李海波，郭和坤，楊正明，王學(xué)武

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院；2.中國科學(xué)院大學(xué)物理學(xué)院；3.中國科學(xué)院滲流流體力學(xué)研究所）

鄂爾多斯盆地陜北地區(qū)三疊系長7致密油賦存空間

李海波1,2,3，郭和坤1,3，楊正明1,3，王學(xué)武1,3

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院；2.中國科學(xué)院大學(xué)物理學(xué)院；3.中國科學(xué)院滲流流體力學(xué)研究所）

基于鄂爾多斯盆地陜北地區(qū)三疊系延長組長7段致密油儲集層密閉取心巖樣，進行低溫吸附、氣驅(qū)水高速離心和核磁共振實驗分析，定量研究致密油儲集層原油賦存空間。巖心2.76 MPa離心力離心后毛細管束縛水T2（橫向弛豫時間）譜與低溫吸附實驗得到的50 nm以下微孔隙分布均主要反映孔徑小于50 nm的孔喉，兩者具有很好的一致性，對比兩者分布可計算將橫向弛豫時間轉(zhuǎn)換為孔喉半徑的轉(zhuǎn)換系數(shù)C，研究區(qū)15塊巖心C平均值為5.80 nm/ms。將C值應(yīng)用于密閉取心巖樣核磁共振油相T2譜，得到研究區(qū)油相賦存最大孔隙半徑為363～8 587 nm，平均3 195 nm，平均孔隙半徑為50～316 nm，平均166 nm，主要孔隙半徑為97～535 nm，平均288 nm，致密油主要賦存于納米級孔隙內(nèi)。圖4表3參10

致密油；原油賦存空間；核磁共振實驗；高速離心實驗；低溫吸附實驗；鄂爾多斯盆地；三疊系延長組

0 引言

致密油儲集層孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，儲集層物性差，油相賦存機理復(fù)雜，查明其油相賦存特征對致密油儲集層精細評價及高效開發(fā)有重要意義[1-2]。核磁共振T2（橫向弛豫時間）譜能反映流體在不同大小孔隙內(nèi)的賦存狀態(tài)，前人利用T2譜與壓汞實驗數(shù)據(jù)之間的相似性，確定T2與孔喉半徑之間的轉(zhuǎn)換系數(shù)，再將轉(zhuǎn)換系數(shù)應(yīng)用于T2譜，研究巖石孔隙結(jié)構(gòu)[3-5]。但是，壓汞數(shù)據(jù)主要反映巖石喉道分布，T2譜則綜合反映巖石孔隙和喉道的分布，故將二者進行對比有一定局限性。本文針對鄂爾多斯盆地致密儲集層密閉取心巖樣，進行氣驅(qū)水高速離心、核磁共振及低溫吸附實驗分析，對比離心后微孔隙束縛水T2譜與低溫吸附實驗得到的微孔隙分布，計算T2與孔喉半徑的轉(zhuǎn)換系數(shù)C，再將C應(yīng)用于密閉取心巖樣的核磁共振油相T2譜（密閉取心基本不受鉆井液的污染，能較好再現(xiàn)原始地層特征），定量分析致密油儲集層中油相賦存空間。

1 實驗巖心資料及流體資料

本研究選取鄂爾多斯盆地陜北地區(qū)長7段15塊致密油儲集層密閉取心樣品進行離心分析、低溫吸附實驗和新鮮巖樣核磁共振油水飽和度檢測，取心位置見圖1。15塊巖心氣測孔隙度為1.62%～10.70%，平均7.70%，氣測滲透率為(0.000 49～0.21)×10-3μm2，平均0.059×10-3μm2（見表1）。實驗采用礦化度為20 000 mg/L的鹽水模擬地層水，其鹽類組成按照目標儲集層地層水分析結(jié)果配制，經(jīng)0.4 μm濾膜過濾后使用。氣測孔隙度和氣測滲透率實驗用氣體介質(zhì)分別為高純氦氣和高純氮氣。

圖1 研究區(qū)及取心位置圖

表1 巖心基礎(chǔ)參數(shù)及實驗分析結(jié)果

2 實驗原理

2.1 核磁共振與離心實驗原理

巖心飽和單相流體（鹽水或輕質(zhì)油）后，巖心孔隙內(nèi)流體的橫向弛豫時間主要取決于流體分子受到孔隙固體表面作用力的大小。當(dāng)流體分子受到孔隙固體表面的作用力較強時（如小孔隙內(nèi)的流體或較大孔隙內(nèi)與固體表面緊密接觸的流體），這部分流體在核磁共振上表現(xiàn)為橫向弛豫時間較小。反之，當(dāng)流體分子受到孔隙固體表面的作用力較弱時（如較大孔隙內(nèi)與固體表面不是緊密相接觸的流體），這部分流體的橫向弛豫時間則較大。

進行巖心氣驅(qū)水高速離心實驗時，在離心力作用下，巖心孔隙內(nèi)的水克服毛細管力被分離出。離心的轉(zhuǎn)速越大，產(chǎn)生的離心力就越大，更小喉道內(nèi)的水就能被分離出，即離心力大小與巖心喉道半徑大小有一定對應(yīng)關(guān)系，較小離心力對應(yīng)較大喉道半徑，反之，較大離心力對應(yīng)較小喉道半徑。

2.2 低溫吸附實驗原理

吸附劑(巖心)表面外層原子相對于內(nèi)層原子有更少的相鄰原子，且外層原子靜電力不平衡，對周圍空氣中的氣體分子產(chǎn)生吸附力。利用低溫吸附儀，將吸附劑（巖心）處于低于氣體（氮氣）臨界溫度下某一恒定溫度，測得不同壓力下氣體吸附量（脫附量），通過BJH（Barret-Joyner-Halenda）數(shù)學(xué)模型可計算獲得巖心微孔隙分布等參數(shù)。

3 實驗方法和步驟

核磁實驗利用Reccore-04型巖心核磁共振分析儀完成，離心實驗利用PC-18型巖心離心機完成，低溫吸附實驗利用Autosorb 6B型低溫吸附儀完成。實驗具體步驟如下：①巖心準備，包括巖心標號、洗油、烘干，氣測孔滲。②對15塊巖心抽真空并加壓飽和模擬地層水，進行飽和水狀態(tài)T2譜檢測。③對每塊巖心進行2.76 MPa離心力下的氣驅(qū)水離心實驗，離心后進行T2譜檢測。④對15塊離心實驗巖心的平行巖樣進行低溫吸附實驗，計算每塊巖心50 nm以下微孔分布。

核磁共振巖心油水飽和度測量參照石油天然氣行業(yè)標準SY/T 6490-2007[6]，實驗步驟如下：①從15塊密閉取心全直徑巖心內(nèi)部取樣，取樣后盡快對初始狀態(tài)下的巖樣進行核磁共振T2譜檢測。②用抽真空法使初始巖樣飽和水，使巖樣孔隙空間內(nèi)充滿液體（油或水），對飽和后的巖樣進行T2譜檢測。③用MnCl2水溶液浸泡巖樣，對浸泡后的巖樣進行T2譜檢測。錳離子擴散進入巖樣內(nèi)的水相后，消除了水相核磁共振信號，此時進行T2譜測量，只測得油相核磁共振信號。

4 實驗結(jié)果及分析

圖2為11和15號巖心飽和水狀態(tài)和2.76 MPa離心后T2譜以及低溫吸附孔隙半徑分布圖。離心力大小與喉道半徑有一定相關(guān)性，2.76 MPa離心力對應(yīng)的巖心喉道半徑為50 nm[7-8]，故飽和水狀態(tài)巖心經(jīng)2.76 MPa離心力離心后T2譜對應(yīng)兩部分束縛水，一部分為小于50 nm喉道控制的束縛水（微毛細管束縛水），一部分為大孔隙表面束縛水膜（水膜束縛水）。15塊巖心2.76 MPa離心力離心后T2譜幾何平均值分析結(jié)果見表1。

圖2 11和15號巖心飽和水狀態(tài)和2.76 MPa離心后T2譜及低溫吸附孔隙半徑分布

依據(jù)核磁共振理論，橫向弛豫時間T2與孔隙半徑r有如下關(guān)系：

由公式（1）可知，如由實驗求得系數(shù)C及弛豫時間T2，即可求得孔隙半徑值。

通過巖心低溫吸附實驗，可得到巖心50 nm以下微孔隙占總孔隙的體積分數(shù)及50 nm以下微孔隙的平均孔隙半徑等參數(shù)（見表1）。表2為陜北地區(qū)長7段8塊巖心高壓壓汞實驗得到的50 nm以下喉道進汞飽和度與低溫吸附實驗得到的50 nm以下微孔隙體積分數(shù)對比，可見兩種實驗方法得到的結(jié)果基本一致。因高壓壓汞實驗主要反映巖石喉道尺寸，低溫吸附實驗主要反映巖石孔喉尺寸，兩者數(shù)據(jù)基本一致表明對于致密儲集層，50 nm以下孔隙具有喉道特征，即50 nm以下孔隙和喉道沒有明顯區(qū)別。對巖石50 nm以下孔喉而言，高壓壓汞喉道分布、低溫吸附孔喉分布及氣水高速離心后微毛細管束縛水分布具有很好的一致性，對比巖心低溫吸附實驗50 nm以下微孔隙分布與巖心2.76 MPa離心后（對應(yīng)50 nm喉道）微毛細管束縛水T2譜，可獲得巖心橫向弛豫時間與孔喉半徑的轉(zhuǎn)換系數(shù)，計算公式如下：

表2 高壓壓汞實驗與低溫吸附實驗結(jié)果對比

對巖心樣品分別進行氣驅(qū)水高速離心實驗、核磁共振及低溫吸附實驗，即可獲得每塊巖心總束縛水飽和度、巖石比表面積及微孔隙體積分數(shù)等參數(shù)。對比綜合各參數(shù)計算可得公式（2）中束縛水膜厚度HSw，15塊巖心HSw平均值為15 nm。計算得到15塊巖心轉(zhuǎn)換系數(shù)C值為2.01～9.40 nm/ms，平均值為5.80 nm/ms（見表1）。

對于同一巖心，其礦物組成一定，且對一般砂巖而言，鐵、錳、鎳等對弛豫率ρ2有較大影響的順磁物質(zhì)含量很低，且同一巖石內(nèi)潤濕性變化很小，其對T2譜分布影響也很小，故ρ2可看作定值；Fs為孔隙形狀因子，巖心孔隙形狀在實驗過程中不發(fā)生變化。因此，由公式（1）可知，同一巖心C值為定值，即不同大小孔隙橫向弛豫時間T2與孔隙半徑的轉(zhuǎn)換系數(shù)C為常數(shù)，故利用前文所述50 nm以下巖心孔隙計算獲得的轉(zhuǎn)換系數(shù)C可應(yīng)用于整個巖心孔隙空間。

將15塊密閉取心樣品用MnCl2水溶液浸泡后進行核磁共振檢測，得到每塊巖心油相T2譜。密閉取心樣品能很好地反映原始地層實際狀況，巖心內(nèi)油相分布能夠代表原始地層油相賦存狀態(tài)。利用表1中轉(zhuǎn)換系數(shù)C值，將每塊巖心油相T2譜轉(zhuǎn)換為油相分布孔隙空間，采用油相T2譜轉(zhuǎn)換時，沒有因大孔隙表面束縛水膜橫向弛豫時間小造成的小孔偏多問題，如用系數(shù)C轉(zhuǎn)換水相T2譜，則要考慮因為大孔隙表面束縛水橫向弛豫時間小造成的小孔偏多問題。圖3為1號巖樣油水分布孔隙空間，圖4為15塊巖心孔隙度、滲透率與油相賦存孔隙半徑的對比，表3為15塊巖心油相賦存孔隙尺寸統(tǒng)計。從圖3、圖4及表3可以看出，15塊巖心中油相最小賦存孔隙半徑為0.73～7.35 nm，平均3.56 nm；油相最大賦存孔隙半徑為363～8 587 nm，平均3 195 nm；油相平均賦存孔隙半徑為50～316 nm，平均166 nm；油相主要賦存孔隙半徑為97～535 nm，平均288 nm。國內(nèi)眾多專家將直徑小于1 000 nm的孔喉定義為納米級孔喉[9-10]，從表3可看出，致密油儲集層原油主要賦存于納米級孔隙內(nèi)，由于油相賦存的孔隙很小，孔隙表面對原油束縛作用明顯，油相滲流呈非線性特征，因此開發(fā)過程中油相很難流動。

圖3 1號巖樣油水分布

圖4 15塊巖心孔隙度、滲透率與油相賦存平均孔隙半徑對比

表3 15塊巖心油相賦存孔隙尺寸統(tǒng)計表

5 結(jié)論

巖心2.76 MPa離心力離心后微孔隙束縛水T2譜與低溫吸附實驗得到的微孔隙分布具有很好的一致性，對比兩者分布可有效計算將橫向弛豫時間轉(zhuǎn)換為孔喉半徑的轉(zhuǎn)換系數(shù)C，鄂爾多斯盆地陜北地區(qū)長7段15塊巖心C平均值為5.80 nm/ms。將C值應(yīng)用于密閉取心巖樣核磁共振油相T2譜，可定量獲得致密儲集層原始地層油相分布空間，建立致密儲集層油相賦存特征分析方法。鄂爾多斯盆地陜北地區(qū)長7段致密油儲集層原油主要賦存于納米級孔隙內(nèi)，15塊巖心油相最大賦存孔隙半徑為363～8 587 nm，平均3 195 nm；油相平均賦存孔隙半徑為50～316 nm，平均166 nm；油相主要賦存孔隙半徑為97～535 nm，平均288 nm。

符號注釋：

C——橫向弛豫時間與孔隙半徑的轉(zhuǎn)換系數(shù)，nm/ms；D——直徑，cm；Fs——孔隙形狀因子，無量綱；HSw——束縛水膜厚度，nm；Kg——氣測滲透率，10-3μm2；L——長度，cm；r——孔隙半徑，nm；RA——低溫吸附實驗得到的平均孔隙半徑，nm；RANMR——油相賦存平均孔隙半徑，nm；RmANMR——油相賦存主要孔隙半徑（根據(jù)含油孔隙半徑分布，由大孔隙到小孔隙累計，累計體積達總孔隙80%時孔隙半徑加權(quán)平均值），nm；Rmax——油相賦存最大孔隙半徑，nm；Rmin——油相賦存最小孔隙半徑，nm；Rps——低溫吸附實驗得到的50 nm以下微孔隙體積分數(shù)，%；SHg——50 nm以下喉道進汞飽和度，%；So——含油飽和度，%；Sw——2.76 MPa離心力離心后巖樣含水飽和度，%；T2——橫向弛豫時間，ms；T2gSw——2.76 MPa離心力離心后巖樣T2幾何平均值，ms；ρ2——弛豫率，nm/ms；φg——氣測孔隙度，%。

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（編輯 黃昌武）

Tight oil occurrence space of Triassic Chang 7 Member in Northern Shaanxi Area,Ordos Basin,NW China

Li Haibo1,2,3,Guo Hekun1,3,Yang Zhengming1,3,Wang Xuewu1,3
(1.Langfang Branch of PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration &Development,Langfang 065007,China;2.University of Chinese Academy of Sciences,Beijing 100049,China;3.Institute of Flow and Fluid Mechanics,Chinese Academy of Sciences,Langfang 065007,China)

Low-temperature adsorption experiment,high-speed centrifugal gas displacing water experiment and nuclear magnetic resonance (NMR) experiment were conducted on sealed coring samples taken from Triassic Yanchang Formation Chang 7 tight oil reservoir of Northern Shaanxi Area,Odos Basin,to analyze the tight oil occurrence space quantitatively.Micro-capillary bound water T2(transversal relaxation time) spectra after 2.76 MPa centrifugation and distribution of micro-pores less than 50 nm obtained from low-temperature adsorption experiment both reflect less than 50 nm pore throats consistently,and conversion coefficient C of T2and pore radius can be computed from comparing their distribution.The conversion coefficient of 15 cores in the study area is 5.80 nm/ms on average.Using C in oil phase T2spectrum of sealed coring samples,the maximum pore radius of oil occurrence in the study area is 363-8 587 nm,3 195 nm on average,and average pore radius of oil occurrence 50-316 nm,166 nm on average,and main pore radius of oil occurrence is 97-535 nm,288 nm on average.Tight oil mainly exists in nanometer pores.

tight oil;oil occurrence space;nuclear magnetic resonance experiment;high speed centrifugation experiment;low-temperature adsorption experiment;Ordos Basin;Triassic Yanchang Formation

國家油氣重大專項（2011ZX05013-006）

TE122.1

A

1000-0747(2015)03-0396-05

10.11698/PED.2015.03.19

李海波（1982-），男，陜西榆林人，博士，中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院工程師，主要從事低滲透儲集層油氣滲流機理研究。地址：河北省廊坊市廣陽區(qū)，中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院滲流所，郵政編碼：065007。E-mail:lihaibo05@petrochina.com.cn

2014-09-10

2015-04-10