深层高压低渗砂岩储层可动流体赋存特征及控制因素<br/>——以东濮凹陷文东沙三中油藏为例

深层高压低渗砂岩储层可动流体赋存特征及控制因素
——以东濮凹陷文东沙三中油藏为例

2014-07-24王瑞飞齐宏新吕新华国殿斌

石油实验地质 2014年1期

关键词：离心力喉道物性

王瑞飞，齐宏新，吕新华，国殿斌

(1.西安石油大学石油工程学院，西安 710065；2.中国石化中原油田分公司，河南濮阳 457001)

深层高压低渗砂岩储层可动流体赋存特征及控制因素
——以东濮凹陷文东沙三中油藏为例

王瑞飞1，齐宏新1，吕新华2，国殿斌2

(1.西安石油大学石油工程学院，西安 710065；2.中国石化中原油田分公司，河南濮阳 457001)

利用核磁共振技术，对东濮凹陷文东沙三中深层高压低渗砂岩储层样品进行测试分析，通过可动流体百分数、可动流体孔隙度参数分析了可动流体的赋存特征及控制因素。研究结果表明，不同离心力的T2谱形态表现为4种类型，T2截止值与物性呈正相关关系。可动流体含量低且其分布具有较强的非均质性，渗透率越高，主流喉道半径越大，可动流体参数值越大，可动流体参数与渗透率的相关关系越好；渗透率越低，可动流体参数衰减越快。储层微观孔隙结构是可动流体赋存的主要控制因素。应用喉道半径区间分布表征微观孔隙结构对可动流体分布的控制，效果较好。物性越好，大喉道控制的可动流体量越高。

核磁共振技术；可动流体；控制因素；深层高压低渗砂岩储层；文东油田；东濮凹陷

深层高压低渗砂岩油藏属于低渗透油藏范畴，但又有别于常规低渗透油藏。为改善该类油藏的开发效果，提高采收率，有必要研究其储层可动流体赋存分布状况。以东濮凹陷文东沙三中深层高压低渗砂岩油藏为例，利用核磁共振可动流体测试分析技术研究储层可动流体赋存特征及控制因素。

1 核磁共振可动流体测试原理

储层孔隙大小与氢核弛豫率的反比关系是核磁共振研究孔隙结构的理论基础[1-5]。根据流体在岩石中分布的弛豫时间界限，可将赋存于孔隙中的流体分为可动流体与束缚流体。可动流体百分数(Sm)与可动流体孔隙度(φm)可以用来表征储层可动流体赋存状况。可动流体孔隙度在数值上等于可动流体百分数与孔隙度(φ)的乘积[6]。

2 实验过程及测试结果

实验中共对40块样品进行了核磁共振可动流体测试，实验在常温常压下进行。实验步骤为：(1)标准岩心洗油烘干，气测渗透率；(2)岩心抽真空饱和模拟地层水(矿化度为30×104mg/L的盐水)，计算岩心孔隙度；(3)对饱和模拟地层水的岩心进行核磁共振T2测量。可动流体测试结果如表1,2所示。分析3个区块可动流体特征参数发现，文13北块可动流体百分数、可动流体孔隙度参数明显低于文13东、文13西块，其原因在于文13北块物性较差(尤其是渗透率参数)，且储层润湿性表现为亲水。储层物性越差，其储集空间越小，储集空间的连通性越弱。储层润湿性越强，吸附流体的能力越强，束缚水及残余油饱和度越高。

3 可动流体赋存特征

由核磁共振测试结果可得出深层高压低渗砂岩储层T2谱分布形态及可动流体赋存特征。

3.1T2谱分布形态

分析不同离心力的T2谱形态，40块样品的T2谱分布以双峰为主(双峰态是砂岩岩石T2谱的典型特征[7-11])，且物性越好双峰态越明显(图1)，鲜有单峰态分布，不同离心力的T2谱分布形态主要表现为4种类型：单峰态且变化不明显(图1a)、单峰态且变化明显(图1b)、双峰态且两峰变化幅度大(图1c)、双峰态且左峰变化不大右峰变化大(图1d)。分析图中单峰态的T2谱(图1a,b)，实际上也是双峰态。仔细观察图1a,b，样品1的T2谱左峰表现突出，右峰存在但不明显；而样品5的T2谱右峰突出，左峰表现不明显。在仪器所能承受的最大离心力(200 psi)作用下，样品1可动流体百分数为7.08%，可动流体孔隙度为0.85%，可动流体参数值极低；样品5可动流体百分数为53.61%，可动流体孔隙度为4.84%，可动流体参数值略高。根据可动流体含量与T2谱形态的关系[6]，也可推断出样品1的T2谱必将是左峰突出，而样品5的T2谱必将是右峰突出的特点。由T2截止值与物性的相关关系(图2)，随储层物性变好T2截止值增加(T2截止值右移)。这也说明随储层物性变好，T2谱的右峰会愈加突出，即T2谱为双峰态。

3.2可动流体赋存特征

岩心的可动流体百分数分布范围较宽(7.08%～84.92%)，平均值为65.41%，低于标准贝瑞岩心(76.62%)，可动流体百分数级差(最大值与最小值的比值)为11.99。可动流体孔隙度分布范围为0.85%～21.12%，平均值为10.94%，可动流体孔隙度级差为24.85。可动流体孔隙度的非均质性强于可动流体百分数的非均质性。深层高压低渗砂岩储层可动流体含量低，且其分布具有较强的非均质特征。这些特征在深层高压低渗砂岩油藏注水开发中，表现为采收率低且各层段间采收率相差较大等生产现象[12-13]。

表1 东濮凹陷文东油田核磁共振可动流体测试结果

表2 东濮凹陷文东油田核磁共振不同离心力的含水饱和度

注:1 psi=0.006 895 MPa

图1 东濮凹陷文东油田岩心样品典型T2谱

图2 T2截止值与物性的相关关系

图3为Sm与物性的相关关系。散点随K、φ的增大而逐渐变“瘦”，表明K、φ越大，二者的相关性越强；当K、φ较低时，二者相关性较弱，Sm不完全受控于K、φ。K、φ越低，Sm随K、φ的降低衰减速度越快。Sm与K的相关性好于Sm与φ的相关性。可动流体量低是低渗透砂岩油藏采收率低的主要原因。研究区储层，K>30×10-3μm2时，随K、φ的增加，Sm增加缓慢。

图3 可动流体百分数与物性的关系

图4为可动流体孔隙度与物性的相关关系。

图4 可动流体孔隙度与物性的关系

φm与K、φ间具有较强的相关关系，与K的相关性好于与φ的相关性。φm与K的相关关系类似于Sm与K的相关关系。即K越小，随K的降低，φm衰减越快。比较可动流体孔隙度、可动流体百分数与物性的相关关系，φm与物性的相关关系好于Sm与物性的相关关系。φm是Sm与φ的乘积，该参数综合了孔隙度与可动流体两方面的信息。

4 可动流体控制因素

深层高压低渗砂岩储层可动流体的控制因素较多[14-20]。微裂缝发育程度(图版a)、孔隙连通性及次生孔隙发育程度(图版b,c,d)、黏土矿物充填孔隙程度(图版e,f,g)、重结晶(图版h,i)等储层微观孔隙结构特征是可动流体的主要控制因素。储层微观孔隙结构特征很难定量表征，基于核磁共振可动流体测试技术，可以用喉道半径区间分布这一储层微观孔隙结构特征参数，表征储层微观孔隙结构对可动流体赋存分布的控制。储层微观孔隙结构不同，则喉道半径分布必将存在较大差异。

由核磁共振获得的储层喉道半径区间分布(图5)，随渗透率的增大，可动流体喉道半径区间值增大。喉道半径越大，可动流体百分数、可动流体孔隙度值越大。这与T2谱分布也是对应的。随着T2谱由单峰态且变化不明显、单峰态且变化明显、双峰态且两峰变化幅度大到双峰态且左峰变化不大右峰变化大，可动流体百分数和可动流体孔隙度参数逐渐增大，喉道半径区间值逐渐增大，尤其是较大喉道半径(>1.06 μm)增大幅度更加明显。

图5 东濮凹陷文东油田典型样品可动流体喉道半径的区间分布

图6 不同离心力离心后含水饱和度与物性的关系

由不同离心力离心后含水饱和度与物性的关系可见(图6)，随着离心力的增大，含水饱和度值降低；物性越好，较低范围离心力(例如20 psi)的含水饱和度值越低，离心过程中脱出的水饱和度越高。即，物性越好，大喉道控制的可动流体百分数越高。

因设备限制，不能开展高压核磁实验。高压对T2谱有负面影响，但影响不大。高压状态的T2谱研究属于油藏储层应力敏感性的研究内容。研究区地层条件应力敏感性实验研究表明，深层高压低渗油藏属于弱—中等应力敏感，高压对储层物性的影响不是很大。

5 结论

(1)深层高压低渗砂岩储层不同离心力的T2谱形态表现为4种类型，T2截止值与物性呈正相关关系。

(2)深层高压低渗砂岩储层可动流体赋存特征表现为：①可动流体含量低且其分布具有较强的非均质性；②渗透率越低，可动流体参数衰减速度越快；③渗透率越高，主流喉道半径越大，可动流体参数越大，可动流体参数与渗透率参数的相关性越强。

(3)深层高压低渗砂岩储层微观孔隙结构是可动流体赋存分布的主要控制因素。应用喉道半径区间分布表征储层微观孔隙结构对可动流体分布的控制，效果较好。物性越好，大喉道控制的可动流体量越高。

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(编辑黄娟)

图版

Characteristicsandcontrollingfactorsofmovablefluidindeep-buriedhigh-pressureandlow-permeabilitysandstonereservoirs: A case study of middle section of 3rd member of Shahejie Formation in Wendong Oil Field, Dongpu Sag

Wang Ruifei1, Qi Hongxin1, Lü Xinhua2, Guo Dianbin2

(1.CollegeofPetroleumEngineering,Xi’anShiyouUniversity,Xi’an,Shaanxi710065,China; 2.SINOPECZhongyuanOilfieldCompany,Puyang,Henan457001,China)

The samples of the deep-buried high-pressure and low-permeability sandstone reservoirs in the middle section of the 3rd member of the Shahejie Formation in the Wendong Oil Field of the Dongpu Sag were tested with nuclear magnetic resonance technique. The characteristics and controlling factors of movable fluid were analyzed with movable fluid percentage and porosity. The results have shown that theT2pattern of the samples displays 4 modes, and theT2cutoff value is positively correlated with porosity. The movable fluid content is relatively low and the heterogeneity is intense. The higher the permeability is, the wider is the main throat radius. The relation between the movable fluid parameter and the permeability gets better with the increase of permeability. The movable fluid parameter gets higher attenuation velocity with the decrease of permeability and has more sensitivity to the changes of permeability. The micro-pore structure determines the existing state of fluid in deep-buried high-pressure and low-permeability sandstone reservoir. Applying main throat radius, the micro-pore structure controlling movable fluid was token, which has achieved good results. Wide throat controls more movable fluid when physical property is better.

NMR technique; movable fluid; controlling factor; deep-buried high-pressure and low-permeability sandstone reservoir; Wendong Oil Field; Dongpu Sag