汪周華 ，趙華臻 ，朱光亞 ，李茜瑤 ，郭平 ，方全堂

（1.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，四川 成都 610500；2.中國石化勝利油田分公司濱南采油廠，山東 濱州 256600；3.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083）

0 引言

H油田位于伊拉克東南部、美索不達(dá)米亞平原南部，上白堊統(tǒng)主要為海相碳酸鹽巖沉積，發(fā)育于中森諾曼階—上森諾曼階的Mishrif組是其主要產(chǎn)油層［1-2］。Mishrif組儲層具有時代新、埋藏淺、受后期成巖作用及構(gòu)造作用影響小的特點(diǎn)，儲層整體呈層狀展布，以大量的原生基質(zhì)孔為主，孔滲發(fā)育較好［3-6］。前人［7-19］針對Mishrif組的孔隙結(jié)構(gòu)特征進(jìn)行詳細(xì)研究后發(fā)現(xiàn)，Mishrif組主要發(fā)育高孔中高滲、中孔低滲及低孔低滲3類儲層，儲層的儲集空間以粒間（溶）孔、鑄?？?、體腔孔為主，局部發(fā)育構(gòu)造縫，屬于典型的孔隙型生物礁碳酸鹽巖油藏，目前地層壓力33 MPa，溫度85℃。而我國以塔河油田為代表的碳酸鹽巖油藏發(fā)育有大量的溶蝕孔、溶洞、裂縫，其中溶洞是主要的儲集空間，裂縫是主要的流體流動通道，屬于縫洞型碳酸鹽巖油藏［20］，地層壓力50～60 MPa，溫度130℃。

X射線CT掃描技術(shù)結(jié)合驅(qū)替實(shí)驗(yàn)可用來研究微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征及剩余油飽和度分布［21-34］。研究人員應(yīng)用CT掃描技術(shù)對各類型油藏的孔隙結(jié)構(gòu)特征進(jìn)行了表征，并分析了水驅(qū)及聚合物驅(qū)等驅(qū)替方式對剩余油分布的影響［21-28］。前人已對中東地區(qū)H油田Mishrif組生物礁碳酸鹽巖儲層的沉積學(xué)特征、巖石學(xué)特征，以及孔隙結(jié)構(gòu)特征進(jìn)行過詳細(xì)的研究，但對水驅(qū)后儲層孔隙中剩余油的分布特征研究較少；并且，H油田明顯有別于我國低孔低滲裂縫型碳酸鹽巖油藏，儲層總體表現(xiàn)為較強(qiáng)非均質(zhì)性的孔隙型生物礁灰?guī)r油藏特征，國內(nèi)注水開發(fā)經(jīng)驗(yàn)并不適用。因此，本文運(yùn)用CT掃描技術(shù)，對中東地區(qū)H油田Mishrif組生物礁碳酸鹽巖的孔徑分布及原油分布特征進(jìn)行了研究。

1 實(shí)驗(yàn)條件

1.1 實(shí)驗(yàn)儀器及流程

采用美國Xradia公司MicroXCT掃描儀（最大分辨率5.4 μm）、YA1-2PB-1040Ⅱ平流泵（流量精度不大于0.5%），并按照實(shí)驗(yàn)流程圖（見圖1）組裝驅(qū)替系統(tǒng)。

圖1 實(shí)驗(yàn)流程示意

1.2 實(shí)驗(yàn)巖心及流體

根據(jù)由H油田Mishrif組取得的真實(shí)儲層巖心的基礎(chǔ)孔滲數(shù)據(jù)，得到孔滲分布結(jié)果（見表1）。由表可知，Mishrif組儲層孔隙度主要大于15%，滲透率主要小于 60×10-3μm3。

表1 H油田Mishrif組孔滲分布情況

挑選其中3塊巖心作為CT實(shí)驗(yàn)巖樣。為滿足CT實(shí)驗(yàn)要求，對巖心進(jìn)行了重新鉆取，最終實(shí)驗(yàn)巖心長度為 1 cm，直徑為 0.65 cm。1#、2#、3#巖心鉆取前后物性見表 2。根據(jù)文獻(xiàn)［3］，按照鉆取后的巖心物性，將 1#、2#巖心歸為中孔低滲巖心，3#巖心歸為高孔低滲巖心。由于低孔低滲儲層暫未進(jìn)行水驅(qū)開發(fā)，因此不作為此次實(shí)驗(yàn)研究的內(nèi)容。

表2 3塊巖心鉆取前后物性

油樣為根據(jù)儲層原油黏度（3.3 mPa·s）配制的模擬油，由于CT值越大，結(jié)果越精確，因此在模擬油中加入5%碘代正丁烷以區(qū)分油水分布情況；按照現(xiàn)場水質(zhì)分析結(jié)果配制地層水（CaCl2型，礦化度212 420 mg/L）和注入水（CaCl2型，礦化度 1 580 mg/L）。

2 實(shí)驗(yàn)步驟

1）將巖心裝入特制的CT巖心夾持器，進(jìn)行第1次CT掃描；2）對巖心抽真空，飽和地層水；3）用加入碘代正丁烷的模擬油飽和巖心，驅(qū)替巖心中的地層水，直至夾持器出口不出水為止，建立原始地層條件，進(jìn)行第2次CT掃描；4）采用恒壓驅(qū)替方式，設(shè)置入口壓力0.5 MPa，進(jìn)行水驅(qū)油，直至出口端不出油為止，進(jìn)行第3次CT掃描。

3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果及分析

對實(shí)驗(yàn)巖心分別在原始干燥狀態(tài)、飽和油狀態(tài)、剩余油狀態(tài)下進(jìn)行CT掃描，得到儲層孔徑分布、原油分布及剩余油分布特征。因AVIZO軟件將巖心孔隙及其內(nèi)部的油相近似處理成球棒型，后面將巖心孔隙及其內(nèi)部的油相視作球狀進(jìn)行分析。

3.1 孔徑分布

通過CT掃描，可以得到不同物性巖心的孔徑分布圖像。使用AVIZO軟件，經(jīng)過一系列程序處理得到3塊巖心的重要參數(shù)，如孔徑分布和孔體積分布。經(jīng)過整理匯總后，得到不同物性巖心孔徑占比與孔體積占比（見表3?？讖秸急仁峭讖椒秶目紫墩伎偪紫秱€數(shù)的比值，孔體積占比是同孔徑范圍的孔隙體積占總孔隙體積的比值）。

表3 3塊巖心的孔徑占比與孔體積占比

由表3可知，總體上，Mishrif組孔隙型生物礁碳酸鹽巖儲層的孔徑小于200 μm。中孔低滲的1#、2#巖心孔徑主要分布在50 μm以下，整體呈反J形分布特征，即隨著孔徑的增加，其分布頻率減少；高孔低滲的3#巖心孔徑呈正態(tài)分布特征，以30～100 μm孔徑的中、大孔隙為主。

由3塊巖心的孔體積占比可知，Mishrif組孔隙型生物礁碳酸鹽巖儲層的孔隙空間以少量的孔徑大于100 μm 的大孔隙貢獻(xiàn)為主，1#、2#、3#巖心孔體積占比呈J形的分布特征。

3.2 原始油分布

以3#巖心為例，通過對飽和模擬油的巖心進(jìn)行CT掃描，可獲得飽和油狀態(tài)巖心的油水分布三維圖像（見圖2）。經(jīng)軟件處理油水分布圖像，得到每塊巖心原始油相孔徑占比和油相孔體積占比（見表4）。

圖2 3#巖心水驅(qū)前油水分布三維圖像

表4 3塊巖心水驅(qū)前油相孔徑占比與油相體積占比

總體上，Mishrif組孔隙型生物礁碳酸鹽巖儲層的油相孔徑占比呈反J形分布特征，隨著油相孔徑的增加，其分布頻率減少，主要在50 μm以下。

由油相體積占比可以看出，實(shí)驗(yàn)巖心的油相體積占比呈J形分布特征，隨著油相孔徑的增加，其分布頻率增加，主要在50 μm以上。

3.3 剩余油分布

以3#巖心為例，通過對水驅(qū)后的巖心進(jìn)行CT掃描，可獲得驅(qū)替后剩余油狀態(tài)巖心的油水分布三維圖像（見圖 3）。

圖3 3#巖心水驅(qū)后油水分布三維圖像

油水分布圖像經(jīng)軟件處理后得到每塊巖心水驅(qū)后的油相孔徑占比和油相體積占比結(jié)果（見表5）。由表5可知，3塊巖心經(jīng)過水驅(qū)后的殘余油相孔徑占比呈反J形分布特征，以孔徑小于50 μm的孔隙為主。由水驅(qū)后剩余油的油相體積占比可以看出，油相體積占比仍然呈J形分布特征，以孔徑大于50 μm的孔隙為主。水驅(qū)前后的油相體積結(jié)果見表6（可動油體積為水驅(qū)后油相體積減去水驅(qū)前油相體積），不同孔徑的可動油體積變化幅度（即可動油體積與水驅(qū)前油相體積的比值）結(jié)果見圖4。

表5 3塊巖心水驅(qū)后油相孔徑占比與油相體積占比

表6 水驅(qū)前后的油相體積

圖4 3塊巖心不同孔徑的可動油體積變化幅度

由表6可以看出，H油田Mishrif組孔隙型生物礁碳酸鹽巖儲層經(jīng)過水驅(qū)開發(fā)后，孔徑小于50 μm的油相體積增加，而孔徑大于50 μm的油相體積減少。這表明，當(dāng)采用水驅(qū)的方式對生屑灰?guī)r儲層進(jìn)行開采時，在孔徑超過50 μm的孔隙中，一部分油相會被水相驅(qū)替出，另一部分會被切割成直徑小于50 μm的油相滯留于孔隙中。由圖4可知：經(jīng)過注水開發(fā)后，孔徑50～100，100～200，200～600 μm 油相體積明顯減少，降幅分別在 28%～55%，55%～74%，32%～100%；而孔徑5～10，10～20，20～30 μm 油相體積明顯增加，增幅分別在70%～81%，38%～47%，21%～33%。

4 結(jié)論

1）通過對3塊干燥巖心進(jìn)行CT掃描，發(fā)現(xiàn)H油田生屑灰?guī)r儲層的巖心多以孔徑小于50 μm的孔隙為主；而從孔隙體積占比可以看出，巖心中的主要儲集空間由孔徑大于50 μm的大孔隙貢獻(xiàn)。巖心孔徑占比符合反J形分布特征或正態(tài)分布特征，孔體積占比符合J形分布特征。

2）對飽和油的巖心進(jìn)行CT掃描，發(fā)現(xiàn)H油田生屑灰?guī)r儲層巖心原始油相主要分布在孔徑50 μm以上的孔隙，說明大體積的油相是巖心中原油的主要賦存形式。巖心原始油相孔徑占比和體積占比依然分別呈反J形和J形分布特征。

3）對水驅(qū)后的巖心進(jìn)行CT掃描，發(fā)現(xiàn)H油田生屑灰?guī)r儲層巖心中的剩余油孔徑占比及體積占比仍然分別呈反J形和J形分布特征。相比水驅(qū)前，水驅(qū)后孔徑大于50 μm的油相體積占比相對減少，孔徑小于50 μm的油相體積占比相對增加，表明可動油主要是孔徑大于50 μm孔隙中的油相。

4）為了提高小孔徑中原油的動用能力，可以針對工區(qū)儲層開展分層注水或者采用注氣開發(fā)技術(shù)。