河流相流动单元渗流特征及剩余油分布
——以黄骅坳陷羊二庄油田新近系明化镇组河流相储层为例

田盼盼, 林承焰,2, 张宪国,2, 宋金鹏, 王 芮

( 1. 中国石油大学(华东) 地球科学与技术学院,山东 青岛 266580; 2. 中国石油大学(华东) 山东省油藏地质重点实验室,山东 青岛 266580; 3. 中国石油大港油田公司 勘探开发研究院,天津 300280 )

0 引言

河流相储层是我国中、新生代陆相盆地最重要的油气储集层[1],储层非均质性强[2],流体渗流规律复杂,剩余油分布认识不清,制约油藏高效开发,需要开展基于流动单元的储层渗流特征及剩余油分布研究。人们研究流动单元的定义、识别、划分和形成机制等,以分析油藏特征和揭示剩余油分布。在本质上,储层流动单元是在空间上连续分布的、具有相似岩石物理特征和渗流特征的储集体,代表特定的沉积环境和渗流场[3]。

由于地质条件和实际资料限制、学术背景和研究目的不同,流动单元研究方法也不完全一致,可以分为：(1)以地质研究为主的划分方法,包括沉积相法[4]、层次分析法[5]和非均质综合指数法[6]等;(2)以数学为主的储层参数分析法,包括流动分层指标法[7]及其改进方案[8-9]、改进的地层Lorenz图法[10]、孔喉几何形状R35法[11]、生产动态参数法[12]和多参数综合法[13]等。这些方法分析影响渗流地质参数,把静态地质体与孔隙内部流体的渗流特征联系起来,将储层刻画为以渗流特征为主的储层非均质单元,对认识储层渗流规律和剩余油分布具有重要意义[14]。以华池油田华152块长3储层为研究对象,朱玉双等[15]进行不同流动单元的真实砂岩微观孔隙模型渗流特征实验,表明不同流动单元流体进入次序、流体驱替方式和剩余油类型明显不同。任刚等[16]利用模糊聚类方法,将大庆油田北二西葡一组储层划分为三类流动单元,并结合生产动态评价不同流动单元渗流能力。刘仁静等[17]将克拉玛依油田三3区克下组储层划分为三类流动单元,利用高压压汞及油水相渗资料表征流动单元渗流特征差异,认为渗流能力中等的流动单元储层剩余油相对富集。

储层渗流特征研究从宏观、定性逐渐向微观、定量、可视化发展,研究成果也不再局限于优势渗流区、储层渗流能力评价等方面。全洪慧等[18]利用真实砂岩微观模型水驱油实验,探索孔隙结构类型与水驱油微观渗流特征之间的内在联系。根据铸体薄片制作微观可视化玻璃刻蚀模型,司马立强等[19]模拟油气成藏与开发过程中流体运移机理和分布状态。侯健等[20]借助岩心模型CT扫描图像,对不同驱替时刻剩余油微观赋存量、赋存位置及赋存形态进行定量表征。姚军等[21]利用多孔介质结构的三维随机网络模型,分析油水两相渗流规律,表明配位数对毛细管压力和相对渗透率曲线有显著影响。基于显微红外光谱,李静等[22]建立岩石结构有限元模型,通过数值模拟进行流体微观渗流特性研究。

目前,流动单元研究较为完善,储层微观渗流研究也取得一定进展,但不同流动单元储层微观渗流差异研究相对缺乏。笔者研究羊二庄油田明化镇组河流相储层流动单元渗流特征,特别是对不同流动单元微观渗流特征及剩余油分布差异进行精细对比,为认识储层油水分布、预测与挖潜剩余油提供指导。

1 地质概况

图1 研究区位置Fig.1 Location of the study area

羊二庄油田位于黄骅坳陷羊二庄鼻状构造东北部,为赵家堡断层下降盘逆牵引背斜构造(见图1),属于边底水活跃的断块构造—岩性油藏。钻井揭示,该油田地层自下而上依次发育古近系沙河街组、东营组,新近系馆陶组、明化镇组,以及第四系平原组,其主力含油层系为明化镇组二、三段及馆陶组二、三段。研究目的层段为明化镇组曲流河相储层,储层孔隙度呈单峰分布,峰值为32%～34%,渗透率为(2～8 000)×10-3μm2,呈平峰型均匀分布。

羊二庄油田于1974年6月投入开发,经历短期的弹性能量驱动阶段,于1975年8月进行注水开发。由于长期大段合采、合注,储层非均质性增强,平面和层间油水渗流复杂,水驱差异显著,剩余油分布认识不清。目前,研究区整体含水率fw已达94.99%,生产矛盾日益突出。

2 储层宏观渗流特征

对于同一流动单元,岩层特点及影响流体渗流特征的地质参数相似,而不同流动单元在储层岩性、物性、孔隙结构、流体渗流特征等方面具有较大差异,因此流动单元研究对认识储层渗流规律具有重要意义。

2.1 流动单元划分

羊二庄油田明化镇储层渗透率与孔隙度的分布特征明显不同,同一孔隙度对应多个渗透率,即相近孔隙度样品的孔隙结构存在多样性,存在多个流动单元[23]。

以研究区6口取心井物性分析数据为样本,根据流动分层指数(FZI)累积概率曲线，推断研究区明化镇组储层至少具有5个正态分布群体。目前,流动单元的识别与划分不再局限于以单参数作为划分依据,因此引入多个参数进行识别与划分,包括有效孔隙度Φe,反映储层储集能力;渗透率K,反映储层渗流能力;标准化孔隙度Φz,为孔隙体积与颗粒体积之比;储层质量指数RQI,衡量储层质量优劣;流动分层指数FZI,反映储层孔隙对渗流的影响;压汞曲线上进汞饱和度达35%时的孔隙半径R35,反映储层微观孔隙特征。

利用SPSS软件进行聚类分析,分别将样本聚类为4～7类,利用平均数方法检验各分类方案在所有变量上的差异,划分六类时各变量差异达到显著水平,分类结果可靠,因此将研究区明化镇储层划分为Ⅰ～Ⅵ类流动单元。在已知样本分类的基础上,利用逐步判别分析建立多组判别函数,在引入4个参数(Φe、K、RQI、R35)时判别结果最佳,判别方程为

fⅠ=-146.323+6.970Φe-0.003K-294.030RQI+27.456R35,

(1)

fⅡ=-87.694+5.351Φe-0.005K-168.016RQI+16.340R35,

(2)

fⅢ=-71.695+5.026Φe-0.007K-112.613RQI+11.258R35,

(3)

fⅣ=-69.226+5.944Φe-0.005K-123.213RQI+11.171R35,

(4)

fⅤ=-84.568+7.993Φe-0.002K-205.122RQI+16.809R35,

(5)

fⅥ=-112.808+9.707Φe+0.001K-286.734RQI+23.005R35。

(6)

运用式(1-6)进行回判验证,正判率达到93.0%,可以用于非取心井流动单元识别。对流动单元特征参数进行整理并得到回判标准(见表1),各类流动单元分布频率呈正态分布,不同流动单元特征值分异明显。

表1 羊二庄油田明化镇储层流动单元类型回判标准

2.2 储层相渗特征

图2 羊二庄油田明化镇储层各类流动单元相对渗透率曲线Fig.2 Relative permeability curves of different flow units in Nm reservoir of Yangerzhuang oilfield

油水相对渗透率(Kro/Krw)曲线是储层自身特征及油水运动规律的综合反映,是表征两相渗流特征的重要方法。将各类流动单元相对渗透率曲线归一化,得到不同流动单元的相对渗透率曲线(见图2)。

各流动单元相对渗透率曲线整体形态相似,但各自油水渗流特征具有一定差异。在整体上,油相相对渗透率曲线在初期急剧下降,随水相饱和度Sw增加,下降速度有所减缓;水相相对渗透率曲线随水相饱和度的增加而上升,后期上升速度有所增加。由Ⅰ～Ⅵ类流动单元,储层束缚水及残余油含量增加,油水两相区范围变小,水相相对渗透率减小,驱油效率逐渐降低(见表2)。由图2和表2可以看出,各类流动单元储层含水率上升快,由未水淹、弱水淹到中水淹的各阶段,含水饱和度变化范围窄。以Ⅴ类流动单元为例,储层见水后含水率上升较快,在低—中水淹阶段停留时间短,长期处于中—高水淹状态。对比各水淹阶段含水饱和度变化范围(ΔSw),物性较好的Ⅰ～Ⅲ类流动单元在未水淹—弱水淹阶段的ΔSw，明显小于物性较差的Ⅳ～Ⅵ类流动单元的。

由Ⅰ～Ⅵ类流动单元,储层物性逐渐变差,孔喉发育程度及连通性变差,孔喉半径减小,相应比表面积增大,因此储层束缚水及残余油饱和度不断增大,油水两相区范围变小。此外,孔隙半径变小也使得润湿相通过多孔介质的能力减弱,渗流阻力增大,因此水相相对渗透率减小,驱油效率逐渐降低。在注水开发过程中,渗流阻力的增加使物性较差储层的注入水推进速度相对较慢,水淹初期停留时间相对于物性较好储层的长。

表2 各类流动单元相对渗透率曲线特征

在开发过程中,相对渗透率曲线整体“相似性”反映研究区储层普遍见水早且含水率上升快，无水采收期短且无水采收率低;“互异性”说明流动单元划分能够有效表征储层流体渗流特征的差异。对于非均质油藏,流体在油藏中流动特征有较大差异,若整个油藏采用一条平均相对渗透率曲线进行含水率计算,则油藏润湿性判断和油水井生产动态预测将产生较大误差。因此,对储层进行流动单元划分,不同流动单元储层采用相应的相对渗透率曲线进行含水率预测,可以更准确地评价储层水淹状况。

3 储层微观渗流特征

流体宏观渗流差异是微观渗流差异的体现,而储层岩石微观孔隙结构是影响流体渗流能力的关键。

3.1 微观孔隙结构

储层孔隙结构指岩石孔隙和吼道的几何形状、大小、分布,以及两者之间的配置关系。通常采用铸体薄片及毛管压力曲线刻画储层孔隙结构特征,对比不同流动单元镜下特征及毛管压力曲线：

(1)Ⅰ类流动单元储层以粗—中粒岩屑长石砂岩为主,矿物颗粒破碎现象普遍,颗粒粒内缝发育(见图3(a))。该类储层孔隙度跨度区间较大,但渗透率整体高于其他流动单元的(见表1),综合物性及镜下微观特征,粒间孔隙及溶蚀孔隙发育,且粒内缝沟通发达的孔隙网络,加之长期注入水冲刷作用带走颗粒表面黏土矿物,孔隙吼道干净,储层渗滤性能大幅增加。

图3 羊二庄油田明化镇组庄6-16-5井储层各类流动单元镜下特征

图4 各类流动单元储层毛管压力曲线Fig.4 Capillary pressure curves in different flow units of the reservoir

(2)Ⅱ类流动单元储层以中粒岩屑长石砂岩为主,岩石孔隙发育,分布均匀(见图3(b))。该类流动单元毛管压力曲线呈中间平缓段低且长的“椅状”(见图4),排驱压力和中值压力远低于其他几类流动单元的,平均孔隙半径为16.2 μm,均质因数最高(见表3),表明储层孔喉粗且分布集中,孔隙连通性好,岩石储集性能和渗滤性能极好,具有较高的生产能力,是研究区储集性能及渗流能力最好的储层。

(3)Ⅲ类流动单元储层以中粒长石岩屑砂岩、细—中粒长石岩屑砂岩为主,孔隙发育,连通性好(见图3(c))。该类流动单元毛管压力曲线呈中间平缓段较长的“椅状”,但平坦段较Ⅱ类流动单元的高且短,排驱压力较低,平均孔隙半径为13.2 μm,均质因数较高,说明储层孔喉粗且分布集中,分选好,表现为粗歪度的特征,但储层在整体上储集性能及渗流能力不及Ⅱ类流动单元储层的。

表3 各类流动单元储层样品高压压汞孔隙结构参数统计

(4)Ⅳ类流动单元储层以中—细粒岩屑长石砂岩、砾质中粒长石岩屑砂岩为主,颗粒分选较差,部分薄片可见砾石,砾石磨圆好,多呈次圆状,成分主要为粉砂质泥岩、泥岩,定向富集分布(见图3(d))。该类流动单元毛管压力曲线中间平缓段较Ⅱ类、Ⅲ类流动单元的短且平台较高,排驱压力中等(见图4),平均孔隙半径为9.1 μm,均质因数中等,表明储层孔喉较粗且分布相对集中,分选较好,为偏粗歪度,储层在整体上储集性能及渗流能力中等。

(5)Ⅴ类流动单元储层以细粒岩屑长石砂岩、细—中粒岩屑长石砂岩为主,碎屑颗粒分选较好,孔隙发育相对较差(见图3(e))。该类流动单元毛管压力曲线中间平台较窄(见图4),排驱压力最高,平均孔隙半径较小,均质因数较小,表明储层孔喉较细,分选一般,为偏细歪度,储层在整体上储集性能及渗流能力一般。

(6)Ⅵ类流动单元储层以泥质极细粒长石岩屑砂岩为主,碎屑颗粒磨圆差,呈次棱角状,颗粒多为游离状接触,泥质含量高且分布不均,泥质集中充填处孔隙发育较差(见图3(f))。该类流动单元毛管压力曲线呈“斜坡状”,几乎没有平台段,中值压力为22.890 MPa,远高于其他几类流动单元的,但是排驱压力较其他流动单元的处于中等,平均孔隙半径为4.8 μm,均质因数最小。该类储层中值压力高而排驱压力偏小,结合排驱压力偏低的压汞曲线样品及其铸体薄片,孔隙分布极其不均匀，导致孔隙系统中最大连通孔隙较大,非润湿相开始进入岩样时所需启动压力较小,而岩石整体孔隙发育程度差、孔喉集中分布的孔径范围偏小,因此中值压力较高。该类流动单元储层岩石致密,孔喉半径整体偏细,孔隙富集处孔喉半径较大,分选差,为细歪度,孔隙连通性差,是研究区储集性能及渗流能力最差的储层。

3.2 微观渗流特征

为研究储层孔隙结构对渗流特征的影响,对不同孔隙结构的Ⅰ～Ⅵ类流动单元储层,以铸体薄片为基础建立真实孔隙结构模型,进行流体微观渗流数值模拟。

3.2.1 模拟步骤

(1)从不同流动单元铸体薄片视域中选取面积为1.3 mm×1.0 mm的模型,对图像进行处理、分割,将孔隙和颗粒分离成不同实体结构集合并将孔隙部分实体留存;

(2)将孔隙结构模型导入COMSOL Multiphysics,基于Brinkman方程对流体在多孔介质孔隙空间中的速度场、压力场进行数值模拟;

(3)在相同实验条件下,设定流体流动方向从左到右,对真实岩心样品孔隙结构下的流体速度场及压力场进行数值模拟;

(4)分析不同孔隙结构的流体渗流规律。

3.2.2 模拟结果

模拟各个流动单元流体速度场分布(见图5(a-c)、图5(g-i)),以及压力递减特征(见图5(d-f)、图5(j-l)),其中白色部分为颗粒实体,彩色充填为孔隙实体,孔隙中红色线条表示流线,背景色由蓝—红过渡表示速度或压力由低—高变化。

(1)在整个视域范围内,Ⅰ类流动单元流体速度远高于其他类型流动单元的(见表4),且视域中央形成两条高速渗流通道;流线分布广泛且弯曲分叉现象明显,流线在两条高渗通道处更加密集(见图5(a));孔隙内压力呈台阶式下降,沿主流线方向下降最快(见图5(d))。在视域边界处,受计算区域限制,流体流动范围实际更加广泛。在水驱过程中,Ⅰ类流动单元先被水淹且形成高渗通道,注入水流速整体较高、波及范围较广,因此储层驱油效率高,多为强水洗,剩余油饱和度相对较低。该类储层作为流体突进通道,大幅降低注入水垂向波及范围,从而影响储层整体的水驱效果。

(2)Ⅱ～Ⅴ类流动单元流体速度逐渐变小,流体流经吼道时流速明显增大;流线较为平直且趋于均匀分散,优势流线发育程度逐渐减弱(见图5(b-c)、5(g-h));孔隙压力呈斜坡式下降,斜面趋于平整且坡度有所增加(见图5(e-f)、5(j-k))。从Ⅱ～Ⅴ类流动单元,颗粒粒度逐渐减小，孔隙网络趋于细小而均质,流体需要克服更大的毛管压力,在相同压力驱动下,储层整体水驱速度逐渐降低：Ⅱ类流动单元在水驱过程中水淹相对较快、流线相对发达、孔隙剩余油相对较少;Ⅴ类流动单元水淹相对较慢、流线发育相对较弱、孔隙更多的剩余油流体难以被波及。在水驱开发过程中,无水期(含水率不大于10.00%)时,Ⅱ类流动单元的水驱程度远远高于Ⅴ类流动单元的;由于流体驱动压力供应充足,当储层含水率达到98.00%时,Ⅴ类流动单元的驱油效率与Ⅱ类流动单元的相当(见表4),表明在开发后期物性较差的储层具有较大的开发潜力。

(3)Ⅵ类流动单元孔隙发育程度严重不均匀,泥质集中充填处有效连通孔隙几乎不发育,局部孔隙发育处流体速度远低于其他类型流动单元的,在连通性相对较好的区域发育流速相对较高的主流线(见图5(i));孔隙压力沿主流线方向呈跳水式快速降低,大部分区域压力处于高台(见图5(l))。在水驱过程中,注入水需要较大压力突进,在孔隙发育、连通性好的区域剩余油可以被驱替,大部分孔隙的剩余油难以被驱替。

4 剩余油分布特征

在开发过程中,各类流动单元之间渗流特征不同,体现在储层生产特征及剩余油分布的差异上。利用荧光显微图像,可以定性地显示水驱后油水在孔隙中的分布特征;利用核磁共振实验,可以定量地表征流体在孔隙中的赋存状态及剩余油饱和度。

4.1 荧光显微图像

荧光显微图像技术以紫外光或蓝光为光源,激发岩石中的石油沥青并产生可见的荧光图像。虽然水本身并不具备发光特性,但溶解微量芳系化合物的水具有荧光性。随孔隙中含水率逐渐升高,即水淹程度由弱变强,显微图像由棕黄—黄褐色为主逐渐向黄绿—绿色荧光转变,荧光强度整体上遵循由弱变强再变弱的总体规律[24]。

(1)Ⅰ类流动单元荧光图像表现出超强水洗的特征。岩石整体荧光暗,孔隙吼道受长期注入水冲刷作用较为干净,颗粒边缘清晰。随可微溶于水的轻质组分逐步减少,孔隙中荧光颜色逐渐变暗,荧光强度也随之降低,呈现极微弱的光晕。孔隙大部分被水占据,少量重质原油成分呈柱塞状残存于细小孔吼,或吸附于蚀变颗粒表面,发褐色荧光(见图6(a))。

图5 各类流动单元储层孔隙速度场及压力递减模拟结果Fig.5 Numerical simulation results of pore velocity field and pore preesure decline of different flow units

(2)Ⅱ类流动单元荧光图像表现出超强水洗的特征。岩石整体荧光偏中暗—暗,与Ⅰ类流动单元荧光特征相似,但荧光更加不均匀,色差较大。孔隙中央大部分被水充填而发亮绿色荧光,少部分油质沥青呈角隅状残存于颗粒角隅处及死孔隙,发黄绿色荧光(见图6(b))。

(3)Ⅲ类流动单元荧光图像表现出较强水洗的特征。岩石整体荧光中暗,发荧光不均匀。孔隙中央被水充填而发暗绿色荧光,部分油质沥青、胶质沥青以薄膜状吸附于颗粒边缘而形成“光圈”,其他呈吸附状分布于岩屑表面,发中暗黄色、橙黄色荧光(见图6(c))。

表4各类流动单元速度场及压力递减模拟、水驱油实验结果

Table4Resultsofoildisplacementefficienciesandsimulationresultsofvelocityandpreesuredistributionindifferentflowunits

流动单元类型Ⅰ类Ⅱ类Ⅲ类Ⅳ类Ⅴ类Ⅵ类流速/(m·s-1)6.1×10-20～1.02.5×10-90～2.1×10-81.8×10-90～1.9×10-85.0×10-100～4.8×10-91.3×10-100～3.5×10-99.7×10-120～1.5×10-10峰值区间0～5.0×10-20～4.0×10-90～2.0×10-9(2.0～6.0)×10-100～2.0×10-100～1.0×10-11分布特征流速极高,明显两条突进通道流速较高,高速区连续流速中等,高速区有间断流速较低,细小吼道处发育点状高速区整体流速极低流速极低,集中于孔隙发育处流线分布特征分布广,突进通道处更密集,迂曲度大,分叉特征明显网状分布,覆盖面积广树杈状分布,较稀疏覆盖区域较小,较稀疏,优势流线不明显流线稀疏,覆盖区域小,优势流线不发育孔隙发育且连通性较好的区域发育主流线压降分布特征台阶型台阶—斜坡型斜坡型,坡度较缓斜坡型,斜面较平坦斜坡型,斜面平坦,坡度陡主流线压力跳水式降落,其他区域呈高平台值水驱油无水期水驱程度/%47.5033.5034.4728.5519.36含水率98.00%时水驱程度/%65.8063.6061.4456.5556.58驱油效率/%76.2074.1073.8772.0367.50

(4)Ⅳ类流动单元荧光图像显示弱—中水洗的特征。岩石整体荧光亮,呈较为亮丽的金黄色调,发荧光不均匀,具色差。该类流动单元荧光图像中矿物颗粒边缘较为模糊,孔隙通道不清晰。岩石一侧孔隙中充填油质沥青而发中亮黄色荧光,一侧孔隙中大部分被水充填而发中亮—中暗绿色荧光(见图6(d))。对于颗粒分选较差的砂砾状结构储层,在矿物颗粒粒级较粗大处,孔隙中央发中暗黄绿色、绿色荧光;在矿物颗粒粒级较小处,孔隙中央为油质沥青充填而呈亮丽的黄色荧光。整体上,储层含油性较好,沥青呈连片状分布于粒间孔隙(见图6(e))。

(5)Ⅴ类流动单元荧光图像显示弱—中水洗的特征。岩石整体荧光中亮—中暗,呈现较为浓重的黄橙色调,发不均匀荧光。孔隙中注入水波及面积较小,发暗绿色荧光,在注入水未波及区域沥青组分呈簇状、连片状分布于粒间孔隙,发暗黄橙色荧光(见图6(f-g))。

(6)Ⅵ类流动单元储层孔隙发育极差且泥质较为发育,大部分荧光图像荧光极其微弱,几乎难以辨别颗粒与孔隙流体(见图6(h))。在少量荧光薄片中,可以观察到岩石整体发荧光暗,局部可见微弱暗绿色荧光,沥青组分吸附于泥质杂基表面而呈斑块状、星点状,发微弱的黄褐色荧光(见图6(i))。

4.2 饱和度

岩心核磁共振实验测定的T2(横向弛豫时间)是分析岩石物性、流体分布和性质,表征孔隙结构特征的重要参数。通常孔隙大小与T2呈正相关关系,T2谱分布范围越宽,峰值越低,分选越差。当岩心饱和水后,孔隙中处于束缚状态的流体对应较短的T2,处于自由状态的流体对应较长的T2,T2谱上区分两者之间的界限为T2截止值。因此,可以通过T2谱判断岩石的孔喉特征及孔隙流体的赋存特征[25]。

选取不同流动单元的岩心样本进行核磁共振实验,得到核磁共振T2谱(见图7)。由Ⅵ～Ⅰ类流动单元,储层物性逐渐变好,岩心T2谱由单峰向双峰甚至三峰结构演变,T2谱整体右移、分布范围变宽、峰值变低,表明储层由以小孔为主逐渐向以大孔为主发育,甚至向有微裂缝的储层转变,且储层岩石孔喉的分选性逐渐变差。Ⅵ类流动单元呈单峰结构(见图7(a)),储层以单一的微小孔隙为主。Ⅴ类流动单元整体上呈单峰结构,但峰值形态左偏,右侧存在明显长拖曳现象(见图7(b)),储层大、小孔隙并存且以小孔隙为主。Ⅳ类流动单元呈左高右低的双峰分布,具有明显的波峰波谷(见图7(c)),储层大、小孔隙发育,小孔发育程度稍微高于大孔的。Ⅲ类流动单元呈双峰结构,右峰与左峰相当或稍高于左峰(见图7(d)),储层大孔发育程度与小孔的相当或稍好于小孔的。Ⅱ类流动单元呈左低右高的双峰结构(见图7(e)),储层大孔隙发育。Ⅰ类流动单元呈模糊的三峰结构,第一峰位于10 ms左侧;第三峰位于50 ms右侧;第二峰峰值不明显,与第三峰之间存在明显的拐点,峰的幅度较低且峰宽较广(见图7(f)),储层大、小孔隙和裂缝共存,孔喉分选较差。

图6 庄6-16-5井各类流动单元荧光显微图像Fig.6 Fluorescence microscopic images of different flow units in well Zh6-16-5

根据岩心核磁共振实验,计算各类流动单元流体饱和度参数(见表5)。Ⅰ类和Ⅱ类流动单元可动流体孔隙度最高,分别为18.4%和18.8%;Ⅵ类流动单元可动流体孔隙度最低,为3.2%。随储层物性变差,可动流体体积逐渐减小,束缚流体体积逐渐增大。各类流动单元储层孔喉差异决定赋存于孔喉的可动流体的相对含量。

表5 各类流动单元核磁共振可动流体饱和度参数统计

将岩样用MnCl2水溶液浸泡,锰离子扩散进入岩样内部,消除水相的核磁共振信号;对岩样进行核磁共振测量,得到油相T2谱分布。经历长期水驱开发,研究区大孔隙中的油大部分被驱替,剩余油大多富集于小孔隙,表现为左峰主导的油相T2谱(见图7)。Ⅰ类和Ⅱ类流动单元剩余油饱和度最低,分别为9.3%和4.8%,且易动油占剩余油的比例分别为6.2%和0.1%,油相T2谱基本呈左偏的单峰分布(见图7(e-f)),油层水洗严重,有少量残余油富集于小孔隙,后期开发潜力小;Ⅲ类、Ⅳ类和Ⅴ类流动单元剩余油饱和度相对较高,且易动油占剩余油比例较高,油相T2谱呈左高右低的双峰分布(见图7(b-d)),是目前剩余油挖潜潜力最大的储层类型;Ⅵ类流动单元剩余油饱和度最高,为33.9%,但是其中88.3%为难以开采的难动油,油相T2谱呈明显的左偏单峰分布且峰值较高(见图7(a)),说明储层物性较差,剩余油富集于小孔隙,开发难度较大。

图7 各类流动单元核磁共振T2谱分布Fig.7 Frequency distribution of NMR T2 spectra of different flow units

5 结论

(1)羊二庄油田明化镇组河流相储层可划分为Ⅰ～Ⅵ类流动单元,各类流动单元特征分异明显。从Ⅱ～Ⅵ类流动单元,毛细管压力曲线中值压力不断增加,进汞曲线平缓段不断变短,最小润湿相饱和度大幅上升,残余油时水相相对渗透率不断下降。

(2)不同流动单元渗流特征具有明显差异：Ⅰ类流动单元孔隙网络发达,流体流速极高且易形成高速渗流通道,压力沿主流线方向呈阶梯式下降;Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ类流动单元孔隙发育程度及连通性逐渐变差,流体流速逐渐变小,优势流线发育程度逐渐减弱,压力呈斜坡式下降且坡度逐渐变陡;Ⅵ类流动单元孔隙分布严重不均,流体流速极低、在孔隙发育且连通性较好的区域发育主流线,主流线方向压力呈跳水式下降,大部分区域流压居于高值。

(3)流体渗流特征的差异决定不同流动单元储层剩余油分布的差异：Ⅰ类流动单元水淹严重,剩余油呈柱塞状赋存于细小孔喉;Ⅱ类流动单元强烈水淹,剩余油呈角隅状残存,几乎无易动油;Ⅲ类流动单元较强水淹,剩余油呈薄膜状吸附于颗粒边缘或吸附于岩屑表面,易动油比例较低;Ⅳ类、Ⅴ类流动单元水淹相对较弱,剩余油呈连片状分布,Ⅴ类流动单元易动油比例最高;Ⅵ类流动单元剩余油吸附于杂基及微孔隙，呈星点状或斑块状分布,储量较低且难以开采。

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