基于核磁共振的驱替速度和倍数对疏松砂岩油藏孔喉特征及采收率影响实验*

马奎前 蔡 晖 孙召勃

(中海石油中国(有限)公司天津分公司 天津 300459)

疏松砂岩油藏经过长期高速注水开发后，孔喉结构会有所变化，易在地层中形成较大的水窜通道，影响开发效果。渤海典型疏松砂岩油藏SZ油田历经25年水驱开发，目前已进入高含水、高采出程度阶段，新钻调整井水淹及取心资料显示，该油田在长期水冲刷后储层微观孔喉特征发生了明显变化。因此，研究不同驱替倍数和驱替速度对孔喉特征及采收率的影响，对该类油藏的高效开发具有重要意义。

近几年关于不同驱替倍数下岩心驱替效果的研究逐渐增多。南海某油田的室内实验研究表明，驱油效率可由高倍数水驱(100 PV)条件下的60.76%提高至特高倍数水驱(2 000 PV)条件下的71.27%，残余油饱和度可由29.56%降为21.72%，说明高含水油田仍有很大的开采潜力[1-3]。研究表明，疏松砂岩油藏经过长达几十年的开发后，储层中的矿物颗粒、黏土成分等经过长期冲刷，会出现颗粒运移和黏土膨胀等现象，导致油藏储层的孔隙度、渗透率等物性参数和储层的微观孔隙结构发生变化，从而影响流体在储层中的渗流特征[4-10]。渤海SZ油田油层多、厚度大、渗透率高，在常规水驱开发过程中，储层非均质性影响水驱油的效果，不同油藏部位注水量和驱替速度差别较大[10-11]，水驱效果差异较大，但目前对于海上疏松砂岩油藏高含水阶段驱替倍数和高驱替速度对油藏孔喉特征及采收率的研究较少。本文利用渤海SZ油田矿场实际岩心，采用核磁共振扫描岩心技术并借助室内驱油实验，研究了不同驱替速度和驱替倍数对水驱疏松砂岩的孔喉变化特征及采收率的影响，可为该类油藏开发方案设计提供借鉴。

1 驱替实验

1.1 实验材料及仪器

实验材料：选取 SZ油田天然岩心4块，其物性参数见表1；现场原油，65 ℃下黏度为45.7 mPa·s；注入水离子组成见表2，水型为NaHCO3型。

表1 渤海SZ油田天然岩心物性参数

表2 渤海SZ油田注入水离子组成

实验仪器：核磁共振MacroMR，生产厂家为苏州纽迈分析仪器股份有限公司；高温高盐岩心流动模拟实验装置，生产厂家为海安县石油科研仪器有限公司。

1.2 实验步骤

1) 按照石油行业标准[12]进行天然岩心预处理；

2) 测量岩心的尺寸(直径、长度)，称干重，然后对岩心抽真空和饱和水，并在注入水中加入25%MnCl2，用来降低水中氢的信号量；

3) 岩心饱和油；

4) 岩心老化并对4块天然岩心进行核磁共振扫描；

5) 按照表3中特高驱替倍数下不同驱替速度进行岩心驱油实验，并记录不同时刻的采出液量和注入压力；

6) 核磁共振扫描岩心成像，并对岩心再次饱和油后扫描岩心T2谱。

表3 实验方案

2 实验结果与分析

2.1 不同驱替速度对孔喉半径的影响

毛管压力与弛豫时间的关系如下[13-14]：

(1)

式(1)中：pc为毛管压力,MPa；T2为弛豫时间,ms；m、n为转换系数。

由物理学可知，毛管压力与毛管半径之间的关系为

(2)

式(2)中：rc为毛管半径，μm；δ为流体界面张力，N/cm2；θ为润湿接触角，(°)。

对于渤海SZ油田来说，δ=49.44 N/cm2，θ=-140°，代入式(2)，则有

(3)

将式(3)代入式(1)可得孔喉半径rc为

(4)

根据T2谱与岩心压汞曲线拟合结果，得出孔喉半径rc和T2值之间的关系，n和m取值分别为0.002 5、-0.479 8。以1号岩心为例，注水速度为0.5 mL/min、注入体积为2 000 PV时，水驱前后核磁共振扫描结果见图1，水驱前后岩心孔喉分布情况见图2。

图1 特高驱替倍数对弛豫时间的影响(1号岩心)

图1纵坐标“信号强度”为岩心不同弛豫时间所占份额，较大孔隙对应弛豫时间较长，较小孔隙对应弛豫时间较短。由图1可以看出，水驱前T2值范围(2～10.35 ms)较为集中，信号强度只有一个峰，说明孔喉尺寸集中在一个较小范围内;结合孔喉分布直方图(图2a)，半径为0～1 μm的孔喉占24.04%，半径为1～20 μm的孔喉占58.42%。水驱后T2谱仍只有一个峰，但T2值范围已经扩大到2～102.34 ms，水驱后相对应孔喉半径集中在10～45 μm(图2b)，孔喉半径均值也从水驱前的10.3 μm增大为水驱后的27.63 μm，孔喉半径均值扩大了2.68倍。

图2 水驱前后岩心孔喉分布图(1号岩心)

在特高驱替倍数(2 000 PV)下，不同注水速度冲刷岩心后，孔喉半径的扩大倍数见表4。由表4可以看出，在疏松砂岩地层中特高驱替倍数下，驱替速度越大，孔喉扩大倍数越大；对于0.5 mL/min驱替速度的1号岩心，水驱前孔喉最大尺寸为23～30 μm(占总体孔喉频率的9%)，水驱后此孔喉范围所占频率达到35%，并且出现更大尺寸的孔喉(大于30 μm的孔喉占总体孔喉频率的44%)。在1.5 mL/min驱替速度的4号岩心采出液中出现了明显的固体颗粒即出砂，说明天然岩心的矿物颗粒、黏土成分等在高速冲刷下，出现了颗粒运移和黏土膨胀等现象，均质性被破坏，导致物性参数和微观孔隙结构发生变化，形成大孔道，驱替过程中也更容易出现指进现象。

表4 渤海SZ油田岩心孔喉变化汇总表

2.2 驱替速度和倍数对采收率的影响

不同水驱速度下采收率随驱替倍数变化结果如表5所示，可以看出,在驱替倍数达到500 PV之前，驱替速度越高，阶段采收率越大；在500 PV之后，随驱替速度增加，总采收率降低；在驱替倍数达到2 000 PV时，驱替速度为0.5、0.75、1.0和1.5 mL/min时采收率分别为74.4%、69.95%、68.85%和67.46%。分析认为，经过500 PV的长期注入水冲刷，天然岩心的胶结程度变得更为疏松，乃至松散;在500 PV之后，驱替速度越大，越容易出现颗粒运移，形成大孔道，甚至出砂，导致特高倍数下采收率随驱替速度增大反而降低。

表5 不同驱替速度下采收率随驱替倍数的变化

由于疏松砂岩的地质特性，驱替速度越大，注入水对地层冲刷强度也越大，地层孔喉尺寸越容易扩大，易形成大通道，造成水驱无效循环。对比不同驱替速度下驱替前后的岩心核磁共振成像(图3)可以看出，随着驱替速度的增大，剩余油多分布在两侧，说明在岩心中部形成了窜流通道，两侧原油难以动用。

以3号岩心为例，进一步分析固定驱替速度时驱替倍数对采收率的影响。图4为驱替速度1 mL/min时，采收率、含水率和压力随驱替倍数的变化关系。由图4和表5可以看出，当驱替至50 PV时，含水率达到99%，采收率为57.13%，驱替过程中压力在0.12 MPa上下波动；随着驱替进行，当驱替倍数达到500 PV时，含水率基本稳定，采收率提高了5.49个百分点，但驱替过程中压力却表现为整体持续明显下降的特征，说明渗流阻力降低，出现了大孔道；继续驱替,当驱替倍数达到1 000 PV时，采收率再次提高了近5个百分点，达到67.57%，提高了驱油效率，此过程中驱替压力和含水较稳定；当驱替倍数达到2 000 PV时，采收率仅提高了1.28个百分点，而且此过程中驱替压力开始出现明显波动，在采出液中偶尔可见固体颗粒，说明天然岩心的矿物颗粒、黏土成分等在长期冲刷下，出现了颗粒运移和黏土膨胀等现象，均质性被破坏，孔隙结构显著变化；继续提高驱替倍数，达到3 000 PV后，采收率为70.44%，相比于2 000 PV时仅提高了1.59个百分点，且在采出液中出现较明显的固体颗粒，说明在1 mL/min驱替速度下，继续提高驱替倍数，出砂现象较严重，采收率增加幅度有限。实际矿场中，该阶段油田已经处于特高含水期，海上平台将面临产出液处理的难题，经济效益将大幅降低。

图3 不同驱替速度下渤海SZ油田岩心核磁共振成像

图4 采收率、压力和含水率随驱替倍数的变化关系

与陆地油田不同，对于海上疏松砂岩油藏，一方面受经济性及平台寿命限制，需在较短时间内尽可能获得最大的采出程度和效益，需要较大的采液强度和采油速度；另一方面，实验表明，由于砂岩胶结疏松，长期高速驱替易造成颗粒运移，导致出砂，影响最终采收率。此外平台产出液处理能力有限，尤其是进入高含水后期和特高含水期之后，随着产液量逐年增加，平台负荷加剧，若不改造升级，往往也难以具备进一步大幅度提高采液强度的空间。因此，在实际油田矿场实践中，必须同时考虑以上三方面的因素，兼顾采收率、采油速度和平台寿命及产出液处理能力，综合对驱替速度和驱替倍数分阶段进行优化，尽可能提高注水开发效果。

3 结论

1) 对于疏松砂岩油藏，特高驱替倍数(2 000 PV)水驱冲刷后，孔喉明显增大，且驱替速度越大，孔喉扩大倍数越大。当驱替速度由0.5 mL/min增大到1.5 mL/min后，核磁共振扫描实验岩心表明其孔喉扩大倍数由2.68增加到3.18。

2) 室内岩心驱替结果表明，在驱替倍数<500 PV阶段，驱替速度越高，阶段采收率越大；驱替倍数>500 PV，随驱替速度增加，总采收率有所降低；在驱替倍数达到2 000 PV后，随着驱替倍数增加，采收率增加幅度有限。因此，注水开发后期(>500 PV)驱替速度不宜过大，同时驱替倍数达到2 000 PV后继续注水对提高采收率效果不明显。

3) 对于海上疏松砂岩油藏，需综合考虑海上平台寿命、产出液处理能力、砂岩胶结程度、采收率、经济性等因素对驱替速度和驱替倍数分阶段进行优化，提高注水开发效果。