，這與上述實驗分析測試結(jié)果相吻合。

圖7　可動流體飽和度與相滲參數(shù)相關(guān)關(guān)系Fig.7 Relationship between movable fluid percentage and characteristic parameters of oil-water relative permeability experiment

4　結(jié)論

（1）鄂爾多斯盆地姬塬長6儲層的T2譜形態(tài)表現(xiàn)為3種主要類型，單峰型、A型（左峰高右峰低）和B型（左峰低右峰高）。研究區(qū)以A型T2譜為主，總體表現(xiàn)為儲層可動流體飽和度低，束縛流體飽和度偏高。

（2）H3井、H192井和H296井分別代表了上述3種類型的T2譜，對應的為三種不同的儲集層類型，其可動流體飽和度依次減小。油水兩相滲流特征復雜，總體表現(xiàn)為束縛水和殘余油飽和度較高，油相滲流能力差，且隨著儲層品質(zhì)變差，油水兩相共滲區(qū)逐漸變小。

（3）可動流體飽和度與物性參數(shù)具有良好的相關(guān)關(guān)系，尤其是與滲透率，相關(guān)系數(shù)R2達0.83，說明滲透率是影響可動流體飽和度的一個重要參數(shù)。兩相共滲區(qū)域與可動流體飽和度也具有良好的相關(guān)性，兩者在表述儲層滲流能力方面具有一致性。

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Characteristics of movable fluids saturation and research on seepage ability in Chang 6 reservoir in Jiyuan oilfield

WANG Bin1，SUN Wei1，ZHANG Xi1，MA Miao1，ZHANG Fan1，HUI Shasha2
（1.Department of Geology/State Key Laboratory of Continental Dynamics，Northwest University，Xi'an Shanxi 710069，China；2.College of Earth Science and Engineering，Xi'an Shiyou University，Xi'an Shanxi 710065，China）

Taking the Chang 6 low-permeability sandstone reservoir as an example，the authors used a series of experiments including nuclear magnetic resonance，casting thin slice，the SEM，oil-water relative permeability test.With all these techniques，we discussed the characteristics of movable fluids saturation and the seepage ability in Chang 6 reservoir inJiyuan oilfield.The research shows that，the saturation of movable fluids in Chang 6 reservoir is low，and has great differences，the T2spectrum is mainly bimodal pattern with high left side and low right side，and there is a quite good positive correlation between the saturation of movable fluids and the permeability.The three types of T2spectrum represent different reservoirs，the seepage ability also has differences.By using the oil-water relative permeability test，the result shows that Chang 6 reservoir has high bound water and residual oil saturation，the oil relative permeability is low，with the variation of the reservoir's quality，the seepage area with oil and water is becoming more narrow，the two characteristic parameters，the proportion of seepage area and the saturation of movable fluids also have a positive correlation.

T2spectrum；movable fluids；seepage ability；Chang 6 reservoir

TE122.23

A

1673-5285（2016）10-0080-07

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.10.020

2016－08-02

國家科技重大專項“大型油氣田及煤層氣開發(fā)”，項目編號：2011ZX05044；陜西科技統(tǒng)籌創(chuàng)新工程，項目編號：2011KTZB-01-04-01。

王斌，男（1992-），碩士，從事油氣田地質(zhì)與開發(fā)研究工作，郵箱：wangb0201@163.com。