低渗透油田可动流体评价研究

低渗透油田可动流体评价研究

近年来，中国对石油和天然气的有效利用具有重要意义。由于低渗透储层地质条件差,孔隙极其微小,很大一部分流体在渗流过程中被毛管力和粘带力所束缚不能参与流动,只有能够参与流动的流体才是真正具有开采价值的可动资源量,因此低渗透油田开发首先应做好开发潜力评价工作。目前,低渗透油田开发潜力高低评价通常还是借用中、高渗透油田的评价方法,即以储层厚度、储层连续性和分布稳定性、储层孔隙度和渗透率数据等作为评价标准,没有考虑可动流体因素,我国多个低渗透油田现场实际开发效果和经济教训表明,这样做是不充分的,不能够对低渗透油田的开发潜力高低作出准确评价。核磁共振技术是近年来兴起的一项可用于可动流体评价的高新技术,本文采用该项技术对低渗透油田开发潜力评价及可动流体影响因素等重要问题进行了研究。1核磁共振t1驰豫时间当含油(或水)样品处于均匀静磁场中时,流体中所含的氢核1H就会被磁场极化,宏观上表现出一个磁化矢量。此时对样品施加一定频率(拉莫频率)的射频场就会产生核磁共振,随后撤掉射频场,可接收到一个幅度随着时间以指数函数衰减的信号,可用两个参数描述该信号衰减的快慢:纵向驰豫时间T1和横向驰豫时间T2。在岩石核磁共振测量中,一般采用T2测量法。根据核磁共振理论分析,T1和T2均反映岩石孔隙比表面的大小,即:1T2=ρSV(1)1Τ2=ρSV(1)式中T2为单个孔隙内流体的核磁共振T2驰豫时间;ρ为岩石表面驰豫强度常数;S/V为单个孔隙的比表面。岩石多孔介质是由不同大小孔隙组成的,存在多种指数衰减信号,总的核磁驰豫信号S(t)是不同大小孔隙的核磁驰豫信号的叠加:S(t)=∑Aiexp(-t/T2i)(2)式中T2i是第i类孔隙的T2驰豫时间;Ai表示驰豫时间为T2i的孔隙所占的比例,对应于岩石多孔介质内在的孔隙比表面(S/V)或孔隙半径(r)的分布比例。在获取T2衰减叠加曲线后,采用数学反演技术,可以计算出不同驰豫时间(T2)的流体所占的份额,即所谓的T2驰豫时间谱(T2谱)。由式(1)可知,T2谱实际上代表了岩石内的孔隙半径分布情况。从油层物理学中可知,当孔隙半径小到某一程度后,孔隙中的流体将被毛管力或粘滞力所束缚而无法流动。因此在T2谱上就存在一个界限,当孔隙流体的T2驰豫时间大于某一值时,流体为可动流体,反之为不可动流体,这个T2驰豫时间界限,常被称为可动流体T2截止值。综上所述,利用核磁共振技术可以快速、无损、准确地测定岩样中的可动流体量。2岩心超声心测定可动流体评价研究分析了共计165块岩样,分别取自我国4个不同地区的低渗透油田,取心资料如表1所示。核磁共振测试是在我们自行开发研制的国内首台低磁场核磁共振岩心分析仪上进行的,该仪器各项性能指标均达到当今国际先进水平。具体实验步骤和方法如下:(1)首先钻取直径3.8cm(砾岩)或直径2.5cm(砂岩、灰质泥岩)规格柱塞岩样,并将两端取齐、取平,然后用溶剂(酒精+苯)抽提法进行洗油,洁净度至荧光三级以下,再将岩心置于真空干燥箱中65℃条件下进行干燥至恒重为止,称岩心干重,测量长度和直径。(2)用空气作为渗流介质,对每块岩心均测量五组不同压差和流量下的气体渗透率,通过线性回归得到克氏渗透率。(3)将岩心抽真空12h以上饱和模拟地层水,称湿重,计算孔隙度。(4)将100%饱和水的岩心置于低磁场核磁共振岩心分析仪的探头中,进行核磁共振测量,并反演计算出T2驰豫时间谱。主要测试参数为:共振频率2.38MHz,回波时间0.3×10-3s,信噪比控制在80以上,T2谱拟合点数为100点。(5)选取部分岩样进行6.8×104kgf/m2离心力下的高速离心,对离心后的岩样进行核磁共振测量,测量参数与离心前相同。(6)选取部分岩样进行CT扫描和环境电镜扫描测试等。3油层物理特性图1给出的是上述165块岩心中的一块岩心在6.8×104kgf/m2离心力下离心前后的核磁共振T2谱,通过此T2谱可确定可动流体T2截止值。T2谱上T2驰豫时间大于T2截止值各点的幅度和占所有点幅度和的百分数即为可动流体百分数,从油层物理角度来讲,可动流体百分数是指孔径大于截止孔径的孔隙体积占岩样总孔隙体积的百分数。核磁共振可动流体相当于饱和水岩样在6.8×104kgf/m2离心力下离出的水量,对于水-气系统而言,σ取72.75dyne/cm,θ取0°,根据毛管压力计算公式“pc=2σcosθ/r”,6.8×104kgf/m2离心力(毛管压力)对应的孔隙半径大小约为0.21μm。因此核磁共振可动流体指的是岩石内部孔径大于0.21μm孔隙中所含的流体量,对低渗透油田开发而言,它可作为最大可开采资源量的评价标准。大量实验结果表明,用核磁共振测量方法所获得的可动流体百分数与上述离心法之间的相对误差在5%以内。4低渗透油田岩心可动流体特征所分析4个低渗透油田165块岩心的孔隙度与可动流体百分数的相关关系如图2所示,图中横坐标是岩心的孔隙度,纵坐标是岩心的可动流体百分数。由图2可直观看出,165块岩心可动流体百分数值的分布范围很宽,图中各点非常分散,各点之间的相关性差,相关系数仅为0.599(一元线性回归)。这一现象表明,孔隙度较高岩心的可动流体百分数不一定也较高,反之亦然。对孔隙度接近的不同岩心而言,其可动流体百分数可能会存在很大差异,以孔隙度介于9%～11%之间的14块岩心为例,最大可动流体百分数为52.30%,最小可动流体百分数为7.67%,可动流体百分数小于10%的有2块岩心,介于10%～20%之间的有3块,介于20%～30%之间的有6块,介于30%～40%之间、40%～50%之间和大于50%的各有1块岩心。大庆头台油田和长庆安塞油田65块砂岩岩心的渗透率与可动流体百分数的相关关系如图3所示,图中横坐标(对数)是岩心的渗透率,纵坐标是岩心的可动流体百分数。图3中各点一元线性回归的相关系数为0.824(渗透率取对数),渗透率与可动流体百分数的相关关系似乎略好于孔隙度。但与图2类似,图3中各点同样很分散,表明渗透率较高岩心的可动流体百分数不一定较高,反之亦然。对渗透率接近的不同岩心而言,其可动流体百分数可能会存在很大差异,以渗透率介于0.5～1.0(×10-3μm2)之间的14块岩心为例,最大可动流体百分数为52.30%,最小可动流体百分数为13.48%,可动流体百分数小于20%的有2块岩心,介于20%～30%之间的有3块,介于30%～40%之间的有4块,介于40%～50%之间的有4块,大于50%的有1块。综上所述,与中、高渗透油田不同,低渗透油田岩心可动流体百分数的分布范围很宽,对不同地区不同岩性的低渗透油田岩心而言,可动流体百分数与孔隙度或渗透率之间均没有很好的相关关系,孔隙度、渗透率较高岩心的可动流体百分数有可能反而较低,孔隙度、渗透率较低岩心的可动流体百分数有可能反而较高,孔隙度或渗透率比较接近的不同岩心的可动流体百分数可能会存在很大差异。因此低渗透油田储层质量好差或开发潜力高低评价应综合考虑可动流体因素,只有这样才能够作出更为准确和可靠的评价,而目前常用的以孔隙度和渗透率数据等作为评价标准而不考虑可动流体因素的评价方法是不充分和不全面的。低渗透油田岩心可动流体百分数与孔隙度或渗透率之间均没有很好相关关系是一客观现象,造成这一现象的原因非常复杂,下面通过低渗透油田储层可动流体影响因素的几点研究对造成该现象的原因作初步分析和探讨。对不同地区不同岩性的低渗透油田储层而言,可动流体百分数高低的影响因素很多,但本文的研究结果表明,微裂缝发育程度、粘土充填孔隙程度及次生孔隙发育程度等微观孔隙结构特征是可动流体百分数高低的主要影响因素。(1)高分辨率X-CT扫描和环境电镜扫描图像表明,低渗透油田储层普遍存在微裂缝。微裂缝能够沟通其它孔隙,增加可动流体量,因此微裂缝发育程度对可动流体百分数高低有显著影响。如果岩样的微裂缝发育程度较高,那么即使其孔隙度或渗透率较低,该样的可动流体百分数仍然可能会较高,反之,如果岩样的微裂缝发育程度较低,那么即使其孔隙度或渗透率较高,该样的可动流体百分数仍然可能会较低。对于孔隙度和渗透率接近的两块岩样而言,如果其微裂缝发育程度不等,则微裂缝发育程度较高岩样的可动流体百分数较高。图4所示是大庆头台油田35块低渗透砂岩岩心可动流体百分数与微裂缝孔隙度相关关系(微裂缝孔隙度采用三维X-CT扫描测定),由图中可直观看出,微裂缝孔隙度越大,可动流体百分数越高。(2)新疆小拐油田储层为裂缝性储层,基质岩性以砾岩和砂岩为主,基质岩样孔隙度、渗透率分布范围较大,但其可动流体百分数却普遍很低,取自主力油层的45块有代表性基质岩样的可动流体百分数平均值仅为13.31%。环境电镜扫描图像表明,造成这一现象的根本原因是粒间孔被绿泥石粘土严重充填,粘土微孔中的流体通常为束缚流体,渗流过程中不参与流动,因此粘土充填孔隙程度对低渗透储层可动流体百分数高低有明显影响。(3)高分辨率X-CT扫描、微聚焦扫描和环境电镜扫描图像表明,青海狮子沟油田部分岩样内有重结晶作用形成的孔径达10～20μm的次生孔隙发育或微裂缝存在,这类岩样的可动流体百分数通常较高,而没有次生孔隙发育或微裂缝存在的岩样的可动流体百分数通常很低,其孔隙主要由泥晶颗粒形成的孔径小于1μm的晶间微孔构成,这类孔隙中的流体通常为不可动流体,因此次生孔隙发育程度和微裂缝发育程度对低渗透储层可动流体百分数高低有显著影响。5核磁共振可动流体评价研究如前所述,本文以核磁共振技术为主,辅助以其它高新技术手段,对我国三种不同岩性的四个低渗透油田储层共165块岩样进行了可动流体评价研究,下面结合各油田情况逐一作对比分析。(1)新疆小拐油田是一个岩性以砾岩和砂岩为主的裂缝性低渗透油田,储层厚度大,裂缝发育,但投入开发后发现,三分之二井不出油,而且产油井产量递减和含水上升均非常快,对储层进行人工压裂改造也未取得明显效果。该油田先后采用很多种测试手段均未搞清楚开发效果不佳的根本原因,因此选送45块来自主力油层的基质岩样进行了核磁共振可动流体评价研究。结果发现,45块岩样可动流体百分数平均值仅为13.31%,基质岩石可动流体百分数很低、供油能力不足是造成小拐油田开发效果差的根本原因。鉴于基质岩石可动流体百分数很低、供油能力不足,小拐油田改变了开发方案,钻直井改为钻大斜度井,以便尽可能多地钻遇裂缝,从而明显地改善了油田开发效果。(2)青海狮子沟油田是一个岩性以灰质泥岩为主的裂缝性低渗透油田,储层裂缝发育,油田钻探过程中曾获高产油气流。为进一步搞清油田经济储量、明确开发潜力,对55块基质岩样进行了核磁共振可动流体评价研究。与小拐油田45块岩心均取自主力油层不同,狮子沟油田55块岩心是按深度均匀取样方式取自同一口井的约100m井段。结果表明:55块岩心中,可动流体百分数小于10%的岩心个数占54.5%,10%至20%之间占25.5%,20%的岩心可动流体百分数大于20%;有次生孔隙发育或微裂缝存在的岩心可动流体百分数较高,而没有次生孔隙发育或微裂缝存在的岩心可动流体百分数很低,次生孔隙或微裂缝是狮子沟油田灰质泥岩基质岩石可动流体的主要来源。以核磁共振可动流体评价实验结果为基础,并以可动流体孔隙度(可动流体孔隙体积与岩样外观体积之比)大于1%为有利层段的评价标准,从狮32斜井的约100m井段中划分出11个有利层段,表明狮子沟油田在部分层段有一定的开发潜力。研究结果不仅给青海狮子沟油田储量计算提供了可靠依据,而且鼓舞了青海油田对狮子沟油田进行勘探和开发的信心。(3)大庆头台油田是一个已开发多年的裂缝性低渗透砂岩油田,开发过程中发现,不同生产层开发效果相差很大。为重新对各生产层的开发潜力进行评价,对来自11个生产层的35块岩心进行了核磁共振可动流体评价研究。通过研究,取得了很好的研究成果和现场应用效果:不同生产层可动流体百分数不同,分布范围为13.6%～48.1%,平均为28.6%;按可动流体百分数高低划分的储层质量好差排序与现场实际开发效果基本一致,而原先采用中、高渗透砂岩储层评价方法所得到的评价结果与该油田的实际开发效果不完全相符,如分布稳定性好、发育规模和有效厚度均较大的FI6油层,最初认为是较好的生产层,但该层的实际开发生产效果却很差,通过核磁共振可动流体评价研究,发现该层开发效果不好的原因是储层微裂缝不发育,可动流体百分数很低仅为13.6%;头台油田按照各生产油层可动流体百分数高低,并结合储层有效厚度等其它因素,对油田储量进行了调整,重新确定出4个主力生产油层及三个接替生产油层,为进一步开发挖潜指明了方向。(4)长庆安塞油田是一个低渗透砂岩油田。核磁共振可动流体评价研究所分析30块岩心分别来自长2、长3和长6层。30块岩心可动流体百分数分布范围为21.24%～66.33%,平均为44.27%。长6层22块岩心可动流体百分数分布范围为21.24%～58.82%,平均为38.81%。长2和长3层8块岩心可动流体百分数分布范围为47.57%～66.33%,平均为59.28%。长庆安塞油田低渗透储层可动流体百分数在所分析的4个低渗透油田储层中最高,表明该油田具有较大开发潜力,研究成果为可采储量计算及下一步开发方案制定提供了重要依据,受到长庆油田的高度重视。6低渗透储层可动流体特征(1)应用核磁共振驰豫技术可快速、无损地对低渗透油田岩心可动流体