朱志強(qiáng)

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300459)

0 引 言

變質(zhì)巖潛山裂縫性油藏儲(chǔ)層巖石一般硬度較高，天然裂縫的存在導(dǎo)致取心收獲率低，相應(yīng)開展的水驅(qū)油物理模擬實(shí)驗(yàn)研究較少。與砂巖巖心相比，變質(zhì)巖裂縫介質(zhì)巖心相對(duì)致密，孔隙度一般也較小(低于10%)，實(shí)驗(yàn)過程中飽和巖心中的流體較少，導(dǎo)致實(shí)驗(yàn)計(jì)量誤差很大，難以得到準(zhǔn)確的結(jié)果[1-5]。由于裂縫的復(fù)雜性，模擬油藏條件下的水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)還難以實(shí)現(xiàn)可視化，無法觀察到巖心內(nèi)水驅(qū)油過程及剩余油特征；可視化模擬實(shí)驗(yàn)?zāi)苡^測到模型內(nèi)油水分布，難以模擬地下高溫高壓的油藏條件[6-7]，目前對(duì)于裂縫油藏剩余油的研究多依靠數(shù)值模擬的手段[8-12]。

數(shù)字巖心技術(shù)作為新興的研究方法，已逐漸在巖石物理、油藏工程等領(lǐng)域研究中發(fā)揮重要的作用。利用數(shù)字巖心技術(shù)，彌補(bǔ)了傳統(tǒng)巖石物理模擬實(shí)驗(yàn)的不足。數(shù)字巖心技術(shù)是一種利用成像設(shè)備在孔隙級(jí)層面上建模，獲取有效儲(chǔ)層物性參數(shù)的技術(shù)，目前已成為一種較為成熟、可用于油氣工業(yè)的分析技術(shù)[13]。構(gòu)建的三維數(shù)字模型能更準(zhǔn)確精細(xì)表征孔隙空間結(jié)構(gòu)特征，更符合油氣水三相流動(dòng)規(guī)律是該技術(shù)的基礎(chǔ)，國內(nèi)外學(xué)者已實(shí)現(xiàn)模擬兩相流體在孔隙喉道中的流動(dòng)，實(shí)現(xiàn)了微觀水驅(qū)油模擬過程[14-16]數(shù)字化。借助數(shù)字巖心技術(shù)開展裂縫介質(zhì)巖心水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，分析剩余油特征，可為裂縫油藏進(jìn)一步挖潛剩余油提供實(shí)驗(yàn)基礎(chǔ)。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 實(shí)驗(yàn)材料

實(shí)驗(yàn)材料來自海上KAT油田開發(fā)井C35井的取心資料，巖性為中粗粒黑云斜長片麻巖，屬于太古界風(fēng)化帶地層巖石。巖心破碎，宏觀裂縫發(fā)育，鉆取直徑為25 mm的巖心柱塞，用于CT掃描。掃描設(shè)備采用Micro-CT，精度為2 μm，X射線通過光學(xué)透鏡顯微成像，經(jīng)重建得到高分辨率的無損3D圖像。

首先對(duì)巖心柱塞進(jìn)行CT掃描，在掃描圖像的基礎(chǔ)上，選取裂縫相對(duì)發(fā)育的部位進(jìn)行重新取樣，樣品直徑為8 mm，用該柱塞開展水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，并配合密集CT掃描。實(shí)驗(yàn)用油為白油，其黏度為4.5～5.5 mPa·s (40 ℃)，密度為0.815 g/cm3，外觀為無色、無熒光透明液體。實(shí)驗(yàn)用水為飽和碘化鉀的水溶液，屬于高密度水溶液，密度為2.4 g/cm3，利于CT掃描圖像顯示。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法及過程

由于巖心柱塞小，能容納流體的裂縫體積空間較小，傳統(tǒng)水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)通過計(jì)量流體體積的方法產(chǎn)生的誤差極大，且無法觀察巖心內(nèi)部油水分布。為了改變?cè)摖顩r，采用水驅(qū)油驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)合CT掃描技術(shù)，構(gòu)建數(shù)字巖心，并計(jì)算驅(qū)替實(shí)驗(yàn)各個(gè)階段的流體體積及觀察巖心內(nèi)剩余油特征。

實(shí)驗(yàn)過程共分為4個(gè)階段，分別為干巖心掃描、飽和水后掃描、油驅(qū)水后掃描、水驅(qū)油后掃描。將各個(gè)階段的樣品固定好，由射線源發(fā)出的射線穿過樣品，過程中X射線強(qiáng)度衰減，衰減后的X射線照射到探測器上，信號(hào)被掃描設(shè)備集成的圖像獲取，軟件自動(dòng)捕獲并存儲(chǔ)。圖1為CT掃描巖心界面及三維重構(gòu)圖像。巖心組分密度越高則灰度值越高，圖像中顯示也越亮(圖1a中亮白色區(qū)域?yàn)楦呙芏鹊狞S鐵礦)；而巖心組分密度越低則灰度值越低，圖像中顯示也越暗(圖1a中黑色區(qū)域?yàn)樽R(shí)別出的裂縫)。巖心飽和碘化鉀水溶液后，裂縫中組分密度變高，圖像顯示顏色變亮(圖1b中亮黃色部分為飽和水的裂縫)。將二維截面按順序堆疊，組成巖心的三維模型(圖1c)，巖心內(nèi)裂縫以高亮黃色顯示。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果及剩余油認(rèn)識(shí)

2.1 實(shí)驗(yàn)結(jié)果

圖2為CT掃描不同實(shí)驗(yàn)階段巖心截面。通過構(gòu)建的數(shù)字巖心計(jì)算各個(gè)階段的流體體積，飽和水階段水相所占孔隙體積比例為2.2%(圖2a)；油驅(qū)水階段油相所占比例為1.0%(圖2b)，則水相所占比例為1.2%，即束縛水飽和度為54.5%，油相飽和度為45.5%；水驅(qū)油階段水相所占比例為1.7%，則剩余油所占比例為0.5%，圖2c中黑色部分表示剩余油，即水驅(qū)油后殘余油飽和度為22.7%，裂縫介質(zhì)巖心水驅(qū)油采收率為50.0%，說明還有一半的油未被采出，從圖2c中可直觀觀測到仍有剩余油存在于不同尺度的裂縫中。圖2c中①表示大裂縫中剩余油，②表示小裂縫中剩余油。

圖1 CT掃描巖心界面及三維重構(gòu)圖像

圖2 CT掃描不同實(shí)驗(yàn)階段巖心截面

2.2 剩余油特征統(tǒng)計(jì)

將驅(qū)替實(shí)驗(yàn)數(shù)字化后易獲得剩余油的特征參數(shù)。圖3為數(shù)字巖心三維空間上的剩余油形態(tài)，采用同一種顏色表示同一油滴，可直觀判斷油滴大小及之間的連通情況。統(tǒng)計(jì)數(shù)字巖心內(nèi)剩余油特征參數(shù)可實(shí)現(xiàn)定量對(duì)比分析(表1)。由表1可知：水驅(qū)后油滴體積主要集中在100～10 000 μm3；體積為100 μm3的油滴比例最高，達(dá)49%；體積為1 000 μm3的油滴比例約為33%。為了解剩余油驅(qū)替過程中的受力特征，統(tǒng)計(jì)剩余油油滴的長寬比(表1)。由表1可知，比例最高的油滴長寬比為2，占49%，其次長寬比為1，占32%。對(duì)比這2組特征參數(shù)發(fā)現(xiàn)，油滴體積為1 000 μm3的剩余油比例與長寬比為1的油滴長寬比比例基本相當(dāng)，油滴體積為100 μm3的剩余油比例與長寬比為2的油滴長寬比比例基本相當(dāng)，且2種剩余油類型占比達(dá)80%以上，因此，重點(diǎn)分析這2類剩余油形成機(jī)理。

圖3 數(shù)字巖心三維空間上的殘余油形態(tài)

2.3 剩余油形成機(jī)理

結(jié)合圖2c中剩余油觀測結(jié)果及統(tǒng)計(jì)特征參數(shù)來分析剩余油形成機(jī)理。由圖2c中標(biāo)記①所示，大裂縫中仍存在部分剩余油，以油簇或斑塊形式存在，該類剩余油常位于孔喉交界處或裂縫開度變化處。從統(tǒng)計(jì)特征參數(shù)來看，該剩余油比例為33%，油滴體積為1 000 μm3，相對(duì)較大，油滴長寬比為1，表明該剩余油基本不受驅(qū)替壓差的作用，保持較圓潤的形狀，處于受力相對(duì)平衡的狀態(tài)，形成的機(jī)理主要是裂縫中水驅(qū)油驅(qū)替速度大于原油從巖石表面剝離的速度，剩余油富集于大裂縫表面，長期的穩(wěn)定驅(qū)替導(dǎo)致該類剩余油處于平衡狀態(tài)，無法有效動(dòng)用。

表1 不同階段剩余油特征參數(shù)統(tǒng)計(jì)

由圖2c中標(biāo)記②所示，小裂縫剩余油一般以分散的油滴形式存在，多存在于較小的裂縫中。從統(tǒng)計(jì)特征參數(shù)來看，該類剩余油比例為49%，油滴體積為100 μm3，相對(duì)較小，表明將近一半的剩余油存在于較小的裂縫中，油滴長寬比為2，呈長條形，表明油滴受到驅(qū)替壓差的作用，使其變形但不足以使其驅(qū)替出來，形成的機(jī)理主要是大、小裂縫間強(qiáng)烈的干擾效應(yīng)使小裂縫原油未形成足夠的驅(qū)替壓力而被驅(qū)替出來。

2.4 剩余油動(dòng)用策略

相對(duì)小裂縫，大裂縫中的剩余油更易再次動(dòng)用，只需打破原來的穩(wěn)定驅(qū)替即可改善剩余油狀況。為有效動(dòng)用大裂縫中的剩余油，水驅(qū)油驅(qū)替實(shí)驗(yàn)完成后靜止一段時(shí)間后再次水驅(qū)，形成不穩(wěn)定注水，并進(jìn)行CT掃描，統(tǒng)計(jì)剩余油體積特征參數(shù)(表1)。對(duì)比表1二次水驅(qū)結(jié)果可知，體積等于和大于1 000 μm3的剩余油比例由原來的46%降至17%，證明大裂縫中的剩余油在不穩(wěn)定注水條件下部分被采出，得到有效動(dòng)用。再次開展實(shí)驗(yàn)，在水溶液中加入濃度為0.5%的表面活性劑(十六烷基三甲基化銨)繼續(xù)驅(qū)替，并進(jìn)行CT掃描，統(tǒng)計(jì)剩余油體積特征參數(shù)(表1)可知，體積等于和大于1 000 μm3的剩余油比例進(jìn)一步降低至9%，證明表面活性劑能進(jìn)一步提高大裂縫中原油的驅(qū)油效率，是裂縫油藏不穩(wěn)定水驅(qū)后進(jìn)一步提高采收率的方向之一。

從形成機(jī)理來看，小裂縫中的剩余油需要通過降低不同級(jí)別裂縫間的干擾，同時(shí)增大驅(qū)替壓差能有效動(dòng)用該部分剩余油，由于實(shí)驗(yàn)條件限制，該項(xiàng)實(shí)驗(yàn)并未開展。

3 礦場實(shí)踐

針對(duì)2類剩余油的富集狀態(tài)及形成機(jī)理，提出有針對(duì)性的改善建議。對(duì)于大裂縫中的剩余油，長期穩(wěn)定注水使其處于穩(wěn)定狀態(tài)，礦場可開展不穩(wěn)定注水，比如脈沖注水、周期注水和異步注采等。很多裂縫油田采取不穩(wěn)定注水后均取得了較好的效果[17-20]。KAT油田根據(jù)不同井組壓力、含水情況開展了不穩(wěn)定注水礦場試驗(yàn)，A21H井組在含水約為30%開始實(shí)施脈沖注水，階段注采比為0.8～1.2，注水周期為6個(gè)月，周邊2口油井(A17H和A18)呈現(xiàn)降水增油的效果，含水率下降10%～20%，日增油量為20～30 m3/d；A41H井組含水為70%，實(shí)施周期注水，階段注采比為0.0～1.8，注水周期為6個(gè)月，周邊2口油井(A30和A36H)呈現(xiàn)明顯降水增油的效果，含水率下降60%，日增油達(dá)40 m3/d以上；4D井組注水井E23H和采油井E22H存在較強(qiáng)的裂縫溝通，采油井E22H含水很快升至80%以上，采取局部異步注采后，初期含水率下降70%，日增油達(dá)100 m3/d以上，有效期約為3個(gè)月。油田實(shí)施不穩(wěn)定注水后，階段降水增油效果明顯，標(biāo)定采收率提高3個(gè)百分點(diǎn)，表明在不穩(wěn)定注水條件下部分剩余油得到動(dòng)用。

對(duì)于小裂縫中的剩余油，可增大驅(qū)替壓差，由于大、小裂縫間強(qiáng)烈的干擾效應(yīng)，礦場可考慮封堵大裂縫來降低裂縫間的干擾，增加小裂縫的驅(qū)替壓力，這也是很多裂縫油藏后期必然開展油井堵水的原因之一[21-22]。

4 結(jié) 論

(1) 裂縫介質(zhì)巖心水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)本身難度較大，通過數(shù)字巖心技術(shù)定量計(jì)算裂縫介質(zhì)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)不同階段的參數(shù)，再現(xiàn)巖心實(shí)驗(yàn)驅(qū)替過程，分析水驅(qū)后剩余油分布特征及規(guī)律，并提出有效動(dòng)用剩余油的措施，對(duì)裂縫油藏剩余油認(rèn)識(shí)及提高采收率具有重要意義。

(2) 實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，巖心水驅(qū)后仍有大量剩余油存在于不同尺度裂縫當(dāng)中，不穩(wěn)定水驅(qū)和表面活性劑驅(qū)能進(jìn)一步動(dòng)用裂縫中的剩余油，提高裂縫油藏的最終采收率。

(3) 由于裂縫油藏本身非均質(zhì)性較強(qiáng)，不同實(shí)驗(yàn)樣品實(shí)驗(yàn)結(jié)果存在差異，實(shí)驗(yàn)中的定量結(jié)論并不絕對(duì)，但可供參考使用。