准噶尔盆地头屯河组低电阻率油层束缚水饱和度确定方法

时间：2024-09-03

司马立强,殷榕,王亮,2,王琼,唐松

(1.西南石油大学地球科学与技术学院,四川成都610500;2.中国石油大学地球物理与信息工程学院,北京102249;3.西南石油大学电气信息学院,四川成都610500;4.西南油气田分公司川中油气矿,四川遂宁834000)

0 引言

低电阻率油气层的形成受岩石岩性、物性等多重因素影响[1-5],在微观上表现为高地层水矿化度、高束缚水含量和强黏土矿物附加导电性[6]。目前,因高束缚水饱和度引起的低电阻率油气层较为常见[7-15],准确确定束缚水饱和度是明确低电阻率油气层成因并确定油气饱和度的关键。束缚水饱和度常见的实验确定方法有高压压汞法、半渗透隔板法与核磁共振法[16]。高压压汞法因其测试速度快,测试压力范围大等特点,在束缚水饱和度的确定中得到广泛应用。高压压汞法通过确定储层的流动孔喉下限,认为低于孔喉下限的汞饱和度为束缚水饱和度;半渗透隔板气驱实验由于充分模拟了油气运移过程中非润湿相(油气)驱替润湿相(地层水)的过程,其结果最能反映岩心实际的毛细管特征,但该方法测试时间长,难以大量测量[16]。张冲等[16]认为高压压汞法确定的束缚水饱和度未考虑黏土束缚水的影响,进而以半渗透隔板法确定的束缚水饱和度对其进行了标定。低场核磁共振(NMR)岩心分析技术,目前已经在现场测井和录井中得到了广泛应用,该方法除能够反映岩石内部含氢流体(油、气、水)的分布外,还能间接反映岩石的孔隙结构特征,具有快速检测、无损岩心、无污染、可重复检测等特点[17-21]。苏俊磊等[22]利用地区经验可变T2截止值确定束缚水饱和度;王翼君等[23]分析了核磁共振法在表征碳酸盐岩储层束缚水饱和度时,受“扩散耦合”效应的影响,但其应用具有一定局限性。束缚水饱和度的确定虽有大量研究基础,但经分析发现,对于低地层水矿化度、高阳离子交换容量的低电阻率油层,利用压汞法与核磁共振法确定的束缚水饱和度远远小于半渗透隔板法确定的束缚水饱和度。因此,本文以准噶尔盆地阜东斜坡中侏罗统头屯河组低电阻率油层为例,分析核磁共振分析法、压汞毛细管压力曲线法与半渗透隔板毛细管压力曲线所确定的束缚水饱和度,并对各种方法所确定束缚水饱和度差异的原因进行探讨。

1 束缚水饱和度控制因素分析

束缚水包括由岩石润湿性引起的非黏土颗粒表面的吸附水、黏土颗粒吸附水和毛细管滞留水。岩石中非黏土颗粒表面吸附水的含量主要取决于岩石的比表面积,岩石的粒度越小,相应比表面积愈大,吸附水的体积也愈大。头屯河组储层整体粒度较细,其中细砂岩含量超过50%,粉砂岩和细-中砂岩次之[24](见图1),由此推断储层非黏土岩石颗粒表面的吸附水含量较高。

图1 储层岩石粒度特征

黏土颗粒表面吸附水含量与岩石阳离子交换容量以及地层水矿化度有关。阳离子交换容量越大,地层水矿化度越低,吸附水含量越高[25]。岩石阳离子交换容量受黏土矿物类型、含量与分布形式的影响。X衍射分析表明,研究区黏土矿物以伊/蒙混层黏土矿物为主,混层比平均77.13%。与其他黏土矿物相比,蒙脱石矿物构造内广泛发育类质同象替代,使得其阳离子交换能力较其他黏土矿物大。黏土矿物以黏土薄膜的形式附着在岩石颗粒表面,增强了吸附作用[25]。且该区地层水矿化度较低,约为5 g/L。上述条件共同导致黏土颗粒表面的吸附水含量偏高。

毛细管滞留水的含量受毛细管半径和孔隙结构控制。研究区储层岩石粒度小,岩石颗粒表面和非表面吸附水含量高,孔隙结构受到影响,孔径减小。王亮等[26]对研究区头屯河组岩心电镜下的岩心饱水前后对比显示:岩心饱含地层水前,孔径较大。饱含地层水2 h后,由于无序伊/蒙混层黏土膜的吸水膨胀,致使粒间孔孔径缩小,喉道被堵塞,因此,储层中黏土矿物的吸水膨胀会使孔径变小,导致毛细管滞留水含量升高。

2 束缚水饱和度的确定

为确定头屯河组低电阻率油层的束缚水饱和度,对20块岩心的核磁共振实验结果、3块岩心的气驱半渗透隔板实验结果和116块岩心的压汞实验结果进行分析。其中,半渗透隔板实验所用3块岩心选自核磁共振实验的20块岩心。根据研究区试油结果、岩心物性参数、压汞曲线等特征建立了储层分类标准(见表1)。基于该分类标准,将岩心核磁共振分析、毛细管压力曲线实验结果分为5类。

表1 不同类型储层特征及分类标准

*非法定计量单位,1 mD=0.987×10-3μm2,下同

2.1 核磁共振法实验分析

核磁共振岩心分析实验中,最常用的样品处理方法是离心法,通过离心前饱含水状态到离心后束缚水状态的岩石含水体积和T2分布变化确定各状态下流体的饱和度[26-27]。图2为开展核磁共振实验分析的20块岩心样品物性与束缚水饱和度测量结果。测量结果显示,对于高孔隙度、高渗透率的Ⅰ类储层,束缚水饱和度较低,为20%～40%,与国内外低电阻率油层束缚水饱和度一般较高的规律存在差异。因此,需要对核磁共振实验过程与实验结果的准确性进行详细分析。

油藏条件下,干样密度在2.6～2.65 g/cm3的岩样,当离心速度使得岩石所受毛细管压力达0.689 MPa时,认为岩心中剩余的水即为束缚水[23]。实验室条件下气-水接触角θwg=0°,界面张力σwg=72 dyn/cm,油藏条件下油-水接触角θow=30°,界面张力σow=30 dyn/cm,将实验气-水毛细管压力转换为油藏条件下油-水毛细管压力,转换公式

pow=(σowcosθow/σwgcosθwg)pwg=0.36pwg

(1)

式中,pow、pwg分别为油驱压力与气驱压力,MPa。则实验室气-水毛细管压力0.689 MPa对应油藏条件下的油水毛细管压力约为0.249 MPa。

成藏过程中,油气运移的动力主要由油与水的密度差所造成的浮力提供,油柱的高度决定浮力的大小。根据毛细管压力理论,连续油柱高度的计算方法为[30]

H=100pc/(ρo-ρw)

(2)

图2 核磁共振实验岩心特征与核磁共振束缚水确定结果

式中,H为油水界面以上油柱高度,m;pc为毛细管压力,MPa;ρo、ρw分别为油、水密度,g/cm3。头屯河组油密度约0.82 g/cm3,地层水密度约1.02 g/cm3。根据式(2),为克服0.249 MPa毛细管压力,需要连续油柱高度为124.5 m。然而,头屯河组低电阻率油藏圈闭高度一般不超过34 m,对应油气驱替压力不超过0.07 MPa。因此,核磁共振实验中使毛细管压力达到0.249 MPa时离心力远远大于实际地层中油气运移时的驱替力,即实验中离心速度太高,脱水力太大,使实际油层中呈束缚状态的水(不可动水)被离心出来,造成核磁共振测量的束缚水饱和度偏低。

2.2 半渗透隔板法实验分析

图3 3块岩心核磁共振实验结果

半渗透隔板气驱实验由于充分模拟了油气运移过程中非润湿相(油气)驱替润湿相(地层水)的过程,结果最能反映岩心实际的毛细管特征,确定的束缚水饱和度最准确,一般作为储层的真实束缚水孔隙度[31],因此,该方法一般用于检验其他测量方法的准确性。为得到真实束缚水饱和度,同时便于实验之间的对比分析,在核磁共振实验的20块岩心样品中,选取了F19、F14、F22共3块岩心开展气驱半渗透隔板实验。其中,F19(φ=18%,K=165 mD)、F14(φ=20%,K=99.2 mD)为I类储层样品,F22(φ=12.3%,K=14.6 mD)为II类储层样品,其对应的孔隙度与渗透率特征见图2(a)中Ⅰ类、Ⅱ类样品的实心点。图3为上述3块岩心样品核磁共振实验结果。图4(a)为气-水半渗透隔板毛细管压力实验结果。对比图3与图4(a)可知,核磁共振实验与半渗透隔板实验显示的孔喉结构特征一致:①核磁共振饱和谱显示F19号样品孔隙分布集中,均质性强于F14与F22号样品,且以大孔隙为主;气-水半渗透隔板毛细管压力曲线显示F19号样品出现平直台阶,表明孔喉均质性优于F14与F22号样品。②核磁共振饱和谱显示F14号样品的孔隙最大值(T2最大值)大于F19与F22号样品;气-水半渗透隔板对应显示,F14号样品的排驱压力小于F19与F22号岩心样品,即表明与F19与F22号岩心样品相比,F14号岩心样品存在更大的孔隙使得非润湿相气优先进入。

利用式(1)将实验气-水半渗透隔板毛细管压力曲线转换为油藏条件下油-水毛细管压力曲线。图4(b)为油藏条件下不同毛细管压力对应的自由水界面以上油柱高度。头屯河组低电阻率油藏圈闭一般不超过34 m,对应的压力约为0.07 MPa。因此,将油-水毛细管压力曲线大于0.07 MPa以上的含水饱和度作为低电阻率油层的束缚水饱和度。此时,同属Ⅰ类储层的F14与F19岩心样品束缚水饱和度分别为47%与67%,属于Ⅱ类储层的F22岩心样品束缚水饱和度为75%。3块样品半渗透隔板法确定的束缚水饱和度均远远大于核磁共振分析的束缚水饱和度。

图4 3块岩心气-水毛细管压力曲线与对应的油藏条件油-水毛细管压力曲线特征

2.3 压汞法实验分析

压汞法是在真空条件下对洗净烘干的岩样用非润湿相汞进行驱替[16]。选取116块岩心进行压汞实验,基于表1的分类标准,对实验结果进行分类,并对各类毛细管压力曲线进行平均,建立了不同类型储层毛细管压力曲线图版[见图5(a)]。取气-汞接触角θhg=140°、界面张力σhg=480 dyn/cm,油藏条件下油-水界面张力30 dyn/cm、接触角30°。将实验室压汞毛细管压力曲线转化为油藏条件下油-水毛细管压力曲线,转换公式为

pow=(σowcosθow/σhgcosθhg)phg=0.07phg

(3)

图5 分类压汞毛细管压力曲线与对应油藏条件毛细管压力曲线特征

式中,phg为进汞压力,MPa。图5(b)为油藏条件下不同毛细管压力对应的自由水界面以上油柱高度。取0.07 MPa时,Ⅰ类储层、Ⅱ类储层束缚水饱和度分别为40%与50%,均小于同类储层半渗透隔板法确定的束缚水饱和度。

图6 相似物性岩心不同驱替方式毛细管压力曲线对比

116块岩心压汞毛细管压力曲线中,选取与F19、F14物性相似的F2-14(φ=18.6%,K=127 mD)、F5-1(φ=19%,K=88.8 mD)这2块岩心,将其压汞毛细管压力曲线转换为油-水毛细管压力曲线,并与F19、F14岩心油-水毛细管压力曲线进行对比(见图6)。对比显示:①压汞法得到的毛细管压力曲线排驱压力小于半渗透隔板法毛细管压力曲线排驱压力。②取0.07 MPa时,压汞法测量得到的束缚水饱和度小于半渗透隔板法得到的束缚水饱和度。③取0.07 MPa时,F19岩样半渗透隔板法与F12-4岩样压汞法束缚水饱和度的差值小于F14岩样半渗透隔板法与F5-1岩样岩样压汞法束缚水饱和度的差值。分析造成上述现象的原因:①半渗透隔板法实验中,使用非润湿相油气驱替地层水,其中黏土束缚水未被驱替[16],黏土矿物遇水膨胀阻塞喉道使最大孔喉半径变小,对应排驱压力大于压汞法时的排驱压力。②压汞实验过程中黏土表面的束缚水被去掉,汞驱替气进入孔隙,气体在岩石颗粒表面的吸附气厚度小于水在岩石颗粒表面的吸附水膜厚度,而压汞毛细管压力曲线反映的是自由水和束缚水的共同体积[16],压汞法确定的束缚水饱和度小于半渗透隔板法确定的束缚水饱和度。③图3中核磁共振T2谱显示F19号样品黏土束缚水饱和度小于F14号样品黏土束缚水饱和度,且压汞法与半渗透隔板法束缚水饱和度的差值主要由黏土束缚水引起。由于黏土束缚水大小的差异,使得F19岩样半渗透隔板法与F12-4岩样压汞法束缚水饱和度的差值小于F14岩样半渗透隔板法与F5-1岩样岩样压汞法束缚水饱和度的差值。