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        河流相流動單元滲流特征及剩余油分布
        ——以黃驊坳陷羊二莊油田新近系明化鎮(zhèn)組河流相儲層為例

        2018-06-25 11:33:46田盼盼林承焰張憲國宋金鵬
        關(guān)鍵詞:滲流流體孔隙

        田盼盼, 林承焰,2, 張憲國,2, 宋金鵬, 王 芮

        ( 1. 中國石油大學(xué)(華東) 地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院,山東 青島 266580; 2. 中國石油大學(xué)(華東) 山東省油藏地質(zhì)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,山東 青島 266580; 3. 中國石油大港油田公司 勘探開發(fā)研究院,天津 300280 )

        0 引言

        河流相儲層是我國中、新生代陸相盆地最重要的油氣儲集層[1],儲層非均質(zhì)性強(qiáng)[2],流體滲流規(guī)律復(fù)雜,剩余油分布認(rèn)識不清,制約油藏高效開發(fā),需要開展基于流動單元的儲層滲流特征及剩余油分布研究。人們研究流動單元的定義、識別、劃分和形成機(jī)制等,以分析油藏特征和揭示剩余油分布。在本質(zhì)上,儲層流動單元是在空間上連續(xù)分布的、具有相似巖石物理特征和滲流特征的儲集體,代表特定的沉積環(huán)境和滲流場[3]。

        由于地質(zhì)條件和實(shí)際資料限制、學(xué)術(shù)背景和研究目的不同,流動單元研究方法也不完全一致,可以分為:(1)以地質(zhì)研究為主的劃分方法,包括沉積相法[4]、層次分析法[5]和非均質(zhì)綜合指數(shù)法[6]等;(2)以數(shù)學(xué)為主的儲層參數(shù)分析法,包括流動分層指標(biāo)法[7]及其改進(jìn)方案[8-9]、改進(jìn)的地層Lorenz圖法[10]、孔喉幾何形狀R35法[11]、生產(chǎn)動態(tài)參數(shù)法[12]和多參數(shù)綜合法[13]等。這些方法分析影響滲流地質(zhì)參數(shù),把靜態(tài)地質(zhì)體與孔隙內(nèi)部流體的滲流特征聯(lián)系起來,將儲層刻畫為以滲流特征為主的儲層非均質(zhì)單元,對認(rèn)識儲層滲流規(guī)律和剩余油分布具有重要意義[14]。以華池油田華152塊長3儲層為研究對象,朱玉雙等[15]進(jìn)行不同流動單元的真實(shí)砂巖微觀孔隙模型滲流特征實(shí)驗(yàn),表明不同流動單元流體進(jìn)入次序、流體驅(qū)替方式和剩余油類型明顯不同。任剛等[16]利用模糊聚類方法,將大慶油田北二西葡一組儲層劃分為三類流動單元,并結(jié)合生產(chǎn)動態(tài)評價(jià)不同流動單元滲流能力。劉仁靜等[17]將克拉瑪依油田三3區(qū)克下組儲層劃分為三類流動單元,利用高壓壓汞及油水相滲資料表征流動單元滲流特征差異,認(rèn)為滲流能力中等的流動單元儲層剩余油相對富集。

        儲層滲流特征研究從宏觀、定性逐漸向微觀、定量、可視化發(fā)展,研究成果也不再局限于優(yōu)勢滲流區(qū)、儲層滲流能力評價(jià)等方面。全洪慧等[18]利用真實(shí)砂巖微觀模型水驅(qū)油實(shí)驗(yàn),探索孔隙結(jié)構(gòu)類型與水驅(qū)油微觀滲流特征之間的內(nèi)在聯(lián)系。根據(jù)鑄體薄片制作微觀可視化玻璃刻蝕模型,司馬立強(qiáng)等[19]模擬油氣成藏與開發(fā)過程中流體運(yùn)移機(jī)理和分布狀態(tài)。侯健等[20]借助巖心模型CT掃描圖像,對不同驅(qū)替時(shí)刻剩余油微觀賦存量、賦存位置及賦存形態(tài)進(jìn)行定量表征。姚軍等[21]利用多孔介質(zhì)結(jié)構(gòu)的三維隨機(jī)網(wǎng)絡(luò)模型,分析油水兩相滲流規(guī)律,表明配位數(shù)對毛細(xì)管壓力和相對滲透率曲線有顯著影響?;陲@微紅外光譜,李靜等[22]建立巖石結(jié)構(gòu)有限元模型,通過數(shù)值模擬進(jìn)行流體微觀滲流特性研究。

        目前,流動單元研究較為完善,儲層微觀滲流研究也取得一定進(jìn)展,但不同流動單元儲層微觀滲流差異研究相對缺乏。筆者研究羊二莊油田明化鎮(zhèn)組河流相儲層流動單元滲流特征,特別是對不同流動單元微觀滲流特征及剩余油分布差異進(jìn)行精細(xì)對比,為認(rèn)識儲層油水分布、預(yù)測與挖潛剩余油提供指導(dǎo)。

        1 地質(zhì)概況

        圖1 研究區(qū)位置Fig.1 Location of the study area

        羊二莊油田位于黃驊坳陷羊二莊鼻狀構(gòu)造東北部,為趙家堡斷層下降盤逆牽引背斜構(gòu)造(見圖1),屬于邊底水活躍的斷塊構(gòu)造—巖性油藏。鉆井揭示,該油田地層自下而上依次發(fā)育古近系沙河街組、東營組,新近系館陶組、明化鎮(zhèn)組,以及第四系平原組,其主力含油層系為明化鎮(zhèn)組二、三段及館陶組二、三段。研究目的層段為明化鎮(zhèn)組曲流河相儲層,儲層孔隙度呈單峰分布,峰值為32%~34%,滲透率為(2~8 000)×10-3μm2,呈平峰型均勻分布。

        羊二莊油田于1974年6月投入開發(fā),經(jīng)歷短期的彈性能量驅(qū)動階段,于1975年8月進(jìn)行注水開發(fā)。由于長期大段合采、合注,儲層非均質(zhì)性增強(qiáng),平面和層間油水滲流復(fù)雜,水驅(qū)差異顯著,剩余油分布認(rèn)識不清。目前,研究區(qū)整體含水率fw已達(dá)94.99%,生產(chǎn)矛盾日益突出。

        2 儲層宏觀滲流特征

        對于同一流動單元,巖層特點(diǎn)及影響流體滲流特征的地質(zhì)參數(shù)相似,而不同流動單元在儲層巖性、物性、孔隙結(jié)構(gòu)、流體滲流特征等方面具有較大差異,因此流動單元研究對認(rèn)識儲層滲流規(guī)律具有重要意義。

        2.1 流動單元劃分

        羊二莊油田明化鎮(zhèn)儲層滲透率與孔隙度的分布特征明顯不同,同一孔隙度對應(yīng)多個(gè)滲透率,即相近孔隙度樣品的孔隙結(jié)構(gòu)存在多樣性,存在多個(gè)流動單元[23]。

        以研究區(qū)6口取心井物性分析數(shù)據(jù)為樣本,根據(jù)流動分層指數(shù)(FZI)累積概率曲線,推斷研究區(qū)明化鎮(zhèn)組儲層至少具有5個(gè)正態(tài)分布群體。目前,流動單元的識別與劃分不再局限于以單參數(shù)作為劃分依據(jù),因此引入多個(gè)參數(shù)進(jìn)行識別與劃分,包括有效孔隙度Φe,反映儲層儲集能力;滲透率K,反映儲層滲流能力;標(biāo)準(zhǔn)化孔隙度Φz,為孔隙體積與顆粒體積之比;儲層質(zhì)量指數(shù)RQI,衡量儲層質(zhì)量優(yōu)劣;流動分層指數(shù)FZI,反映儲層孔隙對滲流的影響;壓汞曲線上進(jìn)汞飽和度達(dá)35%時(shí)的孔隙半徑R35,反映儲層微觀孔隙特征。

        利用SPSS軟件進(jìn)行聚類分析,分別將樣本聚類為4~7類,利用平均數(shù)方法檢驗(yàn)各分類方案在所有變量上的差異,劃分六類時(shí)各變量差異達(dá)到顯著水平,分類結(jié)果可靠,因此將研究區(qū)明化鎮(zhèn)儲層劃分為Ⅰ~Ⅵ類流動單元。在已知樣本分類的基礎(chǔ)上,利用逐步判別分析建立多組判別函數(shù),在引入4個(gè)參數(shù)(Φe、K、RQI、R35)時(shí)判別結(jié)果最佳,判別方程為

        fⅠ=-146.323+6.970Φe-0.003K-294.030RQI+27.456R35,

        (1)

        fⅡ=-87.694+5.351Φe-0.005K-168.016RQI+16.340R35,

        (2)

        fⅢ=-71.695+5.026Φe-0.007K-112.613RQI+11.258R35,

        (3)

        fⅣ=-69.226+5.944Φe-0.005K-123.213RQI+11.171R35,

        (4)

        fⅤ=-84.568+7.993Φe-0.002K-205.122RQI+16.809R35,

        (5)

        fⅥ=-112.808+9.707Φe+0.001K-286.734RQI+23.005R35。

        (6)

        運(yùn)用式(1-6)進(jìn)行回判驗(yàn)證,正判率達(dá)到93.0%,可以用于非取心井流動單元識別。對流動單元特征參數(shù)進(jìn)行整理并得到回判標(biāo)準(zhǔn)(見表1),各類流動單元分布頻率呈正態(tài)分布,不同流動單元特征值分異明顯。

        表1 羊二莊油田明化鎮(zhèn)儲層流動單元類型回判標(biāo)準(zhǔn)

        2.2 儲層相滲特征

        圖2 羊二莊油田明化鎮(zhèn)儲層各類流動單元相對滲透率曲線Fig.2 Relative permeability curves of different flow units in Nm reservoir of Yangerzhuang oilfield

        油水相對滲透率(Kro/Krw)曲線是儲層自身特征及油水運(yùn)動規(guī)律的綜合反映,是表征兩相滲流特征的重要方法。將各類流動單元相對滲透率曲線歸一化,得到不同流動單元的相對滲透率曲線(見圖2)。

        各流動單元相對滲透率曲線整體形態(tài)相似,但各自油水滲流特征具有一定差異。在整體上,油相相對滲透率曲線在初期急劇下降,隨水相飽和度Sw增加,下降速度有所減緩;水相相對滲透率曲線隨水相飽和度的增加而上升,后期上升速度有所增加。由Ⅰ~Ⅵ類流動單元,儲層束縛水及殘余油含量增加,油水兩相區(qū)范圍變小,水相相對滲透率減小,驅(qū)油效率逐漸降低(見表2)。由圖2和表2可以看出,各類流動單元儲層含水率上升快,由未水淹、弱水淹到中水淹的各階段,含水飽和度變化范圍窄。以Ⅴ類流動單元為例,儲層見水后含水率上升較快,在低—中水淹階段停留時(shí)間短,長期處于中—高水淹狀態(tài)。對比各水淹階段含水飽和度變化范圍(ΔSw),物性較好的Ⅰ~Ⅲ類流動單元在未水淹—弱水淹階段的ΔSw,明顯小于物性較差的Ⅳ~Ⅵ類流動單元的。

        由Ⅰ~Ⅵ類流動單元,儲層物性逐漸變差,孔喉發(fā)育程度及連通性變差,孔喉半徑減小,相應(yīng)比表面積增大,因此儲層束縛水及殘余油飽和度不斷增大,油水兩相區(qū)范圍變小。此外,孔隙半徑變小也使得潤濕相通過多孔介質(zhì)的能力減弱,滲流阻力增大,因此水相相對滲透率減小,驅(qū)油效率逐漸降低。在注水開發(fā)過程中,滲流阻力的增加使物性較差儲層的注入水推進(jìn)速度相對較慢,水淹初期停留時(shí)間相對于物性較好儲層的長。

        表2 各類流動單元相對滲透率曲線特征

        在開發(fā)過程中,相對滲透率曲線整體“相似性”反映研究區(qū)儲層普遍見水早且含水率上升快,無水采收期短且無水采收率低;“互異性”說明流動單元劃分能夠有效表征儲層流體滲流特征的差異。對于非均質(zhì)油藏,流體在油藏中流動特征有較大差異,若整個(gè)油藏采用一條平均相對滲透率曲線進(jìn)行含水率計(jì)算,則油藏潤濕性判斷和油水井生產(chǎn)動態(tài)預(yù)測將產(chǎn)生較大誤差。因此,對儲層進(jìn)行流動單元劃分,不同流動單元儲層采用相應(yīng)的相對滲透率曲線進(jìn)行含水率預(yù)測,可以更準(zhǔn)確地評價(jià)儲層水淹狀況。

        3 儲層微觀滲流特征

        流體宏觀滲流差異是微觀滲流差異的體現(xiàn),而儲層巖石微觀孔隙結(jié)構(gòu)是影響流體滲流能力的關(guān)鍵。

        3.1 微觀孔隙結(jié)構(gòu)

        儲層孔隙結(jié)構(gòu)指巖石孔隙和吼道的幾何形狀、大小、分布,以及兩者之間的配置關(guān)系。通常采用鑄體薄片及毛管壓力曲線刻畫儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征,對比不同流動單元鏡下特征及毛管壓力曲線:

        (1)Ⅰ類流動單元儲層以粗—中粒巖屑長石砂巖為主,礦物顆粒破碎現(xiàn)象普遍,顆粒粒內(nèi)縫發(fā)育(見圖3(a))。該類儲層孔隙度跨度區(qū)間較大,但滲透率整體高于其他流動單元的(見表1),綜合物性及鏡下微觀特征,粒間孔隙及溶蝕孔隙發(fā)育,且粒內(nèi)縫溝通發(fā)達(dá)的孔隙網(wǎng)絡(luò),加之長期注入水沖刷作用帶走顆粒表面黏土礦物,孔隙吼道干凈,儲層滲濾性能大幅增加。

        圖3 羊二莊油田明化鎮(zhèn)組莊6-16-5井儲層各類流動單元鏡下特征

        圖4 各類流動單元儲層毛管壓力曲線Fig.4 Capillary pressure curves in different flow units of the reservoir

        (2)Ⅱ類流動單元儲層以中粒巖屑長石砂巖為主,巖石孔隙發(fā)育,分布均勻(見圖3(b))。該類流動單元毛管壓力曲線呈中間平緩段低且長的“椅狀”(見圖4),排驅(qū)壓力和中值壓力遠(yuǎn)低于其他幾類流動單元的,平均孔隙半徑為16.2 μm,均質(zhì)因數(shù)最高(見表3),表明儲層孔喉粗且分布集中,孔隙連通性好,巖石儲集性能和滲濾性能極好,具有較高的生產(chǎn)能力,是研究區(qū)儲集性能及滲流能力最好的儲層。

        (3)Ⅲ類流動單元儲層以中粒長石巖屑砂巖、細(xì)—中粒長石巖屑砂巖為主,孔隙發(fā)育,連通性好(見圖3(c))。該類流動單元毛管壓力曲線呈中間平緩段較長的“椅狀”,但平坦段較Ⅱ類流動單元的高且短,排驅(qū)壓力較低,平均孔隙半徑為13.2 μm,均質(zhì)因數(shù)較高,說明儲層孔喉粗且分布集中,分選好,表現(xiàn)為粗歪度的特征,但儲層在整體上儲集性能及滲流能力不及Ⅱ類流動單元儲層的。

        表3 各類流動單元儲層樣品高壓壓汞孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)統(tǒng)計(jì)

        (4)Ⅳ類流動單元儲層以中—細(xì)粒巖屑長石砂巖、礫質(zhì)中粒長石巖屑砂巖為主,顆粒分選較差,部分薄片可見礫石,礫石磨圓好,多呈次圓狀,成分主要為粉砂質(zhì)泥巖、泥巖,定向富集分布(見圖3(d))。該類流動單元毛管壓力曲線中間平緩段較Ⅱ類、Ⅲ類流動單元的短且平臺較高,排驅(qū)壓力中等(見圖4),平均孔隙半徑為9.1 μm,均質(zhì)因數(shù)中等,表明儲層孔喉較粗且分布相對集中,分選較好,為偏粗歪度,儲層在整體上儲集性能及滲流能力中等。

        (5)Ⅴ類流動單元儲層以細(xì)粒巖屑長石砂巖、細(xì)—中粒巖屑長石砂巖為主,碎屑顆粒分選較好,孔隙發(fā)育相對較差(見圖3(e))。該類流動單元毛管壓力曲線中間平臺較窄(見圖4),排驅(qū)壓力最高,平均孔隙半徑較小,均質(zhì)因數(shù)較小,表明儲層孔喉較細(xì),分選一般,為偏細(xì)歪度,儲層在整體上儲集性能及滲流能力一般。

        (6)Ⅵ類流動單元儲層以泥質(zhì)極細(xì)粒長石巖屑砂巖為主,碎屑顆粒磨圓差,呈次棱角狀,顆粒多為游離狀接觸,泥質(zhì)含量高且分布不均,泥質(zhì)集中充填處孔隙發(fā)育較差(見圖3(f))。該類流動單元毛管壓力曲線呈“斜坡狀”,幾乎沒有平臺段,中值壓力為22.890 MPa,遠(yuǎn)高于其他幾類流動單元的,但是排驅(qū)壓力較其他流動單元的處于中等,平均孔隙半徑為4.8 μm,均質(zhì)因數(shù)最小。該類儲層中值壓力高而排驅(qū)壓力偏小,結(jié)合排驅(qū)壓力偏低的壓汞曲線樣品及其鑄體薄片,孔隙分布極其不均勻,導(dǎo)致孔隙系統(tǒng)中最大連通孔隙較大,非潤濕相開始進(jìn)入巖樣時(shí)所需啟動壓力較小,而巖石整體孔隙發(fā)育程度差、孔喉集中分布的孔徑范圍偏小,因此中值壓力較高。該類流動單元儲層巖石致密,孔喉半徑整體偏細(xì),孔隙富集處孔喉半徑較大,分選差,為細(xì)歪度,孔隙連通性差,是研究區(qū)儲集性能及滲流能力最差的儲層。

        3.2 微觀滲流特征

        為研究儲層孔隙結(jié)構(gòu)對滲流特征的影響,對不同孔隙結(jié)構(gòu)的Ⅰ~Ⅵ類流動單元儲層,以鑄體薄片為基礎(chǔ)建立真實(shí)孔隙結(jié)構(gòu)模型,進(jìn)行流體微觀滲流數(shù)值模擬。

        3.2.1 模擬步驟

        (1)從不同流動單元鑄體薄片視域中選取面積為1.3 mm×1.0 mm的模型,對圖像進(jìn)行處理、分割,將孔隙和顆粒分離成不同實(shí)體結(jié)構(gòu)集合并將孔隙部分實(shí)體留存;

        (2)將孔隙結(jié)構(gòu)模型導(dǎo)入COMSOL Multiphysics,基于Brinkman方程對流體在多孔介質(zhì)孔隙空間中的速度場、壓力場進(jìn)行數(shù)值模擬;

        (3)在相同實(shí)驗(yàn)條件下,設(shè)定流體流動方向從左到右,對真實(shí)巖心樣品孔隙結(jié)構(gòu)下的流體速度場及壓力場進(jìn)行數(shù)值模擬;

        (4)分析不同孔隙結(jié)構(gòu)的流體滲流規(guī)律。

        3.2.2 模擬結(jié)果

        模擬各個(gè)流動單元流體速度場分布(見圖5(a-c)、圖5(g-i)),以及壓力遞減特征(見圖5(d-f)、圖5(j-l)),其中白色部分為顆粒實(shí)體,彩色充填為孔隙實(shí)體,孔隙中紅色線條表示流線,背景色由藍(lán)—紅過渡表示速度或壓力由低—高變化。

        (1)在整個(gè)視域范圍內(nèi),Ⅰ類流動單元流體速度遠(yuǎn)高于其他類型流動單元的(見表4),且視域中央形成兩條高速滲流通道;流線分布廣泛且彎曲分叉現(xiàn)象明顯,流線在兩條高滲通道處更加密集(見圖5(a));孔隙內(nèi)壓力呈臺階式下降,沿主流線方向下降最快(見圖5(d))。在視域邊界處,受計(jì)算區(qū)域限制,流體流動范圍實(shí)際更加廣泛。在水驅(qū)過程中,Ⅰ類流動單元先被水淹且形成高滲通道,注入水流速整體較高、波及范圍較廣,因此儲層驅(qū)油效率高,多為強(qiáng)水洗,剩余油飽和度相對較低。該類儲層作為流體突進(jìn)通道,大幅降低注入水垂向波及范圍,從而影響儲層整體的水驅(qū)效果。

        (2)Ⅱ~Ⅴ類流動單元流體速度逐漸變小,流體流經(jīng)吼道時(shí)流速明顯增大;流線較為平直且趨于均勻分散,優(yōu)勢流線發(fā)育程度逐漸減弱(見圖5(b-c)、5(g-h));孔隙壓力呈斜坡式下降,斜面趨于平整且坡度有所增加(見圖5(e-f)、5(j-k))。從Ⅱ~Ⅴ類流動單元,顆粒粒度逐漸減小,孔隙網(wǎng)絡(luò)趨于細(xì)小而均質(zhì),流體需要克服更大的毛管壓力,在相同壓力驅(qū)動下,儲層整體水驅(qū)速度逐漸降低:Ⅱ類流動單元在水驅(qū)過程中水淹相對較快、流線相對發(fā)達(dá)、孔隙剩余油相對較少;Ⅴ類流動單元水淹相對較慢、流線發(fā)育相對較弱、孔隙更多的剩余油流體難以被波及。在水驅(qū)開發(fā)過程中,無水期(含水率不大于10.00%)時(shí),Ⅱ類流動單元的水驅(qū)程度遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于Ⅴ類流動單元的;由于流體驅(qū)動壓力供應(yīng)充足,當(dāng)儲層含水率達(dá)到98.00%時(shí),Ⅴ類流動單元的驅(qū)油效率與Ⅱ類流動單元的相當(dāng)(見表4),表明在開發(fā)后期物性較差的儲層具有較大的開發(fā)潛力。

        (3)Ⅵ類流動單元孔隙發(fā)育程度嚴(yán)重不均勻,泥質(zhì)集中充填處有效連通孔隙幾乎不發(fā)育,局部孔隙發(fā)育處流體速度遠(yuǎn)低于其他類型流動單元的,在連通性相對較好的區(qū)域發(fā)育流速相對較高的主流線(見圖5(i));孔隙壓力沿主流線方向呈跳水式快速降低,大部分區(qū)域壓力處于高臺(見圖5(l))。在水驅(qū)過程中,注入水需要較大壓力突進(jìn),在孔隙發(fā)育、連通性好的區(qū)域剩余油可以被驅(qū)替,大部分孔隙的剩余油難以被驅(qū)替。

        4 剩余油分布特征

        在開發(fā)過程中,各類流動單元之間滲流特征不同,體現(xiàn)在儲層生產(chǎn)特征及剩余油分布的差異上。利用熒光顯微圖像,可以定性地顯示水驅(qū)后油水在孔隙中的分布特征;利用核磁共振實(shí)驗(yàn),可以定量地表征流體在孔隙中的賦存狀態(tài)及剩余油飽和度。

        4.1 熒光顯微圖像

        熒光顯微圖像技術(shù)以紫外光或藍(lán)光為光源,激發(fā)巖石中的石油瀝青并產(chǎn)生可見的熒光圖像。雖然水本身并不具備發(fā)光特性,但溶解微量芳系化合物的水具有熒光性。隨孔隙中含水率逐漸升高,即水淹程度由弱變強(qiáng),顯微圖像由棕黃—黃褐色為主逐漸向黃綠—綠色熒光轉(zhuǎn)變,熒光強(qiáng)度整體上遵循由弱變強(qiáng)再變?nèi)醯目傮w規(guī)律[24]。

        (1)Ⅰ類流動單元熒光圖像表現(xiàn)出超強(qiáng)水洗的特征。巖石整體熒光暗,孔隙吼道受長期注入水沖刷作用較為干凈,顆粒邊緣清晰。隨可微溶于水的輕質(zhì)組分逐步減少,孔隙中熒光顏色逐漸變暗,熒光強(qiáng)度也隨之降低,呈現(xiàn)極微弱的光暈??紫洞蟛糠直凰紦?jù),少量重質(zhì)原油成分呈柱塞狀殘存于細(xì)小孔吼,或吸附于蝕變顆粒表面,發(fā)褐色熒光(見圖6(a))。

        圖5 各類流動單元儲層孔隙速度場及壓力遞減模擬結(jié)果Fig.5 Numerical simulation results of pore velocity field and pore preesure decline of different flow units

        (2)Ⅱ類流動單元熒光圖像表現(xiàn)出超強(qiáng)水洗的特征。巖石整體熒光偏中暗—暗,與Ⅰ類流動單元熒光特征相似,但熒光更加不均勻,色差較大??紫吨醒氪蟛糠直凰涮疃l(fā)亮綠色熒光,少部分油質(zhì)瀝青呈角隅狀殘存于顆粒角隅處及死孔隙,發(fā)黃綠色熒光(見圖6(b))。

        (3)Ⅲ類流動單元熒光圖像表現(xiàn)出較強(qiáng)水洗的特征。巖石整體熒光中暗,發(fā)熒光不均勻。孔隙中央被水充填而發(fā)暗綠色熒光,部分油質(zhì)瀝青、膠質(zhì)瀝青以薄膜狀吸附于顆粒邊緣而形成“光圈”,其他呈吸附狀分布于巖屑表面,發(fā)中暗黃色、橙黃色熒光(見圖6(c))。

        表4各類流動單元速度場及壓力遞減模擬、水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果

        Table4Resultsofoildisplacementefficienciesandsimulationresultsofvelocityandpreesuredistributionindifferentflowunits

        流動單元類型Ⅰ類Ⅱ類Ⅲ類Ⅳ類Ⅴ類Ⅵ類流速/(m·s-1)6.1×10-20~1.02.5×10-90~2.1×10-81.8×10-90~1.9×10-85.0×10-100~4.8×10-91.3×10-100~3.5×10-99.7×10-120~1.5×10-10峰值區(qū)間0~5.0×10-20~4.0×10-90~2.0×10-9(2.0~6.0)×10-100~2.0×10-100~1.0×10-11分布特征流速極高,明顯兩條突進(jìn)通道流速較高,高速區(qū)連續(xù)流速中等,高速區(qū)有間斷流速較低,細(xì)小吼道處發(fā)育點(diǎn)狀高速區(qū)整體流速極低流速極低,集中于孔隙發(fā)育處流線分布特征分布廣,突進(jìn)通道處更密集,迂曲度大,分叉特征明顯網(wǎng)狀分布,覆蓋面積廣樹杈狀分布,較稀疏覆蓋區(qū)域較小,較稀疏,優(yōu)勢流線不明顯流線稀疏,覆蓋區(qū)域小,優(yōu)勢流線不發(fā)育孔隙發(fā)育且連通性較好的區(qū)域發(fā)育主流線壓降分布特征臺階型臺階—斜坡型斜坡型,坡度較緩斜坡型,斜面較平坦斜坡型,斜面平坦,坡度陡主流線壓力跳水式降落,其他區(qū)域呈高平臺值水驅(qū)油無水期水驅(qū)程度/%47.5033.5034.4728.5519.36含水率98.00%時(shí)水驅(qū)程度/%65.8063.6061.4456.5556.58驅(qū)油效率/%76.2074.1073.8772.0367.50

        (4)Ⅳ類流動單元熒光圖像顯示弱—中水洗的特征。巖石整體熒光亮,呈較為亮麗的金黃色調(diào),發(fā)熒光不均勻,具色差。該類流動單元熒光圖像中礦物顆粒邊緣較為模糊,孔隙通道不清晰。巖石一側(cè)孔隙中充填油質(zhì)瀝青而發(fā)中亮黃色熒光,一側(cè)孔隙中大部分被水充填而發(fā)中亮—中暗綠色熒光(見圖6(d))。對于顆粒分選較差的砂礫狀結(jié)構(gòu)儲層,在礦物顆粒粒級較粗大處,孔隙中央發(fā)中暗黃綠色、綠色熒光;在礦物顆粒粒級較小處,孔隙中央為油質(zhì)瀝青充填而呈亮麗的黃色熒光。整體上,儲層含油性較好,瀝青呈連片狀分布于粒間孔隙(見圖6(e))。

        (5)Ⅴ類流動單元熒光圖像顯示弱—中水洗的特征。巖石整體熒光中亮—中暗,呈現(xiàn)較為濃重的黃橙色調(diào),發(fā)不均勻熒光??紫吨凶⑷胨懊娣e較小,發(fā)暗綠色熒光,在注入水未波及區(qū)域?yàn)r青組分呈簇狀、連片狀分布于粒間孔隙,發(fā)暗黃橙色熒光(見圖6(f-g))。

        (6)Ⅵ類流動單元儲層孔隙發(fā)育極差且泥質(zhì)較為發(fā)育,大部分熒光圖像熒光極其微弱,幾乎難以辨別顆粒與孔隙流體(見圖6(h))。在少量熒光薄片中,可以觀察到巖石整體發(fā)熒光暗,局部可見微弱暗綠色熒光,瀝青組分吸附于泥質(zhì)雜基表面而呈斑塊狀、星點(diǎn)狀,發(fā)微弱的黃褐色熒光(見圖6(i))。

        4.2 飽和度

        巖心核磁共振實(shí)驗(yàn)測定的T2(橫向弛豫時(shí)間)是分析巖石物性、流體分布和性質(zhì),表征孔隙結(jié)構(gòu)特征的重要參數(shù)。通??紫洞笮∨cT2呈正相關(guān)關(guān)系,T2譜分布范圍越寬,峰值越低,分選越差。當(dāng)巖心飽和水后,孔隙中處于束縛狀態(tài)的流體對應(yīng)較短的T2,處于自由狀態(tài)的流體對應(yīng)較長的T2,T2譜上區(qū)分兩者之間的界限為T2截止值。因此,可以通過T2譜判斷巖石的孔喉特征及孔隙流體的賦存特征[25]。

        選取不同流動單元的巖心樣本進(jìn)行核磁共振實(shí)驗(yàn),得到核磁共振T2譜(見圖7)。由Ⅵ~Ⅰ類流動單元,儲層物性逐漸變好,巖心T2譜由單峰向雙峰甚至三峰結(jié)構(gòu)演變,T2譜整體右移、分布范圍變寬、峰值變低,表明儲層由以小孔為主逐漸向以大孔為主發(fā)育,甚至向有微裂縫的儲層轉(zhuǎn)變,且儲層巖石孔喉的分選性逐漸變差。Ⅵ類流動單元呈單峰結(jié)構(gòu)(見圖7(a)),儲層以單一的微小孔隙為主。Ⅴ類流動單元整體上呈單峰結(jié)構(gòu),但峰值形態(tài)左偏,右側(cè)存在明顯長拖曳現(xiàn)象(見圖7(b)),儲層大、小孔隙并存且以小孔隙為主。Ⅳ類流動單元呈左高右低的雙峰分布,具有明顯的波峰波谷(見圖7(c)),儲層大、小孔隙發(fā)育,小孔發(fā)育程度稍微高于大孔的。Ⅲ類流動單元呈雙峰結(jié)構(gòu),右峰與左峰相當(dāng)或稍高于左峰(見圖7(d)),儲層大孔發(fā)育程度與小孔的相當(dāng)或稍好于小孔的。Ⅱ類流動單元呈左低右高的雙峰結(jié)構(gòu)(見圖7(e)),儲層大孔隙發(fā)育。Ⅰ類流動單元呈模糊的三峰結(jié)構(gòu),第一峰位于10 ms左側(cè);第三峰位于50 ms右側(cè);第二峰峰值不明顯,與第三峰之間存在明顯的拐點(diǎn),峰的幅度較低且峰寬較廣(見圖7(f)),儲層大、小孔隙和裂縫共存,孔喉分選較差。

        圖6 莊6-16-5井各類流動單元熒光顯微圖像Fig.6 Fluorescence microscopic images of different flow units in well Zh6-16-5

        根據(jù)巖心核磁共振實(shí)驗(yàn),計(jì)算各類流動單元流體飽和度參數(shù)(見表5)。Ⅰ類和Ⅱ類流動單元可動流體孔隙度最高,分別為18.4%和18.8%;Ⅵ類流動單元可動流體孔隙度最低,為3.2%。隨儲層物性變差,可動流體體積逐漸減小,束縛流體體積逐漸增大。各類流動單元儲層孔喉差異決定賦存于孔喉的可動流體的相對含量。

        表5 各類流動單元核磁共振可動流體飽和度參數(shù)統(tǒng)計(jì)

        將巖樣用MnCl2水溶液浸泡,錳離子擴(kuò)散進(jìn)入巖樣內(nèi)部,消除水相的核磁共振信號;對巖樣進(jìn)行核磁共振測量,得到油相T2譜分布。經(jīng)歷長期水驅(qū)開發(fā),研究區(qū)大孔隙中的油大部分被驅(qū)替,剩余油大多富集于小孔隙,表現(xiàn)為左峰主導(dǎo)的油相T2譜(見圖7)。Ⅰ類和Ⅱ類流動單元剩余油飽和度最低,分別為9.3%和4.8%,且易動油占剩余油的比例分別為6.2%和0.1%,油相T2譜基本呈左偏的單峰分布(見圖7(e-f)),油層水洗嚴(yán)重,有少量殘余油富集于小孔隙,后期開發(fā)潛力小;Ⅲ類、Ⅳ類和Ⅴ類流動單元剩余油飽和度相對較高,且易動油占剩余油比例較高,油相T2譜呈左高右低的雙峰分布(見圖7(b-d)),是目前剩余油挖潛潛力最大的儲層類型;Ⅵ類流動單元剩余油飽和度最高,為33.9%,但是其中88.3%為難以開采的難動油,油相T2譜呈明顯的左偏單峰分布且峰值較高(見圖7(a)),說明儲層物性較差,剩余油富集于小孔隙,開發(fā)難度較大。

        圖7 各類流動單元核磁共振T2譜分布Fig.7 Frequency distribution of NMR T2 spectra of different flow units

        5 結(jié)論

        (1)羊二莊油田明化鎮(zhèn)組河流相儲層可劃分為Ⅰ~Ⅵ類流動單元,各類流動單元特征分異明顯。從Ⅱ~Ⅵ類流動單元,毛細(xì)管壓力曲線中值壓力不斷增加,進(jìn)汞曲線平緩段不斷變短,最小潤濕相飽和度大幅上升,殘余油時(shí)水相相對滲透率不斷下降。

        (2)不同流動單元滲流特征具有明顯差異:Ⅰ類流動單元孔隙網(wǎng)絡(luò)發(fā)達(dá),流體流速極高且易形成高速滲流通道,壓力沿主流線方向呈階梯式下降;Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ類流動單元孔隙發(fā)育程度及連通性逐漸變差,流體流速逐漸變小,優(yōu)勢流線發(fā)育程度逐漸減弱,壓力呈斜坡式下降且坡度逐漸變陡;Ⅵ類流動單元孔隙分布嚴(yán)重不均,流體流速極低、在孔隙發(fā)育且連通性較好的區(qū)域發(fā)育主流線,主流線方向壓力呈跳水式下降,大部分區(qū)域流壓居于高值。

        (3)流體滲流特征的差異決定不同流動單元儲層剩余油分布的差異:Ⅰ類流動單元水淹嚴(yán)重,剩余油呈柱塞狀賦存于細(xì)小孔喉;Ⅱ類流動單元強(qiáng)烈水淹,剩余油呈角隅狀殘存,幾乎無易動油;Ⅲ類流動單元較強(qiáng)水淹,剩余油呈薄膜狀吸附于顆粒邊緣或吸附于巖屑表面,易動油比例較低;Ⅳ類、Ⅴ類流動單元水淹相對較弱,剩余油呈連片狀分布,Ⅴ類流動單元易動油比例最高;Ⅵ類流動單元剩余油吸附于雜基及微孔隙,呈星點(diǎn)狀或斑塊狀分布,儲量較低且難以開采。

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