基于核磁共振技术水驱油剩余油分布评价

张新旺, 郭和坤,2, 沈 瑞,2, 李海波,2

(1.中国科学院 渗流流体力学研究所,河北 廊坊 065007； 2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北 廊坊 065007)

基于核磁共振技术水驱油剩余油分布评价

张新旺1, 郭和坤1,2, 沈 瑞1,2, 李海波1,2

(1.中国科学院 渗流流体力学研究所,河北 廊坊 065007； 2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北 廊坊 065007)

为了研究油藏水驱油微观机理及不同井区的水驱油影响因素，将水驱油物理模拟实验和核磁共振技术相结合，对不同井区岩样不同阶段水驱油后剩余油分布情况进行分析，分别对文昌区A、B井及涠洲区C井进行研究。结果表明：水驱油前，小孔隙基本不含油，油主要分布于中等孔隙和大孔隙内；水驱油后，A井和C井驱油效率中等孔隙高于大孔隙，岩样表现为亲水性，中高渗储层非均质性强，使得大孔隙驱油效率低；B井大孔隙驱油效率远高于中小孔隙，注入水主要波及大孔隙，难以波及中小孔隙。油田开发过程中，通过增加驱替速度可以增加采收率。长期水驱可以增加油藏采收率，亦可通过调剖、堵水等措施，进一步提高水驱油开发潜力。因此对于中高渗储层来说，通过对不同孔隙剩余油分布规律的研究，有利于进一步完善注水开发方式，提高油田的动用效果。

水驱油； 驱油效率； 剩余油分布; 核磁共振

0 引 言

中国的老油田经过数十年的勘探与开发，大部分表现出高含水、高采出程度和高递减规律，剩余油挖潜难度也越来越大[1]。有效提高油藏采收率是油藏合理有效开发的恒久不变课题[2-3]。在油气田勘探与开发过程中，驱油效率一直是油田关注的主要问题之一，也是目前研究的热点[4-5]。驱油效率是决定水驱油最终采收率的主要参数[6]。研究储层初始状态油相赋存特征，储层水驱油后剩余油分布特征及驱油效率对油田有效开发油藏有重要意义[7-10]。本文通过核磁共振技术与水驱油实验相结合,定量分析岩心总孔隙的含油量、不同孔隙区间的含油量及水驱油后剩余油分布特征，为油田开发提供技术支持。

1 核磁共振原理

近年来,低场核磁共振室内岩心分析在储层中孔隙结构评价、驱替实验、润湿性评价中广泛应用[11-13]。核磁共振所研究对象是原子核(如氢核)在不同共振频率下发生的弛豫行为。核磁共振实验过程中测试的信号为岩心内部流体中的氢元素的信号，当实验中岩心内部含有水和油时，测量的T2谱包括水的信号和油的信号，难以区分油水信号。本实验用油为去氢煤油，核磁共振实验过程中测试不产生信号，核磁共振测得的信号仅为岩心中水的信号，因此各个状态测得T2谱均为水相T2谱。

核磁共振测得信号量的多少反映岩心内流体含量的多少[11-15]，而T2谱可以反映岩石孔隙半径分布的情况，大孔隙对应的T2弛豫时间较长；小孔隙对应的T2较短[16]。对于砂岩储层来说，通常认为T2<10 ms的为小孔隙的分布界限;T2弛豫时间10～100 ms的为中等孔隙;T2>100 ms的为大孔隙。因此通过核磁共振技术，不仅可以得到岩心总孔隙的含油量，得到不同孔隙区间的含油量，还可以精确得出岩心不同孔隙区间的剩余油分布。

2 实验材料与实验步骤

2.1实验岩样资料

核磁共振水驱油共对11块岩样进行分析，岩样气测孔隙度范围为14.33%～35.37%，均值为21.95%，岩样气测渗透率范围为(30.35～259.17)×10-3μm2，均值为102.54×10-3μm2，岩样基础资料如表1所示。

实验岩样来自3个井区，用水依据该井区地层水资料配制的模拟地层水。模拟地层水分别为3.4、15、6.8 g/L矿化度盐水。模拟地层水用滤膜过滤后使用。实验中所用油为去氢模拟油。实验用油室温下运动黏度为1.719 mPa·s。

表1 岩样基础资料

2.2实验步骤

实验在室温条件下进行，模拟地层油水黏度比，核磁共振测试在RecCore 04型核磁共振岩样分析仪上进行，具体实验步骤如下：

(1) 岩样标号，洗油，烘干，称重。

(2) 测量岩样长度，直径，气测孔隙度，气测渗透率。

(3) 岩样抽真空并加压饱和地层水。

(4) 岩样饱和水状态下核磁共振T2测量，测得该状态下的核磁共振T2谱。

(5) 将岩样置于驱替装置中，用去氢模拟油驱替饱和地层水的岩样，建立岩样饱和油束缚水状态，驱替倍数约为10PV(注入孔隙体积倍数)，记录出水量，称重。

(6) 岩样饱和油束缚水状态下的核磁共振T2测量，测得该状态下的核磁共振T2谱。

(7) 选用合适的驱速度，对岩样进行水驱油实验。 驱替速度0.1 mL/min，驱替量为0.1、0.2、0.3PV；驱替速度0.3 mL/min，驱替量为1、3、10 PV时；驱替速度0.5 mL/min，驱替量为50、100 PV；驱替速度1 mL/min，驱替量为200 PV(A井驱替速为0.1 mL/min，驱替量为0.1、0.2、0.3 PV；驱替速度为0.2 mL/min，驱替量为1、3、10 PV)。分别记录油量，称重，进行核磁共振T2测量，测得该状态的核磁共振T2谱。

3 实验结果与分析

3.1不同级别孔隙原油动用规律

分析表2可以看出，3口井束缚水状态含油饱和度差别不大。通过核磁共振分析可以得出不同大小孔隙区间内的含油饱和度。对于A井的4个样品，大孔隙束缚水状态含油饱和度平均20.26%，中等孔隙束缚水状态含油饱和度平均为33.62%，小孔隙束缚状态水含油饱和度为2.62%;对于B井的4个样品，大孔隙束缚水状态含油饱和度平均高达40.88%，中等孔隙束缚水状态含油饱和度平均为13.84%，小孔隙束缚水状态含油饱和度1.41%;对于C井的3个样品，中等孔隙和大孔隙饱和油赋存量相当，束缚水状态含油饱和度分别为25.20%和27.67%。3口井饱和油主要赋存在中等孔隙和大孔隙区间，小孔隙区间含油量很少，说明中高渗储层中，饱和油集中赋存在中等孔隙和大孔隙中。

表2 11块岩样水驱油束缚水状态含油饱和度 %

分析表3可以看出，3口井总孔隙剩余油饱和度分别为32.50%，19.76%，26.17%。不同孔隙半径区间岩样剩余油含油饱和度有一点差别。3口井11块岩样水驱最终状态下，小孔隙区间剩余油饱和度很低分别是0.38%，0.54%，1.24%，水驱最终状态基本不含剩余油。3口井中等孔隙和大孔隙内含有饱和度较高，中等孔隙均值为6.17%～14.58%，大孔隙均值为10.13%～18.75%。表明中等孔隙和大孔隙内还存在一定量剩余油，中等孔隙和大孔隙是进一步挖潜的目标，合理开发中等孔隙和大孔隙可以进一步提高油藏的采收率。

分析表4可以看出,岩样在水驱油最终状态下驱油效率均值为43.06%，65.15%，55.50%。3口井小孔隙驱油效率均极小，主要是因为小孔隙内基本不含油。对于A井来说剩余油饱和度高于其他2口井，驱油效率低于其他2口井。产生这现象的重要原因是该井岩心较为疏松，水驱油实验过程中可见采出液中有粉砂被携带出，即产生了颗粒运移现象，堵塞了部分连接大孔隙的喉道，导致大孔隙当中的油无法被注入水波及，影响了大孔隙中的原油采出程度，从而最终采收率偏低。其次，该井仅驱替10 PV远低于其他两口井，该井岩心比其他两口井要长一些，使得该井驱油效率低。中等孔隙的相对驱油效率很高达到34.32%，而大孔隙的相对驱油效率很低，均值为4.72%，表明剩余油集中赋存于大孔隙内。对于B井岩样，大孔隙的相对驱油效率很高，均值分别为55.04%，而中等孔隙相对驱油效率较低，均值为8.56%，表明剩余油集中赋存在中等孔隙内，说明注入水已经在储层内大孔道中形成优势水通道，难以波及中小孔隙，导致剩余油主要赋存于中小孔隙，长期水驱油对提高采收率有一定作用，亦可通过调剖、堵水等措施加以进一步改善水驱开发效果。对于C井岩样，中等孔隙的相对驱油效率很高，均值分别为33.91%，而大等孔隙的相对驱油效率较低，均值为15.88%，表明剩余油主要赋存在大孔隙内。但是由于该井岩心更加疏松，水驱油实验过程中可见采出液中有粉砂被携带出，产生了颗粒运移现象，堵塞了部分连接大孔隙的喉道，导致大孔隙中的波及系数降低，影响了大孔隙中的原油采出程度。该类井井组的水井注入速度不宜过高。

表3 11块岩样水驱油剩余油饱和度 %

表4 11块岩样水驱油最终状态驱油效率 %

3.2不同阶段典型T2谱分析

图1(a)所示为B井中7号岩样不同阶段核磁共振T2谱，图1(b)所示为C井中11号岩样不同阶段核磁共振T2谱。由图1(a)可见，岩石饱和水状态T2谱呈双峰，岩样水驱过程中，右峰表现明显上升，表明大孔隙驱油效率很高。水驱0.3 PV前，以小流速驱替，大孔隙中的油被驱出，此时的驱油效率为35.23%。见水后增大驱替速度，中小孔隙驱油效率有一定的升高，但是大孔隙仍然起主要作用，此时驱油效率达到48.03%，进一步提高驱替速度，仍然是大孔隙占主要作用，驱替完成后驱油效率为64.76%。表明随着驱替速度和驱替倍数的增大，大孔隙内的油不断地被驱替出来，而中等孔隙和小孔隙内的油驱出量明显少于大孔隙，注入水已经在储层内大孔道中形成优势水通道，难以波及中小孔隙，导致剩余油主要赋存于中等孔隙，长期水驱油对提高采收率有一定作用，亦可通过调剖、堵水等措施进一步提高水驱油开发潜力。从图1(b)可以看出，岩样水驱过程中，T2谱右侧不断增加，表明中等孔隙和大孔隙驱油效率很高。水驱0.3 PV前，以小流速驱替，中等孔隙的油优先被驱出，此时的驱油效率为47.03%。见水后增大驱替速度，大孔隙驱油效率有所增加，但是中等孔隙还是占主要地位。进一步提高速度驱替后，仍然是中等孔隙占主要作用，驱替结束后驱油效率为58.84%。表明中等孔隙驱油效率很高。根据核磁共振分析，水驱油过程中等孔隙不断升高，说明岩样表现为水湿。对于中高渗油藏，储层的非均质性强，使得中等孔隙驱油效率比大孔隙高。

(a) B井

(b) C井

3.3驱替倍数对驱替效率的影响

驱替倍数(即驱替的孔隙体积的倍数)对油藏的驱替效率有一定作用，从图2可以看出，岩样在水驱油前期驱油效率增大量很高，在后期驱油率增大量逐渐平缓。其中在0.1 PV，0.2 PV时驱油率增大量都很大，平均值达到19.27%，18.57%，但是在0.3 PV时采收率增大量下降明显，仅为4.20%。但是在1PV时采收率增大量又有所增加，达到7.24%，说明通过增加驱替倍数有助于提高油藏驱油效率。此后驱替50 PV和200 PV驱油率增加量都比之前有所增加，说明通过长期水驱在一定程度上可以提高油藏的采收率。A井驱替效率低的一个主要原因是，A井只驱替了10PV就结束了水驱油实验，因此驱替效率低去其他两口井。

图2 驱替倍数与采收率之间的关系

4 结 论

(1) 对于中高渗油藏，水驱油前，11块岩样饱和油主要赋存在中等孔隙和大孔隙，小孔隙基本不含油。水驱油后，对于A、C井，中等孔隙驱油效率高，大孔隙驱油效率低，剩余油主要分布在大孔隙内。对于B井，大孔隙的驱油效率最高，远高于中小孔隙，表明注入水已经在储层内大孔道中形成优势水通道，难以波及中小孔隙，导致剩余油分布在中等孔隙。A井驱油效率低于其他两口井，因为A井岩心疏松，水驱油过程中有粉砂携带出，堵塞了部分连接大孔隙的喉道，从而导致驱油效率低。

(2) 对于中高渗储层，岩样无水采油阶段中等孔隙和大孔隙内的油较易于采出，对驱油效率有很大作用。见水后，通过增加驱替速度和驱替倍数的增加可以提高油藏的采收率。

(3) 通过增加驱替倍数可以在一定程度上增加驱油效率，进而增加油藏采收率通过。长期水驱能明显增加油田采收率，亦可通过调剖、堵水等措施，进一步提高水驱油开发潜力。

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MicroscopicExperimentalStudyonWaterDisplacementOilBasedonNuclearMagneticResonanceTechnology

ZHANGXinwanga,GUOHekuna,b,SHENRuia,b,LIHaiboa,b

(a. Institute of Porous Flow and Fluid Mechanics, Chinese Academy of Sciences, Langfang 065007, Hebei, China; b. Research Institute of Petroleum Exploration and Development-Langfang, Langfang 065007, Hebei, China)

In order to study the micro mechanism of reservoir water displacement oil and the influence factors of different well areas, the paper combines water displacement physical simulation experiment and NMR technology to analyze microscopic oil distribution characteristics both in initial state and after water displacing. The Wenchang A, B wells and Weizhou C wells are used as studying examples. The results show that before water flooding, oil mainly was distributed in medium and large pores, almost no oil in small pores; After water flooding, the displacement efficiency of medium pores of A and C wells are much higher than that of large pores. The core is hydrophilic, and the heterogeneity of medium and high permeability reservoirs are strong, which leads to the low efficiency of the oil displacement. The displacement efficiency of large pores of B well is much higher than that of small and medium pores. Large pores are mainly swept by injected water, small and medium pores are difficult. In the process of oil field development, the oil recovery rate can be improved by increasing the driving speed. Long term water flooding has a certain effect on increasing oil recovery, and can improve the effect of water flooding by profile control and water shutoff. Therefore, for the medium and high permeability reservoirs, the study of the distribution of remaining oil in different pores is helpful to improve the water injection development mode and improve the production efficiency.

water displacing oil; oil displacement efficiency; remaining oil distribution; nuclear magnetic resonance

TE 341

A

1006-7167(2017)09-0017-05

2016-12-29

国家科技重大专项资助项目(2017ZX05013-001)

张新旺(1990-)，男，天津人，硕士生，主要从事开发地质研究。Tel.:13261526528; E-mail: zhangxinwang14@mails.ucas.ac.cn

郭和坤(1969-)，男，江苏如皋人，高级工程师，硕士生导师，主要从事油层物理、核磁共振研究。Tel.:13785612022；E-mail: nmrghk69@ petrochina.com.cn