梁斌
, 王喜梅, 曾济楚, 王权国, 魏玉红, 唐万宇
中国石油大港油田公司第五采油厂
Liang Bin, Wang Ximei, Zeng Jichu, Wang Quanguo, Wei Yuhong, Tang Wanyu
中图分类号: TE132.1
文献标识码: A
收稿日期: 2019-04-1
网络出版日期: 2019-06-25
版权声明: 2019 《录井工程》杂志社 《录井工程》杂志社 所有
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作者简介:
作者简介 梁斌 工程师,1985年生,2008年本科毕业于长江大学数学与应用数学专业,2012年硕士毕业于长江大学地球探测与信息技术专业,现在中国石油大港油田公司第五采油厂从事油藏开发研究工作。通信地址:300280 天津市大港区大港油田港西街第五采油厂。电话:(022)25931415。E-mail:c5_liangb@petrochina.com.cn
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摘要
随着港西油田油气储量采出程度的增高,三次采油技术已逐渐推广应用。在三次开发方案研究中,储集层的微观孔隙结构、渗流规律以及驱油效率实验至关重要。应用高精度CT扫描仪录取岩心资料,结合软件CTan、CTvox以及CTvol分析,通过岩心微观剩余油的识别、计算及三维建模,有效地对岩心不同驱替方式下微观剩余油赋存状态进行了定性及定量描述,分别得到了岩心切片含油率变化对比、岩心驱替方向上微观剩余油变化表征以及三维微观剩余油形态变化表征,为合理高效的开发方案制定提供客观理论依据,对三次采油方案的合理实施及渗流场的调整具有现实指导意义。
关键词：
Abstract
With the ratio increase of total oil produced to OOIP of oil and gas reserves in Gangxi oilfield, tertiary oil recovery technology has been gradually popularized and applied. In the research of tertiary development plan, the microscopic pore structure, seepage law and oil displacement efficiency experiments of reservoirs are very important. The acquisition of core data is made by high precision CT Scanner. Combined with software CTan, CTvox and CTvol analysis, through the identification, calculation and three-dimensional modeling of core microscopic residual oil, the occurrence state of microscopic residual oil under different displacement modes of core was described qualitatively and quantitatively.The comparison of oil content change in core slices, the characterization of micro-residual oil change in core displacement direction and the characterization of three-dimensional micro-residual oil morphology change were obtained respectively. It provides an objective theoretical basis for rational and efficient development plan formulation and has practical guiding significance for the rational implementation of tertiary oil recovery plan and the adjustment of seepage field.
Keywords：
岩石天然的孔渗属性使得流体在其中运动状态异常复杂,在石油、天然气领域,应用薄片鉴定、扫描电镜以及压汞曲线等手段进行微观孔隙结构研究[1,2,3,4,5],已取得较好的效果,但对岩石孔喉结构和渗流特征等认识仍存在不足[6]。如受储集层非均质性影响,局限于定性或局部分析储集层物性及渗流规律,很难达到理想的精度。应用CT扫描技术[7,8,9,10,11],通过建立三维数字岩心模型,可真实地反映岩石的微观孔隙结构,对储集层进行全方位定量研究,并借助油气驱替实验设备,分析不同驱替介质驱油效率及剩余油特征。
CT扫描技术驱油微观模拟实验,借助于显微放大、录像、图像分析和实验计量技术,应用可视化储集层微观模型,通过从储集层流体微观渗流过程定性机理分析到定量描述的研究,揭示储集层内流体微观渗流特征及剩余油微观分布特征。
本次实验采用的德国Bruker公司1173型X射线断层CT扫描仪,该设备具有适用范围广、分析速度快、图像像素高、分析内容丰富、支持用户自编程序等特点。在港西油田三次采油实验区NmⅡ-9含油储集层相同深度点密闭取心岩样4块,进行原始CT扫描及驱后CT扫描,建立三维可视化数字岩心模型;设置对比性驱替参数,对原始状态及驱替后的岩心微观孔隙结构进行对比分析。通过高精度CT扫描技术与驱替实验相结合,对驱替前后岩心微观孔隙结构变化及岩心微观剩余油赋存状态进行探究,为油田开发后期开采方案的制定提供理论依据。
运用专业的CT分析软件CTan、CTvox以及CTvol对NmⅡ-9储集层同深度2块岩心进行分析,并对岩心微观孔隙中闭合孔及开放孔进行识别和分割,对比分析驱替前后孔隙度、开放孔、闭合孔数据(表1)。
表1 岩心驱替前后孔隙结构数据对比
| 岩样 | 驱替前 | 驱替后 | |||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 编号 | 驱替方式 | 总孔隙 度/% | 开放孔百 分比/% | 闭合孔百 分比/% | 封闭孔相对 百分比/% | 总孔隙 度/% | 开放孔百 分比/% | 闭合孔百 分比/% | 封闭孔相对 百分比/% | ||
| 5-017K | 二元驱至 含水率98% | 25.64 | 25.3 | 0.34 | 1.33 | 7.22 | 6.29 | 0.93 | 12.88 | ||
| 5-017L | 水驱至含 水率98% | 25.74 | 25.53 | 0.21 | 0.81 | 28.4 | 28.21 | 0.16 | 0.56 | ||
编号5-017K岩样二元驱至含水率98%后,岩心总孔隙度大幅降低,由25.64%降低到7.22%,开放孔也明显减少,开放孔百分比由原始的25.3%降到驱替后的6.29%,同时封闭孔增加,闭合孔百分比由原始的0.34%升到0.93% ,封闭孔相对百分比由1.33%增加到12.88%,孔隙连通性降低。编号5-017L岩样水驱至含水率98%后,岩心总孔隙度由25.74%增大到28.4%,相对应的封闭孔减少,微观孔隙空间连通性变好。因此,油藏注采开发中化学驱与水驱对比,孔隙度降低,封闭孔增加,起到了改变储集层内部渗流场,强化驱油效果的作用。
利用CT扫描三维可视化的优势,对岩心孔隙空间进行三维可视化,得到沿驱替方向切片面孔率数据并进行驱替前后对比,建立孔隙三维分布模型,选取特征面孔率二维截面,对驱替方向上的孔隙空间变化进行对比分析。截面图1中黑色代表孔隙,灰色及亮白色代表岩石骨架。
编号5-017K岩样二元试剂驱至含水率98%后,驱替方向上岩心面孔率降低,岩心前段面孔率降低效果更明显,整体平均面孔率从25.25%减小为7.17%。从孔隙分布模型及驱替前后孔隙大小分布对比来看,二元驱后,聚表二元介质进入岩心孔喉,明显降低了岩心微观孔隙空间,不同孔径的孔隙均减少,中小孔被堵塞现象明显。
编号5-017L岩样水驱至含水率98%后,驱替方向上岩心面孔率呈增大的趋势,整体平均面孔率从25.35%增大到27.97%。从孔隙分布模型及驱替前后孔隙大小分布对比来看,水驱后不同孔径的孔隙均呈增多的趋势,水驱过程中,岩心孔隙变多变大,孔隙空间连通性变好。
运用专业CT分析软件CTan、CTvox以及CTvol,实现CT扫描岩心微观剩余油的识别、计算及建模,有效地对岩心不同驱替方式下微观剩余油赋存状态进行定性及定量描述,分别得到了岩心切片含油率(切片含油面积/切片满级)变化对比、岩心驱替方向上微观剩余油变化表征以及三维微观剩余油形态变化表征。
将NmⅡ-9含油储集层相同深度点的编号为5-017G和5-017H的岩心进行饱和油处理,直至含油饱和度达60%,随后进行驱替实验,设置不同的驱替方式,得到驱油效率并对微观剩余油进行可视化建模,对微观剩余油赋存特征进行研究(图2),图中灰色为岩石骨架,红色为微观剩余油。
形状因子体现了微观油滴近似于球体的程度(球体形状因子=1),按下式计算微观剩余油的形状因子:
G=6
式中:G为形状因子,无因次;S为每块剩余油的表面积,m2;V为每块剩余油的体积,m3。
按照形状因子、微观油滴平均直径及欧拉系数(EN)对微观剩余油分布特征进行分类(表2),表中欧拉系数[12]反映油滴形态的复杂程度,欧拉系数越小,表明形态越复杂。
随着驱替的进行,微观剩余油含量降低,油滴直径减小,微观剩余油连通关系变得更加分散。从赋存形态的角度分析,油滴由原始的网络状逐渐向多孔状和孤滴状转变。编号5-017G岩心水驱至含水率98%,从岩心驱替方向上微观剩余油变化分析,随着驱替的进行,微观剩余油赋存形态趋小,小油滴增多,大油滴减少,平均油滴直径由77.40 μm减小至69.40 μm。驱替前微观剩余油三维赋存状态为网络状,驱替后微观剩余油分布变得分散,主要以多孔状和孤滴状分布。5-017H岩心先水驱至含水率90%,再二元驱至含水率98%,随着驱替的进行,微观剩余油赋存形态趋小,平均油滴直径由94.40 μm减小至69.40 μm。
通过CT三维建模直观表征微观剩余油三维赋存形态的变化(图3),驱替前微观剩余油以网络状的形式存在,驱替后微观剩余油分布变得分散,主要以网络状和多孔状分布。5-017H与5-017G岩心驱替前后剩余油特征参数见表3。二元驱岩心剩余油饱和度、驱油效率均优于水驱,其网络状和多孔状形态的剩余油较水驱占比减少,主要以孤滴状形态剩余油为主。
表3 岩心驱替前后含油饱和度及剩余油形态数据
| 岩样编号 | 驱替方式 | 含油饱 和度/% | 平均油滴 直径/μm | 网络状体积 百分比/% | 多孔状体积 百分比/% | 孤滴状体积 百分比/% | 驱油效率/% |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 原始 | 60.00 | 77.40 | 12.09 | 27.42 | 60.49 | ||
| 5-017G | 水驱至含水率98% | 26.40 | 69.40 | 16.39 | 37.72 | 45.89 | 56.0 |
| 原始 | 60.00 | 94.40 | 13.21 | 28.53 | 58.26 | ||
| 5-017H | 先水驱至含水率90% 再二元驱至含水率98% | 17.13 | 69.40 | 9.63 | 23.47 | 66.90 | 71.4 |
(1)驱替前后对比来看,岩心水驱至含水率98%,孔隙度提高,孔喉半径变大,有效孔隙增多,表明孔喉连通性变好;二元试剂驱至含水率 98%后,岩心孔隙度明显降低,二元试剂进入孔隙,占据了一部分孔隙空间,导致孔隙度降低,同时也体现了聚表二元试剂可以增大波及面积。
(2)通过建立二维、三维数字岩心模型,直观地对驱替前后岩心内部孔隙空间进行了表征,结合CT扫描和驱替实验,得到了不同驱替方式下的驱油效果。二元驱的驱油效率明显高于水驱,并且同种驱油方式下,驱油效率受岩心孔渗影响。随着驱替的进行,微观剩余油含量降低,油滴直径减小,微观剩余油连通关系变得更加分散。从赋存形态的角度分析认为,油滴由原始的网络状逐渐向多孔状和孤滴状转变。
The authors have declared that no competing interests exist.
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