周宗良 張凡磊 劉斌 劉建

摘? ?要：基于港東油田密閉取心分析化驗(yàn)，開展微觀滲流機(jī)理特征、孔喉動(dòng)用特征及水驅(qū)過(guò)程中不同孔徑剩余油飽和度定量分布研究。數(shù)學(xué)物理推理表明，毛細(xì)管半徑與滲流流速呈平方級(jí)數(shù)關(guān)系，這種關(guān)系得到壓汞實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)分析及微觀滲流實(shí)驗(yàn)證實(shí)。通過(guò)核磁共振成像巖心微觀驅(qū)替實(shí)驗(yàn)分析，認(rèn)為水驅(qū)過(guò)程中不同巖樣、不同驅(qū)替階段、不同注水倍數(shù)水驅(qū)后剩余油分布情況不同。驅(qū)替20 PV以前，中、大孔喉水驅(qū)效果較好，小孔喉的油少量動(dòng)用;驅(qū)替20 PV以后，主要是小孔喉的油被驅(qū)替出。小于0.01 μm的微孔喉表現(xiàn)為先微幅升高后回落，最終回到原始狀態(tài)。實(shí)驗(yàn)表明，水驅(qū)油主要發(fā)生在中、大孔喉及部分小孔喉中，對(duì)微孔喉中剩余油無(wú)明顯效果。

關(guān)鍵字：滲流機(jī)理;孔喉動(dòng)用特征;剩余油飽和度;高含水油藏;核磁共振

我國(guó)陸上油田經(jīng)半個(gè)多世紀(jì)的勘探開發(fā)，已整體進(jìn)入高含水開發(fā)階段，老油田效益穩(wěn)產(chǎn)面臨嚴(yán)峻挑戰(zhàn)。針對(duì)以注水為主要開發(fā)方式的砂巖油藏儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)特點(diǎn)，水驅(qū)動(dòng)用程度差異及剩余油的分布研究成為此類油藏效益開發(fā)的攻關(guān)重點(diǎn)，對(duì)促進(jìn)油田持續(xù)開發(fā)具十分重要意義[1-3]。密閉取心技術(shù)是進(jìn)行剩余油研究的主要手段之一，通過(guò)巖樣分析，可較準(zhǔn)確地求取不同動(dòng)用程度油層的剩余油、水飽和度數(shù)據(jù)，較準(zhǔn)確地認(rèn)識(shí)油層動(dòng)用程度與不同層位巖性相帶的水洗特征，定性-定量確定剩余油宏觀分布規(guī)律和微觀賦存狀態(tài)。研究表明，油藏中剩余油賦存狀態(tài)與分布很大程度上受控于微觀孔隙結(jié)構(gòu)，水驅(qū)油藏進(jìn)入特高含水期后仍具一定潛力。微觀剩余油流動(dòng)特征及運(yùn)移規(guī)律的研究對(duì)特高含水期水驅(qū)油藏提高采收率具重要意義[4-6]。

研究區(qū)港東油田沉積類型為河流相，新近系明化鎮(zhèn)為曲流河沉積，館陶組為辮狀河沉積，東營(yíng)組為辮狀河三角洲沉積。區(qū)域油層發(fā)育，油層以中-細(xì)砂巖為主，平均孔隙度31%，平均空氣滲透率975×10-3 μm2，屬高孔、高滲的疏松砂巖儲(chǔ)層。膠結(jié)類型為孔隙式和接觸式，膠結(jié)成分以泥質(zhì)為主[7]。主要孔隙類型為高孔滲粗喉型。孔喉特征普遍較好，連通孔喉半徑為10.7～25.8 μm，分選系數(shù)0.32～0.46。近年來(lái)，為探索巖心尺度微觀剩余油的分布機(jī)理，大港油田在港東油田部署實(shí)施了多口密閉取心井，開展了大量與微觀剩余油研究相關(guān)的室內(nèi)實(shí)驗(yàn)。

1? 微觀滲流機(jī)理特征

油藏開發(fā)實(shí)踐表明，由于注水開發(fā)的沖洗，含油儲(chǔ)層的巖性、物性發(fā)生了變化，油藏儲(chǔ)層的剩余油飽和度隨開發(fā)進(jìn)程不斷發(fā)生變化。實(shí)驗(yàn)表明，飽和原油巖石樣品在注水驅(qū)替過(guò)程中，影響儲(chǔ)層剩余油飽和度的因素主要有儲(chǔ)層物性、孔隙結(jié)構(gòu)、巖石潤(rùn)濕性、注水過(guò)程或注水倍數(shù)等。下面先從理論上探討毛細(xì)管半徑與滲流流速的關(guān)系[8]。

1.1? 毛細(xì)管半徑與滲流流速關(guān)系

一般來(lái)說(shuō)，在多孔介質(zhì)中，孔喉半徑越大，孔喉連通性越好，原油滲流條件就較好。儲(chǔ)集層的孔隙結(jié)構(gòu)非均質(zhì)性強(qiáng)，在水驅(qū)油時(shí)有大量剩余油滯留于細(xì)小孔隙中，驅(qū)油效率低。通過(guò)利用單相流模型可從滲流定量理論模型論述上述現(xiàn)象，模型中只考慮粘滯力作用情況，毛管流動(dòng)公式為：

由上述公式可見(jiàn)，在壓差、粘度和毛管長(zhǎng)度均相同時(shí)，毛管中流動(dòng)速度與管徑平方成正比。如取孔隙毛細(xì)管半徑分別為R1及R2，且R1>R2，流速之比為：V1/V2=（R1/R2）2，故V1=（R1/R2）2×V2。表明毛細(xì)管半徑與滲流流速呈平方級(jí)數(shù)關(guān)系，若兩孔隙毛細(xì)管半徑相差10倍，則儲(chǔ)層滲流速度會(huì)相差100倍。因此，在外加壓差作用下，油藏滲流主要發(fā)生在巖石儲(chǔ)層的大孔道中，小孔道受毛細(xì)管力的阻礙，可能滲流作用很弱或未參與流動(dòng)。

1.2? 滲透率與孔喉半徑相關(guān)關(guān)系

儲(chǔ)層孔隙度是儲(chǔ)層空間大小的體現(xiàn)，滲透率是巖心中孔隙、喉道系統(tǒng)允許流體通過(guò)的一種能力體現(xiàn)，巖心滲透率與巖心孔隙結(jié)構(gòu)（孔喉大小、孔徑分布）間存在某種相關(guān)關(guān)系。所以，滲透率與平均孔喉半徑間的數(shù)理關(guān)系是定量表達(dá)兩者之間關(guān)系的完美結(jié)果。據(jù)GX4-23井密閉取心壓汞實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)（表1，圖1），滲透率與孔喉半徑（毛細(xì)管半徑）的關(guān)系：K=21.252r1.952，R2=0.846 1，完全符合據(jù)毛管流動(dòng)公式表明的毛細(xì)管半徑與滲流流速呈平方級(jí)數(shù)關(guān)系。

1.3? 微觀滲流機(jī)理實(shí)驗(yàn)特征分析

為驗(yàn)證上述滲透率與孔喉半徑相關(guān)關(guān)系，據(jù)GX4-23井1 330.76 m處巖心孔喉尺度微觀滲流水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)照片（圖2），可看出樣品孔喉半徑主要分布在1.5～21.6 μm。藍(lán)色為驅(qū)替動(dòng)用孔喉，暗黃色為未波及的剩余油分布區(qū)，水驅(qū)方向由左向右。水驅(qū)前緣首先被驅(qū)替部分是按最小阻力原則優(yōu)先沿大孔喉向前推進(jìn)，水驅(qū)孔喉動(dòng)用區(qū)間主要發(fā)生在大于5.0 μm的孔喉半徑。驅(qū)替過(guò)程中，微觀孔喉的非均質(zhì)性越強(qiáng)，水驅(qū)前緣推進(jìn)的指進(jìn)現(xiàn)象越嚴(yán)重，小孔喉分布區(qū)域驅(qū)替阻力較大，易形成剩余油滯留區(qū)。

2? 孔喉動(dòng)用特征與剩余油飽和度動(dòng)態(tài)分布

2.1? 不同驅(qū)替倍數(shù)下孔喉動(dòng)用特征

本次研究主要利用核磁共振成像巖心微觀驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，測(cè)量巖石中油和水中的氫原子核在磁場(chǎng)中具共振并產(chǎn)生信號(hào)特性。據(jù)氫原子在低場(chǎng)條件下衰減與弛豫時(shí)間關(guān)系，通過(guò)數(shù)學(xué)反演可快速獲得巖樣的含油飽和度等參數(shù)，廣泛應(yīng)用于油田儲(chǔ)層評(píng)價(jià)、核磁測(cè)井和核磁巖屑錄井等領(lǐng)域[9-11]。G2-62-4井共完成4塊樣品核磁共振成像驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，樣品基礎(chǔ)數(shù)據(jù)見(jiàn)表2。實(shí)驗(yàn)以1.0 ml/min的驅(qū)替速度將標(biāo)準(zhǔn)鹽水驅(qū)替入巖心，每個(gè)PV下（0.3 PV、0.6 PV、1.0 PV、20.0 PV、30.0 PV、50.0 PV、80.0 PV）進(jìn)行核磁共振T2譜測(cè)試及核磁共振不同方向切片成像。同時(shí)記錄出口端出油出水量，不再出油時(shí)結(jié)束實(shí)驗(yàn)。核磁共振成像驅(qū)替不同階段信號(hào)量及剩余油飽和度見(jiàn)表3，核磁共振驅(qū)替過(guò)程的不同PV下T2弛豫時(shí)間譜及成像見(jiàn)圖3。

（1）據(jù)核磁T2譜數(shù)據(jù)和壓汞實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)的相關(guān)性，將核磁T2譜數(shù)據(jù)轉(zhuǎn)換為巖石孔徑分布數(shù)據(jù)[12-13]。從核磁T2譜擴(kuò)散系數(shù)分離油水相信號(hào)譜知巖心孔喉大小分段（圖3）：大孔喉（弛豫時(shí)間為大于200 ms，相當(dāng)于孔徑大于10 μm）、中孔喉（弛豫時(shí)間為50～200 ms，相當(dāng)于孔徑1～10 μm）、小孔喉（弛豫時(shí)間為1～50 ms，相當(dāng)于孔徑0.01～1 μm）、微孔喉（弛豫時(shí)間為小于1 ms，相當(dāng)于孔徑小于0.01 μm）。

（2）驅(qū)替前飽和油時(shí)，1#和27#樣品中含油飽和度信號(hào)量主要分布在大、中孔喉段（弛豫時(shí)間為50～700 ms），孔徑大于1 μm（圖3-a，b）;33#和50#樣品中含油飽和度信號(hào)量主要分布在大、中孔喉段（弛豫時(shí)間為50～800 ms），孔徑大于1 μm，和微孔喉段（弛豫時(shí)間為0.01～1 ms），孔徑小于0.01 μm（圖3-c，d）。

（3）水驅(qū)油過(guò)程中，驅(qū)替20 PV以前，大、中孔喉水驅(qū)效果較好，水驅(qū)過(guò)程中小、微孔喉的油也有動(dòng)用，但下降幅度很小;驅(qū)替20 PV以后，主要是小、微孔喉的油被驅(qū)替出。經(jīng)驅(qū)替后剩余油主要分布在大、中孔喉段（弛豫時(shí)間為50～700 ms），其次分布在微孔喉（弛豫時(shí)間為0.1～1 ms），孔徑0.01～1 μm的小孔喉（弛豫時(shí)間為1～50 ms）剩余油分布較少。

2.2? 水驅(qū)過(guò)程中各孔徑剩余油飽和度變化分析

以27#樣品為例，分析各孔徑區(qū)間剩余油飽和度分布及水驅(qū)過(guò)程中的變化情況。

（1）針對(duì)飽和油巖石樣品，巖石剩余油飽和度隨注水開發(fā)進(jìn)程不斷發(fā)生變化[14-15]。實(shí)驗(yàn)表明，原油主要富集在1～50 μm大、中孔喉中，少量分布在0.01～1 μm小孔喉中，小于0.01 μm的微孔喉中剩余油飽和度偏高。

（2）在外加壓差作用下，油藏滲流主要發(fā)生在巖石儲(chǔ)層的大、中孔喉中。注水開發(fā)過(guò)程中，原油易被驅(qū)替，形成低剩余油飽和度[16]。在大于1 μm的中、大孔喉中，隨驅(qū)替倍數(shù)的增加，剩余油飽和度呈快速下降趨勢(shì)。在納米級(jí)微孔喉中，則出現(xiàn)完全不同現(xiàn)象。注水驅(qū)替初期，微孔喉中剩余油飽和度反而有一定幅度升高，飽和度一度超過(guò)10%。隨著驅(qū)替倍數(shù)的增加，剩余油飽和度有所回落，少量剩余油被驅(qū)替出，最終回到原始飽和狀態(tài)。實(shí)驗(yàn)表明，儲(chǔ)層微細(xì)孔喉空間，孔喉連通性較差，原油滲流條件非常差，注入水難以高效驅(qū)替原油，是形成高剩余油飽和度的主要原因（圖4，5）。

3? 結(jié)論

（1） 數(shù)學(xué)物理推理認(rèn)為，毛細(xì)管半徑與滲流流速呈平方級(jí)數(shù)關(guān)系。若兩孔隙毛細(xì)管半徑相差10倍，則儲(chǔ)層滲流速度會(huì)相差100倍。微觀滲流實(shí)驗(yàn)表明，微觀孔喉的非均質(zhì)性越強(qiáng)，指進(jìn)現(xiàn)象越嚴(yán)重，小孔喉分布區(qū)易形成剩余油滯留區(qū)。

（2） 孔喉動(dòng)用直接影響微觀剩余油的分布。驅(qū)替20 PV以前，中、大孔喉的水驅(qū)效果較好，隨驅(qū)替倍數(shù)的增加，小孔喉的油少量動(dòng)用。驅(qū)替20 PV以后，主要是小孔喉的油被驅(qū)替出。而小于0.01 μm的納米級(jí)微孔喉在注水初期含油飽和度反而微幅度升高，隨驅(qū)替倍數(shù)的增加又有所回落，最終回到原始狀態(tài)。

（3） 據(jù)實(shí)驗(yàn)分析，認(rèn)為水驅(qū)過(guò)程中不同巖樣、不同驅(qū)替階段、不同注水倍數(shù)水驅(qū)后剩余油分布情況是不同的。水驅(qū)油主要發(fā)生在中、大孔喉及部分小孔喉中，水驅(qū)對(duì)微孔喉中的剩余油無(wú)明顯驅(qū)替效果。

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