孔隙型生物礁灰岩油藏水驱剩余油赋存特征

汪周华 ，赵华臻 ，朱光亚 ，李茜瑶 ，郭平 ，方全堂

（1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610500；2.中国石化胜利油田分公司滨南采油厂，山东 滨州 256600；3.中国石油勘探开发研究院，北京 100083）

0 引言

H油田位于伊拉克东南部、美索不达米亚平原南部，上白垩统主要为海相碳酸盐岩沉积，发育于中森诺曼阶—上森诺曼阶的Mishrif组是其主要产油层［1-2］。Mishrif组储层具有时代新、埋藏浅、受后期成岩作用及构造作用影响小的特点，储层整体呈层状展布，以大量的原生基质孔为主，孔渗发育较好［3-6］。前人［7-19］针对Mishrif组的孔隙结构特征进行详细研究后发现，Mishrif组主要发育高孔中高渗、中孔低渗及低孔低渗3类储层，储层的储集空间以粒间（溶）孔、铸模孔、体腔孔为主，局部发育构造缝，属于典型的孔隙型生物礁碳酸盐岩油藏，目前地层压力33 MPa，温度85℃。而我国以塔河油田为代表的碳酸盐岩油藏发育有大量的溶蚀孔、溶洞、裂缝，其中溶洞是主要的储集空间，裂缝是主要的流体流动通道，属于缝洞型碳酸盐岩油藏［20］，地层压力50～60 MPa，温度130℃。

X射线CT扫描技术结合驱替实验可用来研究微观孔隙结构特征及剩余油饱和度分布［21-34］。研究人员应用CT扫描技术对各类型油藏的孔隙结构特征进行了表征，并分析了水驱及聚合物驱等驱替方式对剩余油分布的影响［21-28］。前人已对中东地区H油田Mishrif组生物礁碳酸盐岩储层的沉积学特征、岩石学特征，以及孔隙结构特征进行过详细的研究，但对水驱后储层孔隙中剩余油的分布特征研究较少；并且，H油田明显有别于我国低孔低渗裂缝型碳酸盐岩油藏，储层总体表现为较强非均质性的孔隙型生物礁灰岩油藏特征，国内注水开发经验并不适用。因此，本文运用CT扫描技术，对中东地区H油田Mishrif组生物礁碳酸盐岩的孔径分布及原油分布特征进行了研究。

1 实验条件

1.1 实验仪器及流程

采用美国Xradia公司MicroXCT扫描仪（最大分辨率5.4 μm）、YA1-2PB-1040Ⅱ平流泵（流量精度不大于0.5%），并按照实验流程图（见图1）组装驱替系统。

图1 实验流程示意

1.2 实验岩心及流体

根据由H油田Mishrif组取得的真实储层岩心的基础孔渗数据，得到孔渗分布结果（见表1）。由表可知，Mishrif组储层孔隙度主要大于15%，渗透率主要小于 60×10-3μm3。

表1 H油田Mishrif组孔渗分布情况

挑选其中3块岩心作为CT实验岩样。为满足CT实验要求，对岩心进行了重新钻取，最终实验岩心长度为 1 cm，直径为 0.65 cm。1#、2#、3#岩心钻取前后物性见表 2。根据文献［3］，按照钻取后的岩心物性，将 1#、2#岩心归为中孔低渗岩心，3#岩心归为高孔低渗岩心。由于低孔低渗储层暂未进行水驱开发，因此不作为此次实验研究的内容。

表2 3块岩心钻取前后物性

油样为根据储层原油黏度（3.3 mPa·s）配制的模拟油，由于CT值越大，结果越精确，因此在模拟油中加入5%碘代正丁烷以区分油水分布情况；按照现场水质分析结果配制地层水（CaCl2型，矿化度212 420 mg/L）和注入水（CaCl2型，矿化度 1 580 mg/L）。

2 实验步骤

1）将岩心装入特制的CT岩心夹持器，进行第1次CT扫描；2）对岩心抽真空，饱和地层水；3）用加入碘代正丁烷的模拟油饱和岩心，驱替岩心中的地层水，直至夹持器出口不出水为止，建立原始地层条件，进行第2次CT扫描；4）采用恒压驱替方式，设置入口压力0.5 MPa，进行水驱油，直至出口端不出油为止，进行第3次CT扫描。

3 实验结果及分析

对实验岩心分别在原始干燥状态、饱和油状态、剩余油状态下进行CT扫描，得到储层孔径分布、原油分布及剩余油分布特征。因AVIZO软件将岩心孔隙及其内部的油相近似处理成球棒型，后面将岩心孔隙及其内部的油相视作球状进行分析。

3.1 孔径分布

通过CT扫描，可以得到不同物性岩心的孔径分布图像。使用AVIZO软件，经过一系列程序处理得到3块岩心的重要参数，如孔径分布和孔体积分布。经过整理汇总后，得到不同物性岩心孔径占比与孔体积占比（见表3。孔径占比是同孔径范围的孔隙占总孔隙个数的比值，孔体积占比是同孔径范围的孔隙体积占总孔隙体积的比值）。

表3 3块岩心的孔径占比与孔体积占比

由表3可知，总体上，Mishrif组孔隙型生物礁碳酸盐岩储层的孔径小于200 μm。中孔低渗的1#、2#岩心孔径主要分布在50 μm以下，整体呈反J形分布特征，即随着孔径的增加，其分布频率减少；高孔低渗的3#岩心孔径呈正态分布特征，以30～100 μm孔径的中、大孔隙为主。

由3块岩心的孔体积占比可知，Mishrif组孔隙型生物礁碳酸盐岩储层的孔隙空间以少量的孔径大于100 μm 的大孔隙贡献为主，1#、2#、3#岩心孔体积占比呈J形的分布特征。

3.2 原始油分布

以3#岩心为例，通过对饱和模拟油的岩心进行CT扫描，可获得饱和油状态岩心的油水分布三维图像（见图2）。经软件处理油水分布图像，得到每块岩心原始油相孔径占比和油相孔体积占比（见表4）。

图2 3#岩心水驱前油水分布三维图像

表4 3块岩心水驱前油相孔径占比与油相体积占比

总体上，Mishrif组孔隙型生物礁碳酸盐岩储层的油相孔径占比呈反J形分布特征，随着油相孔径的增加，其分布频率减少，主要在50 μm以下。

由油相体积占比可以看出，实验岩心的油相体积占比呈J形分布特征，随着油相孔径的增加，其分布频率增加，主要在50 μm以上。

3.3 剩余油分布

以3#岩心为例，通过对水驱后的岩心进行CT扫描，可获得驱替后剩余油状态岩心的油水分布三维图像（见图 3）。

图3 3#岩心水驱后油水分布三维图像

油水分布图像经软件处理后得到每块岩心水驱后的油相孔径占比和油相体积占比结果（见表5）。由表5可知，3块岩心经过水驱后的残余油相孔径占比呈反J形分布特征，以孔径小于50 μm的孔隙为主。由水驱后剩余油的油相体积占比可以看出，油相体积占比仍然呈J形分布特征，以孔径大于50 μm的孔隙为主。水驱前后的油相体积结果见表6（可动油体积为水驱后油相体积减去水驱前油相体积），不同孔径的可动油体积变化幅度（即可动油体积与水驱前油相体积的比值）结果见图4。

表5 3块岩心水驱后油相孔径占比与油相体积占比

表6 水驱前后的油相体积

图4 3块岩心不同孔径的可动油体积变化幅度

由表6可以看出，H油田Mishrif组孔隙型生物礁碳酸盐岩储层经过水驱开发后，孔径小于50 μm的油相体积增加，而孔径大于50 μm的油相体积减少。这表明，当采用水驱的方式对生屑灰岩储层进行开采时，在孔径超过50 μm的孔隙中，一部分油相会被水相驱替出，另一部分会被切割成直径小于50 μm的油相滞留于孔隙中。由图4可知：经过注水开发后，孔径50～100，100～200，200～600 μm 油相体积明显减少，降幅分别在 28%～55%，55%～74%，32%～100%；而孔径5～10，10～20，20～30 μm 油相体积明显增加，增幅分别在70%～81%，38%～47%，21%～33%。

4 结论

1）通过对3块干燥岩心进行CT扫描，发现H油田生屑灰岩储层的岩心多以孔径小于50 μm的孔隙为主；而从孔隙体积占比可以看出，岩心中的主要储集空间由孔径大于50 μm的大孔隙贡献。岩心孔径占比符合反J形分布特征或正态分布特征，孔体积占比符合J形分布特征。

2）对饱和油的岩心进行CT扫描，发现H油田生屑灰岩储层岩心原始油相主要分布在孔径50 μm以上的孔隙，说明大体积的油相是岩心中原油的主要赋存形式。岩心原始油相孔径占比和体积占比依然分别呈反J形和J形分布特征。

3）对水驱后的岩心进行CT扫描，发现H油田生屑灰岩储层岩心中的剩余油孔径占比及体积占比仍然分别呈反J形和J形分布特征。相比水驱前，水驱后孔径大于50 μm的油相体积占比相对减少，孔径小于50 μm的油相体积占比相对增加，表明可动油主要是孔径大于50 μm孔隙中的油相。

4）为了提高小孔径中原油的动用能力，可以针对工区储层开展分层注水或者采用注气开发技术。