特低渗透储层可动原油饱和度确定方法及影响因素分析

2019年第6期西部探矿工程*收稿日期：2018-10-18作者简介：武晓鹏（1986-），男（汉族），河北邢台人，助理工程师，现从事岩石流体饱和度分析工作。

特低渗透储层可动原油饱和度确定方法及影响因素分析武晓鹏*（大庆油田勘探开发研究院中心化验室，黑龙江大庆163000）摘要：近年来，大庆油田新增油气储量中特低渗透储量不断上升，如何高效动用这部分特低渗透储量对油田可持续发展意义重大。

研究表明，特低渗透油藏具有孔隙度和渗透率低、孔喉细小、粘土矿物含量高、构造裂缝发育等特征，有效动用难度大。

可动油饱和度是评价特低渗透储层的重要参数，利用核磁共振技术可以求取可动油饱和度，结合宏观上和微观上对可动油分布特征研究，可以为特低渗透储量有效动用提供指导。

关键词：特低渗透储层；特征；可动油饱和度；求取方法中图分类号：TE348文献标识码：A 文章编号：1004-5716(2019)06-0062-03我国特低渗透油藏油气资源丰富，随着持续的勘探，特低渗透储量在石油储量中占比不断上升[1]。

大庆油田东部扶余油层石油地质储量丰富，属于特低渗透储层，地层有效孔隙度在12%左右，渗透率在1.5×10-3μm 2左右，且裂缝较发育。

在特低渗透扶余油层开发过程中，存在储层动用程度低、注水开发效率低、产量递减快等问题，制约了扶余油层勘探开发进程[2-3]。

为此，深入研究特低渗透储层特征，准确求取可动油饱和度，提高特低渗透储层开发效率具有重要意义。

1特低渗透油藏的地质特征我国每年新增油气储量中，低渗透、特低渗透油藏储量不断上升。

特低渗透油藏是一个相对的概念，区别于常规的储层，具有以下特征：（1）特低渗透油藏孔隙度、渗透率低。

特低渗透储层最显著的特征是低孔、低渗。

特低渗透油藏中组成岩石的颗粒分选差，粒径分布范围广，且粘土矿物、碳酸盐岩胶结物多，导致储层中岩石孔隙度和渗透率均较低[4]。

研究表明，低渗透油藏孔隙度多分布在1.2%~30.2%之间，平均孔隙度为18.6%，渗透率在（10~1）×10-3μm 2，且储层非均质性严重。

（2）粘土矿物含量高。

特低渗透油藏中含有大量粘土矿物，造成储层孔隙度低，不同粘土矿物水敏性不同。

蒙脱石、伊利石是典型的水敏矿物，极易吸水，遇水膨胀后体积增大几十倍，使得储层岩石中孔隙吼道变窄，储层流通性变差。

高岭石是速敏矿物，由于分子结构不紧密，遇水极易发生脱落，随水流运移堵塞孔隙。

绿泥石属于酸敏矿物，与酸反应可以生成沉淀，堵塞孔隙通道，使得储层渗透率降低。

（3）特低渗透储层岩石中孔隙孔喉细小，且溶蚀孔较发育。

特低渗透储层岩石孔隙多为粒间孔，同时发育溶蚀孔隙。

此外还发育有晶间孔、裂缝孔及微孔隙。

孔隙直径以中、小孔为主，孔隙吼道呈片状或管状，据统计，特低渗透储层岩石中孔隙半径中值通常小于1μm ，且非有效孔隙在孔隙体积中占比较大，导致储层渗透性较差。

（4）特低渗透储层发育构造裂缝，裂缝通常分布比较规律，深度较大，产状以高角缝为主，裂缝分布受到构造、岩性等影响，通常在背斜构造、褶皱转折处或断层处较为发育，且岩石越致密、硬度越大裂缝越发育。

裂缝在特低渗透储层中具有重要地位，能够沟通基质孔隙，提升储层孔隙连通性，有利于储层流体渗流。

2特低渗透油藏可动油饱和度测定方法及影响因素分析2.1核磁共振原理核磁共振基本原理是原子核和磁场之间相互作用。

原子核由质子和中子组成，其中质子带电，中子不带电，原子核质量取决于质子和中子的数量之和，而电荷取决于质子的数量。

原子核分为有自旋的原子核和无自旋的原子核，研究发现，核子为奇数或核子个数为偶数但原子序数为奇数的原子核都具有自旋特性，例622019年第6期西部探矿工程如1H 、13C 、19F 、23Na 等原子核都能自旋，当施加外部磁场时，能够向陀螺一样旋转，这种特性为核磁共振研究创造了条件。

对于石油勘探来说，由于油和水中含有大量的氢核1H ，是较为理想的研究对象。

岩石样品饱和石油和水后，由于氢核具有核磁距，在外加磁场作用下能够发生能级分裂，核磁距会发生吸收跃迁，由此产生核磁共振，核磁共振强度与被检测样品中氢核数量成正比，通过检测核磁共振强度，就可以反映样品岩石物性及流体性质。

核磁共振中一个重要的物理量是弛豫，它反映磁化矢量在受到射频场激发下发生核磁共振是偏离平衡态后恢复平衡的过程，根据作用机制不同，弛豫分为纵向弛豫（自旋—晶格弛豫）和横向弛豫（自旋—自旋弛豫），弛豫速度快慢用弛豫时间来定义，纵向弛豫时间为T 1弛豫时间，横向弛豫时间为T 2弛豫时间，T 1弛豫时间和T 2弛豫时间都能反映岩石物性和流体特征，但T 1弛豫时间测量时间较长，因此，T 2弛豫时间研究比较常见。

2.2T 2弛豫时间及T 2谱岩石孔隙内流体的弛豫时间T 2的大小与岩石孔隙表明固体对流体分子的作用力大小，单个孔隙内弛豫视为单指数弛豫，由于岩石样品中有多个大小不同的孔隙，每个孔隙都有自身特定的弛豫时间T 2i ，岩石总的弛豫时间是这些单指数弛豫时间的叠加，计算公式如下式：S (t )=∑A i exp(-t /T 2i )式中：A i ——第i 组份所占的比例；T 2i ——第i组份对应的弛豫时间。

图1核磁共振T 2谱通过研究样品的弛豫时间可以得到弛豫时间谱，即T 2谱，如图1所示。

T 2谱横坐标反映流体受到固体表面作用力的大小，其作用力大小受以下3个因素影响：①岩石样品中孔隙大小；②岩石样品中孔隙固体表面性质；③岩石样品孔隙中流体类型和流体性质。

因此，测定岩石样品弛豫时间后，就能够分析样品样品内部孔隙大小、固体表面性质和流体类型及性质。

通常，T 2谱中曲线下包面积反映了岩石样品中油水总量。

2.3试验测定岩芯样品T 2谱及分析可动油饱和度利用核磁共振T 2弛豫时间谱测定可动油饱和度，先将饱和地层水的岩芯样品放置在核磁共振仪探头内，调节共振频谱和90˚脉冲宽度，回波时间为120μs ，采用多弛豫分离技术测得岩芯样品的核磁共振T 2弛豫时间谱，具体测定结果如图2所示，图中横坐标为T 2弛豫时间，其大小与岩芯样品中孔隙直径成正比，纵坐标对应不同T 2弛豫时间的组分含量。

由于注水开发过程中，通常较大孔隙中的油能够被水驱替出来，较小孔隙中的油不能被驱替，因此，将岩芯样品在高速离心机上进行正向离心1h ，然后在反向离心1h ，岩芯中可动流体被离心除掉，剩余流体为不可动流体，此时利用核磁共振仪按照上述过程再次测定岩芯样品离心后的T 2弛豫时间谱，得到离心后的T 2弛豫时间谱，如图2所示。

图2岩芯样品离心前后T 2弛豫时间谱从图2可以看出，离心前T 2弛豫时间谱呈双峰型，离心后T 2弛豫时间谱只有左边一个峰，右边峰消失了。

根据离心前后流体变化情况，可以得出，左边峰代表岩芯样品中小孔隙的不可动流体，右边峰代表了岩芯样品中大孔隙中的可动流体，不可动流体与可动流体的弛豫时间分界限在两峰中间的最低位置。

由于T 2弛豫时间谱下包面积对应于流体量，因此，右峰面积在整个弛豫时间谱面积的占比即为可动流体百分比，即为可动油饱和度。

2.4影响因素分析为了研究岩石孔隙类型对核磁共振的影响，对岩芯样品进行了高分辨率X-CT 成像扫描，将成像扫描结果与核磁共振弛豫时间谱进行对比分析，X-CT 扫632019年第6期西部探矿工程描成像分析发现，有些岩芯样品内部有微裂缝发育，有的不发育或很少发育微裂缝，对比这些岩芯样品的T2弛豫时间谱发现，有微裂缝发育的岩芯样品T2弛豫时间谱右边峰较高，而没有微裂缝的岩芯样品右边锋相对较低。

因此，微裂缝发育对核磁共振测定结果影响明显，这是因为微裂缝能够沟通基质孔隙，孔隙连通性变好，岩芯样品中可动油饱和度增加。

储层可动油饱和度与岩芯样品的裂缝孔隙度存在正相关关系，通过对区块内大量岩芯样品的统计分析，可以建立储层可动油饱和度与裂缝孔隙度的线性关系。

此外，岩芯样品的核磁共振弛豫时间谱与样品中毛细管孔径分布具有对应关系。

最后，通过测定不同驱替压力条件下，可动油在不同孔径中分布情况，可以揭示流体渗流机理。

3特低渗透储层可动油分布影响因素储层可动油分布情况能够反映储层的产油能力，要分析可动油分布情况，可以在宏观上从储层所处的构造、储层岩性进行分析，也可以从微观上从储层岩石微观孔隙结构进行分析，还可以从流体性质、储层裂缝发育情况、储层物性等方面进行分析。

（1）宏观上储层岩性及所处构造影响可动油的分布。

通常情况下，储层可动油饱和度的高低受到含油饱和度的影响，含油饱和度越高，则可动油饱和度也高。

在以构造为主要控制因素的油藏中，构造中心油柱高，含油饱和度越高，相应的可动油饱和也高。

在特低渗透油藏中，通常构造高部位裂缝较发育，砂体规模较大，油柱较高，相应的可动油饱和度越高。

当砂体厚度大、分布范围广时，此时若岩石颗粒较粗，则储层渗透性较好，可动油饱和度越高。

（2）储层物性影响可动油饱和度。

储层物性通常指的是储层渗透率和有效孔隙度。

研究表明，可动油饱和度与储层孔隙度和渗透率之间存在一定关系，关系式如下：Somc=0.05096+0.86φ0.291K0.364 1+φ0.291K0.364式中：S omc——可动油饱和度，无量纲；φ——孔隙度，无量纲；K——渗透率，10-3μm。

从以上公式中可知，储层孔隙度和渗透率越大，可动油饱和度越高。

（3）微裂缝分布特征影响可动油饱和度。

储层中微裂缝越发育，储层可动油饱和度越高。

通过对储层岩石核磁共振分析，测定岩石样品的裂缝孔隙度及可动油饱和度，分析二者的关系，发现储层岩石裂缝孔隙度与可动油饱和度具有较好的相关性。

储层大量发育微裂缝，裂缝沟通了基质中的孔隙，储层连通性变好，可动油饱和度高。

（4）岩石的表面物理性质影响可动油饱和度。

储层岩石由不同的矿物颗粒组成，当孔隙中存在流体（油、气、水）时，孔隙通道中岩石颗粒表面对不同流体吸附能力存在差异。

岩石颗粒对流体吸附能力主要受到岩石比表面积和岩石润湿性影响。

岩石比表面是度量岩石分散程度的物理参数，通常岩石比表面积越小，岩石颗粒越粗，相应的可动油饱和度越高。

岩石表面水湿、弱水湿，储层可动油饱和度越高。

原理在于岩石表面水湿，孔隙边缘均被水占据，油居于孔隙中间，可动油饱和度高，在水驱过程中，水会包围油珠，形成细微水包油，在水流冲刷下，小油滴汇聚在大孔隙内随水流出。

因此，岩石表面完全水湿，水驱效果好。

4结束语随着持续的勘探，新增石油储量中低渗透、特低渗透油藏储量不断增加，提高特低渗透油藏开发效率意义重大。

特低渗透油藏具有孔隙度渗透率低、粘土矿物含量高、发育构造裂缝、孔隙孔喉细小、溶蚀孔较发育等特征，有效动用难度大。

可动油饱和度是评价特低渗透储层的重要参数，要不断深入研究运用核磁共振技术求取可动油饱和度的方法，提升参数的准确度，为特低渗透油藏开发提供参考，提高特低渗透储量的动用程度，对油田可持续发展意义重大。