大安油田主力区块微观孔喉结构特征及油水赋存状态规律研究
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摘 要： 基于大安油田储层连通性差、水驱控制程度低、水驱采收率偏低，并且单井产出低、产出端不畅通等问题，采用压汞实验、核磁共振与CT扫描数字岩心技术相结合的方法，分析了大安油田主力区块微观孔喉结构特征及油水赋存状态规律。研究结果表明：大安油田低渗透储层性质主要受喉道控制;儲层岩心孔隙类型比较复杂，小孔隙所占体积比较大;大安油田的非均质性严重，而孔隙结构的非均质性影响岩心的油水赋存状态，并表现出剩余油在水驱前后分布形态的差异。
关 键 词：CT扫描;微观孔喉;非均质性;油水赋存状态
中图分类号：TE 122 文献标识码： A 文章编号： 1671-0460（2020）02-0432-05
Abstract： According to poor reservoir connectivity， low degree of water flooding control， low water flooding recovery and single well output in Da'an oilfield， mercury injection experiment and CT scanning digital core technology were combined to analyze the microstructure characteristics of pore throat and the status of oil-water occurrence in the main block of Da'an Oilfield. The results showed that the properties of low permeability reservoirs in Da'an oilfield are mainly controlled by the throat. The pore types of reservoir cores are complex and small pores take up a large volume. The heterogeneity of Da'an oilfield is serious. And the heterogeneity of pore structure affects the status of oil-water occurrence of the core， and shows the difference in the distribution of residual oil before and after water flooding.
Key words： CT scan; pore throat; heterogeneity; status of oil-water occurrence
储层连通性差、水驱控制程度低是制约开发的重要因素[1]。而大安油田扶杨油藏地层连通性差，水驱控制程度为55.8%，致使水驱采收率偏低（16%），水驱控制程度40%以下的井组占总井组数的24%。并且油藏存水率高，但是单井产出低，产出端不畅通，累注较多，月注采比及累注采比较高[2]。针对上述大安油田目前存在的问题，本文对大安油田主力区块微观孔喉结构特征及油水赋存状态规律进行了研究。
1 大安油田主力区块开发现状及储层物性特征
大安油田扶杨油藏1994年投入开发，动用面积12.1 km2，动用地质储量542.3万t，目前采出程度8.1%，水驱采收率16%，目前日产油64 t，占全厂产量比重的4.5%。根据岩心物性统计，大安油田大45、红75区块的孔隙度多为主要分布于8%～12%.之间，平均为10.3%，渗透率一般为（0.016～1.430）×10-3 m2，平均渗透率为0.6×10-3 m2。
大安油田扶杨特低渗透油藏产油量，在2011年、2012年通过规模加密、扩边，实现了上产稳产，目前产量呈下降趋势;大安油田扶杨油藏自然递减一直较大、部分自然递减在15%左右，2011年、2012年规模加密、扩边影响、递减进一步加大，2015年通过加强区块综合治理，有效进行注水治理以及开展注采调控，使得自然递减速度得到明显减缓;大安油田扶杨油藏实际含水上升率变化大，2011年后滚动开发，投产新井初期含水高，含水上升率大，2012年扩边30口井，含水较低，使得2012年之后的综合含水下降，2014年开始由于体积压裂及部分老井注水受效含水上升，目前已加强注采调控，整体含水保持稳定形势[3，4];大安油田扶杨油藏2011年、2012年通过井网加密及扩边挖潜，油藏整体实现了上产，水驱可采储量逐年增加，但是由于水驱控制程度低，储采逐渐失衡，需要加强水驱，提高水驱控制程度，提高最终采收率[5，6];从注采井数比变化情况看，大安油田扶杨油藏油、水井数逐年增加，油水井数比呈上升趋势，2012年、2013年受扩边影响，油水井数比变大，后来通过油井转注，目前油水井数比趋于平衡;从产出与注入情况看，大安油田扶杨油藏2011、2012年规模加密扩边产液量大幅上升，注水量也相应大幅增加，近两年不断进行注采调控注水量有一定下降;大安油田扶杨油藏通过及时合理提高注采比，地层压力有所恢复，压力保持水平接近80%水平。
2 储层微观孔喉结构特征
孔喉结构指储层岩石中三维的孔喉系统特征[7]，包括孔隙、喉道的大小、分布、形状及其相互连通的关系，是油气储层微观物理研究的核心内容之一，目前低渗透油田岩心实验主要有恒速压汞、核磁共振分析、岩心X-CT扫描、扫描电镜等高新技术。 恒速压汞以极低的准静态恒定速度向岩样喉道及孔隙内压汞，根据进汞的压力涨落来获取孔隙和喉道半径大小分布[8]，间接得到孔喉比参数表征孔喉结构差异，它能够能得到孔隙和喉道半径大小分布特征规律，但只能对连通的孔隙喉道进行获取，而对于更小孔隙喉道或不连通孔隙（死孔隙）来说，其无能为力。核磁共振技术利用核磁共振横向弛豫時间T2与孔喉结构关系，得到孔隙大小分布，它可以通过弛豫时间转换得到岩石孔隙的大小，且能够获得2 μm以下的孔隙。图像分析功能的扫描电镜利用电子信号成像，它可以定量分析孔隙喉道类型及特征、大小、分布、配位数，但它只能得到二维图像，空间延续性差。CT扫描数字岩心技术利用CT成像仪获取平面图像后进行三维重建来得到数字岩心，它可以直接获取岩心的真实三维骨架与孔隙图像，具有样品无损、形象直观、准确性高等优点，可以直接得到岩石的任意位置的横向切片，比扫描电镜法获取的信息更多，比压汞法更加直观、形象，而且能补足压汞实验无法准确测量小孔隙或死孔隙的缺点，但CT扫描仪法因仪器分别率问题，会过滤掉部分的大孔喉，保留大部分的小孔隙喉道，故需要借助压汞和核磁共振的方法，才能更接近岩石的真实孔隙结构。
储层微观孔喉结构研究朝着多种技术方法综合应用、由平面到空间、由定性到定量的方向发展[9]，因此，本文将恒速压汞实验、核磁共振与CT扫描法结合起来，研究微观孔喉结构分布特征及孔喉结构单元内部油水赋存状态。
2.1 孔隙、喉道大小分布特征分析
大安油田油层以粒间溶蚀型孔隙、粒内溶蚀型孔隙和微裂缝为主，缝隙为砂粒与填充物之间的微裂缝，少量铸模溶蚀孔洞，连通性较差，主要以胶结物内的溶蚀喉道为主;孔喉分布状态主要有连片状微孔隙和孤立状微孔隙两种;微孔分布具有微观非均质性，微孔局部较为发育，微孔较为集中的部位主要为粒间溶蚀孔隙，其在空间上多呈条带状。选取6块渗透率分别为0.15、0.22、0.19、0.26、1.42、0.42 mD的岩心进行压汞实验，给出了在不同渗透率下，岩心的孔隙半径和喉道半径的分布图，如图1所示。从图1曲线特征可以看出，不同渗透率的岩心的孔隙大小及分布差别不大，均呈正态分布，且孔隙半径峰值主要集中分布于100～200 m之间;孔隙结构的差异主要体现在喉道半径大小及分布上，说明低渗透储层性质主要受喉道控制，喉道的大小及分布直接影响油田开发效果。
图2给出了平均喉道半径与渗透率的关系曲线，可以看出，平均喉道半径与渗透率之间成线性相关关系，平均喉道半径随着渗透率变大而增大，可见低渗透储层孔隙结构的差异主要是喉道的差异。
2.2 喉道个数分布特征分析
图3给出了不同渗透率时，喉道个数分布图，可以看出，渗透率越低小喉道半径所占的比例越大，大喉道分布范围窄，油存在较大的喉道中，束缚水饱和度也高;渗透率越高，较大的喉道半径所占的比例越来越大，喉道范围较宽，油存在较大的喉道中，在水驱过程中，大孔隙中的油就会优先排出，其次是小的孔道，当水形成连续相后，小孔道中的油就很难排除，所以得到的岩心驱油效率较高。
2.3 孔喉空间非均质性特征参数
反应孔喉空间非均质性的特征参数主要有：截面孔隙率、截面孔隙率偏离度、孔喉配位数[10，11]。利用ImageJ软件，通过高级图像处理算法，沿岩样轴向切片方向，逐层统计出在一定灰度值以下所有像素的面积与二维切面上所有像素的面积，两者相除便得到该切面的截面孔隙率[12]。截面孔隙率是反应岩样均质性的重要参数，截面孔隙率越大，说明岩样均质性越好，而截面孔隙率偏离度反应的是岩心内部孔喉截面孔隙率与孔腔中平均截面孔隙率的偏离程度（表1，图4）[13]。岩心孔腔中轴线上任意节点所连接其它节点个数，称为孔喉配位数，其分布反映孔隙网络模型的连通性与均质性，定义平均配位数C：
2.4 孔喉结构中流体分布特征
图5为饱和水状态下的核磁共振T2谱，可以看出核磁共振曲线呈双峰结构，表明岩心孔隙类型比较复杂，存在两种或更多的孔隙结构类型，曲线的左峰高于右峰，反映小孔隙所占体积比较大，可动流体饱和度小。
图6为渗透率与可动流体饱和度的关系，可以看出，岩样渗透率与可动流体饱和度成线性关系，随岩样渗透率的增大，可动流体饱和度逐渐增大，可动流体部分越来越多。
3 水驱前后岩心内油水赋存状态
本文采用电镜扫描、核磁共振与数字岩心法相结合来识别油水赋存状态，通过电镜扫描得到孔隙、喉道类型;通过核磁共振得到岩心孔隙内流体分布;通过CT扫描构建数字岩心，识别岩心内的油水分布及赋存状态。并根据根据岩心内的油水分布及赋存状态变化，分析驱替效果。从孔喉单元结构出发，利用CT构建岩心建立数学模型，应用CFD与玻尔兹曼理论等进行微观孔喉流动数值计算，得到孔喉单元内的油水分布及剩余油赋存状态，如图7、图8所示。
图7为水驱前岩心内油水赋存状态，可以看出，在岩心中部和下部原油多呈片状聚集，在岩心顶部原油呈多孔状分散分布;岩心顶部小孔隙偏亲水性且水相居多，岩心中部和底部油水交互式分布呈中性;通过连通性可以看出岩心顶端连通性差，依靠细微喉道连通，中部和底部区域连通性较好，大孔隙发育较多且按照大孔隙-喉道-细微喉道的方式分布。
图8为由水驱后岩心内油水赋存状态，可以看出，岩心内小部分油被动用，岩心中部和下部原油富集区域减少略明显，动用的原油也属于赋存油相的边缘，说明水相受原油的阻挡呈绕流趋势。
4 结 论
分析大安油田主力区块微观孔喉结构特征及油水赋存状态规律可以得出以下四点结论：
（1）大安油田的孔喉大小分布特征及平均喉道半径与渗透率的线性关系表明，低渗透储层性质主要受喉道控制，喉道的大小及分布直接影响开发效果; （2）从大安油田的不同渗透率岩心喉道大小对应的喉道个数分布来看，渗透率大的岩心大喉道分布宽且个数多，使得岩心的驱油效率高;
（3）大安油田的核磁共振曲线主要表现为左峰占优的双峰特征，表明岩心孔隙类型比较复杂，存在两种或更多的孔隙结构类型，小孔隙所占体积比较大，且可动流体百分数与渗透率呈明显的线性相关性，渗透率越大，可动流体越多，那么岩心所能得到的油多，驱油效率高;
（4）大安油田非均质性严重，在不同水驱油阶段的油水分布不均，表明孔隙结构的非均质性影响岩心的油水赋存状态，并表现出剩余油在水驱前后分布形态的差异。
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