劉 成，王 棟，柳雪青，李洋冰，馬立濤，尹彥君，白瑞婷，張 波，胡維強，陳建奇，馮家智

(1. 中海油能源發(fā)展股份有限公司 工程技術分公司，天津 300452； 2. 中海油能源發(fā)展股份有限公司 非常規(guī)勘探開發(fā)重點實驗室，天津 300452； 3. 中國石油西部鉆探地質研究院，新疆 克拉瑪依 834000； 4. 中國礦業(yè)大學(北京) 地球科學與測繪工程學院，北京 100083；5. 大慶油田第四采油廠，黑龍江 大慶 163511)

0 引言

近年來，隨著石油開發(fā)的進程推進，儲層條件好、開采難度低的優(yōu)質儲層可采儲量逐年降低，而低滲透性儲層中流體運移困難，采收率極低，容易造成資源浪費。隨著常規(guī)油藏進入后期開發(fā)階段，對可動用儲量的挖掘與研究成為各大老油田的重要工作[1-2]。主力油層挖潛及表外儲層的勘探與開發(fā)成為了重要的研究課題[3-5]。大慶油田X6東區(qū)發(fā)育I類油層(主力油層)和III類油層(非主力油層)，主要分布于薩爾圖油組和葡萄花油組。I類油層驅油效率最高可達90%，平均驅油效率在70%左右，具有一定的挖潛潛力；III類油層包括剩余油相對富集的獨立表外儲層和薄差儲層，成為區(qū)塊勘探開發(fā)的遠景目的層[4-5]，最低驅油效率為40%，最大驅油效率接近80%，平均驅油效率60%。

剩余油含量及其微觀分布特征是油田挖潛的重要依據。X6東區(qū)經過多年開發(fā)，剩余油含量及其分布特征評價工作已經迫在眉睫。常規(guī)的室內水驅油實驗是油田驅油效率和剩余油評價的重要手段[3，6-8]，但是無法提供巖石中流體的分布特征。

核磁共振技術是常用且有效的儲層參數(shù)測試技術方法之一，具有一定的先進性[9-12]，其與常規(guī)水驅油實驗相結合，彌補了常規(guī)水驅油實驗無法表征流體分布狀態(tài)的不足，可以定量表征水驅油過程中油水分布特征和剩余油賦存規(guī)律[13-16]。該研究基于核磁共振技術，與常規(guī)水驅油實驗相結合，研究不同含油飽和度下油的分布規(guī)律以及不同孔隙類型對采收率的影響，從儲層微觀角度評價剩余油含量及其分布特征，為X6東區(qū)主力油層剩余油挖潛和非主力油層勘探開發(fā)提供依據。

1 核磁共振-驅替實驗

1.1 實驗基本參數(shù)及材料

實驗選取了大慶油田X6東區(qū)6塊砂巖巖心開展研究，巖心孔隙度為25.6%～34.1%，滲透率為612.9～3 252.7 mD，儲層物性條件好，樣品信息及水驅油實驗分析結果見表1。其中，5號樣品發(fā)育于主力油層河道砂體，表內儲層發(fā)育且占比大，油層類型為I類，巖性為中粒巖屑長石砂巖；其余樣品發(fā)育于非主力油層河道砂體、內前緣砂體、外前緣砂體，表外儲層厚度占比大，中薄差層發(fā)育，油層類型為III類，巖性為巖屑長石砂巖，以細粒砂巖為主，發(fā)育少量的中粒、極細粒砂巖。依據目的層地層水和原油黏度資料配制模擬地層水和模擬油，模擬地層水使用礦化度為3 000 mg/L標準鹽水和重水，經0.4 μm濾膜過濾后使用，模擬油黏度為6.85 mPa·s。

表1 樣品信息及水驅油實驗分析結果

1.2 實驗設備

實驗設備包括常規(guī)水驅油實驗裝置(主要由恒速恒壓泵、巖心夾持器、壓力跟蹤泵油水計量裝置、恒溫箱和中間容器組成)和核磁共振儀等。其中，核磁共振儀型號為MesoMR23-040H-1，射頻脈沖最大頻率為23 MHz，最小回波間隔為0.12 ms；恒速恒壓泵型號為ISCO100DX，最大工作壓力70 MPa，流量為0.000 01～45 mL/min，驅替裝置最大工作壓力70 MPa，耐溫100 ℃。

1.3 實驗步驟

不同流體狀態(tài)核磁共振測量步驟與方法如下：

1)清洗樣品并烘干，使用孔隙度測定儀和滲透率測定儀分別測試其孔隙度、滲透率；

2)將樣品抽真空后用礦化度為3 000 mg/L的標準鹽水進行加壓飽和，并用MesoMR23-040H-1核磁共振儀測量飽和水狀態(tài)下的核磁共振T2譜；

3)使用礦化度為3 000 mg/L的重水驅替、浸泡巖心，屏蔽巖心中氫元素信號；

使用模擬油驅替巖心至束縛水狀態(tài)，并測試每塊巖心在不同含油狀態(tài)和束縛水狀態(tài)下的核磁共振T2譜。

2 實驗結果分析與討論

2.1 飽和水狀態(tài)下核磁共振分析結果

從核磁共振T2譜圖來看，1和5儲層物性好，飽和地層水狀態(tài)下核磁共振T2譜圖呈單峰態(tài)分布，其余4塊樣品飽和地層水狀態(tài)下核磁共振T2譜圖基本呈雙峰態(tài)分布，孔隙連通性與1和5對比表現(xiàn)較差，如圖1所示。

圖1 飽和模擬地層水狀態(tài)下核磁共振T2譜圖分布特征Fig.1 Distribution characteristics of NMR T2 spectra in saturated simulated groundwater state

束縛水含量相對較低，可動流體飽和度相對較高并與滲透率呈正相關的關系，X6東區(qū)砂巖巖心滲透率是影響水、油等可動流體分布特征的重要因素。

2.2 束縛水狀態(tài)下核磁共振分析結果

使用實驗模擬油驅替至束縛水狀態(tài)，含油飽和度為61.3%～74.9%，T2譜圖幾乎呈單峰形態(tài)，主要分布于T2弛豫時間大于10 ms的區(qū)間，如圖2所示。表明油分布的孔隙區(qū)間相對集中，流體間連通性較好，油驅水對小孔隙中的氫元素信號影響小，油體很難進入小孔隙中或吸附于礦物表面。從含油飽和度與物性參數(shù)之間的比較發(fā)現(xiàn)，巖心滲透率與束縛水下含油飽和度呈一定關系的正相關線性關系(如圖3所示)，但巖心孔隙度與束縛水下含油飽和度無明顯關系。

圖2 束縛水狀態(tài)下核磁共振T2譜圖分布特征Fig.2 Distribution characteristics of NMR T2 spectra in bound water state

圖3 束縛水條件下含油飽和度與巖心滲透率之關系圖Fig.3 Relationship between oil saturation and permeability under bound water conditions

巖心從飽和水狀態(tài)到束縛水飽和油狀態(tài)，核磁共振T2譜圖發(fā)生了明顯的變化，小孔隙中核磁信號明顯減少，大孔隙中核磁信號也呈現(xiàn)不同程度的下降，表明油主要分布于較大孔隙中。從譜圖的分布可以看出，滲透率越高，譜圖的主峰越偏右，整體信號消失時的T2弛豫時間越偏右，大孔隙越發(fā)育，孔隙分布更加集中，孔道分布非均質性較強。

2.3 剩余油狀態(tài)下核磁共振分析結果

巖心被驅替至剩余油狀態(tài)下，含油飽和度為16.4%～29.9%，T2譜圖幾乎呈單峰形態(tài)，如圖4所示。與圖1相比較，各區(qū)間內信號均有大幅度下降，但信號量減小量仍主要分布于T2弛豫時間大于10 ms的區(qū)間，表明被驅替出的流體相的分布空間以大孔隙為主。

圖4 剩余油狀態(tài)下核磁共振T2譜圖分布特征Fig.4 Distribution characteristics of NMR T2 spectra in residual oil state

從剩余油狀態(tài)下巖心核磁共振含油飽和度與物性參數(shù)之間的比較發(fā)現(xiàn)，剩余油飽和度與巖心滲透率呈一定的正相關線性關系，如圖5所示，與巖心孔隙度無關。之所以呈現(xiàn)剩余油飽和度與巖心滲透率呈正相關關系的現(xiàn)象，從束縛水狀態(tài)下核磁共振圖譜可以看出滲透率越高，譜圖越偏右，大孔道越發(fā)育且分布相對集中，孔道分布非均質性較強，可能因為流體水注入后首先流動于大孔道，較小的流體難以流動，不易被波及[17]，因此較小孔道成為剩余油分布的主要空間，這也是形成高剩余油飽和度的主要原因。

圖5 剩余油飽和度與巖心滲透率耦合關系圖Fig.5 Coupling relationship between residual oil saturation and permeability

2.4 不同含油狀態(tài)下核磁分析結果

從束縛水含油飽和度與滲透率的耦合關系可知，二者呈正相關關系，剩余油飽和度隨滲透率的增大也呈增大趨勢(如圖3和圖5所示)。由驅油效率與巖石滲透率的耦合關系可知，巖石滲透率越大其驅油效率趨于減弱，如圖6所示。

圖6 驅油效率與巖心滲透率耦合關系圖Fig.6 Coupling relationship between displacement efficiency and permeability

由表1可知，樣品2和樣品4的巖石物性相對較差，但驅油效率較其他樣品而言明顯更高。分析可知，巖心剩余油飽和度與滲透率呈明顯正相關關系的原因可能是在滲透率較高的巖心中大孔道更加發(fā)育，注入水主要沿著較大的孔道流動，難以波及較小的孔道，這與核磁分析結果一致。

核磁共振T2弛豫信號強度是表征巖心孔隙大小的重要參數(shù)，T2弛豫時間與孔隙半徑可對應。通過T2弛豫譜圖可以間接反應巖心的孔隙類型，以10 ms為界限，T2弛豫時間大于10 ms的巖心孔隙主要為礦物粒間孔，T2小于10 ms的巖心孔隙有黏土礦物微孔[13]或礦物顆粒接觸部位的毛管孔隙。因此，核磁共振技術對巖心孔隙整體含油量和不同孔隙范圍內的含油量大小的定量表征均具有非常好的應用效果。

由核磁共振儀與常規(guī)水驅油實驗的實驗結果分析可得到巖心含油飽和度以及驅替狀態(tài)不同時巖心的含油飽和度大小。結果表明，油主要分布在T2弛豫時間大于10 ms孔隙區(qū)間內(見表2)，隨著滲透率的升高，T2大于10 ms孔隙區(qū)間內含油飽和度顯著增加，二者呈顯著的線性正相關關系。

從束縛水狀態(tài)水驅至不出油狀態(tài)，隨著驅替倍數(shù)的增加，T2小于10 ms孔隙區(qū)間與T2大于10 ms孔隙區(qū)間信號均明顯下降，整體來說，水驅油實驗中，當驅替倍數(shù)達到3 PV時，巖心中含油狀態(tài)開始穩(wěn)定，至15 PV時，巖心中含油狀態(tài)基本穩(wěn)定，T2譜圖幾乎重疊，如圖7所示。

圖7 不同水驅狀態(tài)下巖心含油飽和度Fig.7 Oil saturation of cores under different water flooding conditions

從絕對采出程度的角度來說，T2弛豫時間大于10 ms孔隙區(qū)間內絕對采出程度(為55.3%～69.1%，均值為62.1%)遠高于T2弛豫時間小于10 ms孔隙區(qū)間內的絕對采出程度(為0～11.4%，均值為4.8%)(見表2)，表明大孔隙區(qū)間對驅油效率以及采出程度的貢獻要遠大于小孔隙。

表2 不同狀態(tài)下的含油飽和度

3 結語

1)飽和油飽和度為61.3%～74.9%，平均為69.7%，油主要分布于較大孔隙中，滲透率越高，核磁共振譜圖主峰越偏右，表明大孔道越發(fā)育，此時的大孔隙分布相對集中，孔道分布非均質性較強。

2)水驅至15 PV時，巖心中含油狀態(tài)基本穩(wěn)定，剩余油飽和度為16.4%～29.9%，平均值為23.2%，且較大孔隙成為被驅替出油體的主要來源場所。

3)巖心中大孔道發(fā)育時，為流體流動提供良好的優(yōu)勢通道，注入流體會首先沿大孔道流動，而小孔道很難發(fā)生流動。剩余油分布在小孔道中是造成飽和度較高的重要原因。

4) 飽和油和剩余油飽和度測試結果表明，滲透率大小對可動流體的分布特征至關重要，比對大慶油田X6東區(qū)砂巖的開發(fā)現(xiàn)狀，表明開發(fā)主力層和非主力層均具有較好開發(fā)潛力。