基于核磁共振实验的纳米驱油剂驱油效果——以大庆外围油田特低渗致密储层为例

董献宇 祖琳 杨正明 李海波 郑宪宝 骆雨田 赵新礼

（1. 中国科学院大学工程科学学院，北京 101400；2. 中国科学院渗流流体力学研究所，河北 廊坊 065007；3. 中国石油勘探开发研究院，北京 100083；4. 中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163712）

0 引 言

随着相对容易开采的中、高渗透储层可采储量逐渐下降，低渗致密油藏成为非常规能源开发的热点［1-3］。由于低渗透致密油藏渗透率极低、孔喉细小、非达西渗流明显，存在注水驱替难度大、油气产量递减十分迅速的问题，需要补充地层能量、使用增效方法等措施改善驱替环境［4］。在油田矿场常采用的增效方法为水平井体积压裂预处理地层岩心［5］，国内常采用比较经济的水驱方法驱替油藏［6］。为了提高驱替效果，利用纳米驱油剂改变岩石润湿性，使岩石储层疏油亲水，迫使原油脱离岩石，增加原油的采出程度。

程亚敏等［7］使用了含有巯基的纳米SiO2表面嫁接聚丙烯酰胺/2−丙烯酰胺-2-甲基−丙磺酸钠大分子链，合成表面接枝有大量聚合物链的纳米SiO2驱油剂来增进驱油性能。贺丽鹏等［8］使用纳米SiO2硅溶胶作为载体，进行性能改良，使改性纳米SiO2硅溶胶具有胶体溶液的典型特征，影响氢键网络的重排机理，使纳米驱替液能够进入常规水难以注入的低渗油藏，扩大了波及体积。以上学者着重研究了纳米驱油剂对岩石储层润湿性的改变，探究了驱替剂从岩石剥离原油的效果。

赵洋等［9］通过纳米材料、表面活性剂以及盐等物质的络合反应，研制了一种适用于延长油区特低渗透油藏的超级纳米强降驱油剂。雷群等［10］使用低场核磁共振驱替实验分析证实InanoW1.0 纳米粒子能够减弱水分子间的氢键缔合作用，有效改变水分子网络结构，使普通水进入常规水驱不能波及的低渗小孔隙区域，增加波及体积。以上学者着重对纳米粒子材料的化学键与化学性质进行分析，阐述了纳米驱油剂的化学作用。

冯波等［11］利用核磁共振方法确定陇东地区长7 致密油藏气驱喉道动用半径下限，发现驱替压差越大，喉道动用半径越小的规律。邓宝康等［12］使用核磁共振研究了注CO2吞吐对微观剩余油存在的影响，得出作用时间越长，孔隙内油动用程度越高的结论。从前人研究可得出核磁共振对致密、低渗储层的剩余油动用程度能够准确描述。

本文针对特低渗透致密岩石，利用纳米驱油剂与核磁共振结合分析孔隙喉道中剩余油的分布，从而更加有效动用剩余油［13］。以大庆油田特低渗致密储层岩心为例，采用渗吸实验和驱替实验及核磁共振分析方法，研究了纳米驱油剂扩大特低渗透水驱波及体积效果。对实验结果分析，得到了纳米驱油剂水驱波及体积效率与渗吸机理，为油田储层精细评价、不同介质微观动用规律分析及合理有效开发等提供依据。

1 实验部分

1.1 实验岩心及流体

1.1.1 岩心

水驱与纳米驱油剂驱为本实验主要分析内容。实验中岩石样品为砂岩，主要为油浸粉砂岩、含油粉砂岩2 大类，由于砂岩岩样来源于大庆外围油田不同地区井的不同层位，所以每个岩样物理性质相差较大（表1）。实验主体所用岩心直径2.5 cm，长度3.4~3.5 cm，孔隙度为10.66%~14.65%，每个样品均被制成柱塞样式，用以测量在不同条件下的核磁共振T2谱。

表1 岩心恒速压汞孔隙结构分析结果Table 1 Analyzed results of cores pore structure by constant rate mercury injection

1.1.2 流体

纳米自渗吸驱油剂名称：NM-207。产品的外观为半透明乳状液，整体颜色偏白色，密度为0.95～1.05 g/cm3；接触角（水基液体）小于30°；纳米自渗吸驱油剂颗粒直径30～50 nm；室温25 ℃下黏度6.3 mPa·s；界面张力（煤油） 小于1×10−2mN/m；Zeta 电位小于−30 mV；和水配置成质量浓度为2 mg/L 的溶液。

实验用水为10 g/L 矿化度重水，重水物理性质与模拟地层水接近，因其内部不含H 核，故核磁共振检测时不产生信号。

实验用模拟油为煤油。由于在实验中使用原油会存在萃取、沉淀、堵塞等作用，多组分原油制备困难且对核磁共振信号有一定影响，所以未使用原油。煤油室温下的密度为0.80 g/cm3，煤油表面张力为25.98 mN/m。

1.2 实验方法及步骤

1.2.1 实验方法

（1）对岩心进行预处理，将岩心处理后测量饱和重水核磁共振T2谱；在选择岩心的过程中，将处理好的岩心进行分配，分配按照渗透率［0.1，0.5）×10−3μm2、［0.5，1）×10−3μm2与大于等于1×10−3μm2以上的3 个渗透率区间均有岩心分布的标准，并分配成2 个批次。

（2）第1 批次进行水驱，第2 批次岩心使用纳米驱油剂驱替。岩心实验结束后测量岩心的核磁共振T2谱，并将2 批次岩心分别浸入水与纳米驱油剂中进行渗吸。

（3）渗吸7 d 后，测量岩心的核磁共振T2谱，观测岩心内流体的信号变化情况，2 批次岩心同时进行纳米驱油剂驱替，并测量核磁共振T2谱。

实验装置如图1 所示。蒸馏水从高压高精度柱塞泵中被泵注入中间容器（活塞式）。经过蒸馏水从活塞泵下部注入后，活塞在压力驱使下，向上运动迫使上部重水通过管线进入岩心夹持器。手动泵为整体驱替过程提供围压保护。驱替不同岩心时，通过调节驱替压力、调节驱替岩心时流速，在饱和油后、饱和束缚水与油、水驱、纳米驱等时间节点测量核磁共振T2谱。

图1 不同介质驱油实验装置示意Fig.1 Experiment equipment of oil displacement for different media

1.2.2 实验步骤

（1） 预处理岩心后饱和重水测量核磁共振T2谱。

岩心洗油后放入岩心烘干机中在110 ℃条件下烘干48 h，确认样品质量不发生改变后进行抽真空处理并饱和煤油，在24 h 后转移至容器中加压饱和，测量岩心饱和煤油状态下的核磁共振T2谱。将岩心重复洗油后烘干，并按以上步骤饱和重水。将岩心装入驱替流程，使用煤油驱替岩心，建立岩心饱和油束缚水状态，测量饱和油束缚水状态下的核磁共振T2谱。

（2）选择合适岩心，开展不同介质驱替实验，测量核磁共振T2谱。

对岩心样品进行筛选后，挑选不同渗透率梯度的岩心，在合适的驱替压力下进行水驱油实验。用于水驱与纳米驱油剂驱的岩心渗透率要在各个渗透率区间皆有分布，挑选6 块不同渗透率岩心在合适的驱替压力下使用纳米驱油剂驱油，驱替过后测量岩心核磁共振T2谱。渗透率较高的岩心统一使用0.1 mL/min 恒速驱动，驱替压力小于10 MPa，当岩心较致密时，水驱效果不佳，所以改用10 MPa 恒压驱动，驱替液流速测量完毕后各自分别浸泡在驱替液中7 d，并测量核磁共振T2谱。

（3）统一使用纳米驱油剂重水驱替岩心，测量核磁共振T2谱。

在不同驱替液中的岩心经过渗吸作用7 d 后，统一使用纳米驱油剂对岩心进行驱替，驱替过后测量岩心核磁共振T2谱。

（4）整理实验数据。

对实验数据处理，得出图像，分析实验结果。

2 实验结果与分析

在岩心实验各阶段节点，通过对岩心使用核磁共振技术手段，探究岩心内部流体赋存规律。核磁共振T2谱是实验的岩心所有孔隙流体核磁共振响应的总和。核磁共振T2弛豫时间反映了岩石内部孔隙的大小。核磁共振T2弛豫时间与孔隙半径之间呈正比关系，T2弛豫时间越大，孔隙半径越大。实验结果表明，T2弛豫时间的10 ms 和100 ms节点可以作为黏土微孔和粒间孔隙的分界值。此时核磁共振T2谱只为油相，水相无信号所以核磁无显示。根据各个界限值，定量获得岩心在水驱油前、水驱油后的油相总采出程度及不同孔隙区间内的油相采出程度，定量分析剩余油饱和度和分布特征。

2.1 水驱后纳米驱油剂驱油效果

如图2 所示，砂岩样品的核磁共振T2谱主要分布为单峰值与双峰值形态，双峰值形态中第1 峰值在曲线图谱上均小于10 ms，第2 峰在核磁共振T2谱上主要分布于100 ms 左右。根据峰值曲线的区间曲线变化对岩心内部孔隙喉道进行判断，1 号岩样（图2（a））与3 号岩样（图2（b））核磁共振图谱表现形态第1 峰值较为突出。虽然1 号岩样与3 号岩样所代表的岩心渗透率低于5 号岩样（图2（c））一个数量级，但是在核磁共振T2谱中5 号岩样的第1 峰峰值高于1 号岩心，低于3 号岩心。在核磁共振T2谱中横坐标左方代表着小孔隙喉道，在建立束缚水的过程中，重水会进入微小孔隙喉道形成束缚水，因此第1 峰峰值会由于束缚水替代煤油而大幅度变化。

图2 水驱与纳米驱油剂驱核磁共振T2谱Fig.2 NMR T2 spectra of water flooding and nano-displacement agent flooding

由图2 所示，第1 峰值代表的是微孔隙喉道，可以得出结论，1 号岩样和3 号岩样渗透率低于5号岩样与岩心内部微孔隙喉道关系较小，反映出岩心内部有较多的大孔道和裂缝。从整体上看，5号岩样岩心表现出来的性质为微孔隙喉道较多，同时拥有较多的微裂缝和大孔隙喉道。5 号岩样与6 号岩样所代表的岩心渗透率比1 号岩样与3 号岩样的岩心渗透率要高得多，所以在核磁共振T2谱中5 号岩样与6 号（图2（d））岩样表现形态相似，1 号岩样与3 号岩样表现形态相似。

由图2 得知，水驱过后，使用渗吸和纳米驱油剂重水对岩心再驱替在一定程度上起到了提高采收率的作用。随着渗透率的降低，纳米驱油剂的驱油效果相对于水驱在逐渐升高。在4 块岩心中，6 号岩样曲线图像与其他图像不同。1 号岩样、3号岩样与5 号岩样的岩心核磁共振T2谱第1 峰值皆为1~10 ms， 6 号岩样峰值大于100 ms，且在驱替过后大孔隙内仍有较多剩余油。由此可知岩心内部有大裂缝影响驱替，岩心内部发生了窜流使得驱替液从进口端经过大裂缝到达出口端，未有效波及驱替岩心内部，水驱后纳米驱油剂进行二次驱替，由6 号岩样可知，峰值区间大于100 ms 流体含量发生变化。由于低渗透油藏中剩余油未经动用部分主要分布在小孔隙中，6 号岩样中大孔道流体动用程度较低，纳米驱油剂可以改善驱替，动用更多大孔道流体，扩大波及体积，提高动用效果。

由表2 可知，水驱油岩样原油赋存于亚微米以上孔喉比例大，渗透率1×10−3μm2以下纳米孔喉赋存比例逐渐增大。经过水驱后亚微米以上孔喉原油采出程度高，岩心中的剩余油主要赋存于纳米孔喉中。渗透率1×10−3μm2以下储层纳米孔喉采出程度逐渐升高，表明渗吸作用逐渐增强。

表2 水驱与纳米驱油剂驱油核磁共振实验结果Table 2 NMR experiment results of displacement by water and nano oil displacement agent

由图3 可分析出，水驱后进行纳米驱油剂驱，能一定程度提高采出程度，能改善水驱效果。渗透率0.4×10−3~1×10−3μm2储层采出程度增加量较高（水驱油后纳米驱油剂驱），表明纳米驱油剂驱针对此类储层效果更佳。纳米驱油剂能改善油藏润湿性，提高渗吸和剥离孔喉表面残余油的作用。

图3 6块岩样水驱实验结果Fig.3 Experiment results of water flooding for 6 core samples

2.2 直接纳米驱油剂驱油效果

纳米驱油剂驱替实验中，岩心的核磁共振T2谱除了7 号岩样外（图4（a）），皆为双峰形态。在相近渗透率的情况下，将1 号岩样与7 号岩样作对比，1 号岩样中纳米驱油剂核磁共振T2谱的信号比7 号中的信号强度要大。由此可知，纳米驱油剂的驱油效果在同等渗透率条件下，对岩心微小孔隙的动用程度比水驱要大得多。8 号岩样（图4（b））、10 号岩样（图4（d））与11 号岩样（图4（e））的岩心渗透率在图像上的表现较为相似，11 号岩样岩心的渗透率较大，所以在纳米驱油剂驱替的实验中，11 号岩样的驱替采收率高，同时也证明了在水驱过程中出现的产出油多现象。同时结合两部分实验的渗吸作用曲线，可观测出，纳米驱油剂渗吸作用核磁共振T2谱曲线变化程度较为明显，从侧面体现出是由于润湿性的改变导致了渗吸作用的加强。

图4 岩心纳米驱油剂驱替核磁共振T2谱Fig.4 NMR T2 spectra of nano-displacement agent flooding for the cores

纳米驱油剂与煤油的界面张力小于0.01 mN/m，界面张力较小，减小了渗流阻力，所以在同等时间、条件和设备下，纳米驱油剂对渗透率接近的2块岩心中较大的一方具有较好的渗吸效果。

纳米驱油剂的Zeta 电位与润湿性呈正相关，变化趋势相同：Zeta 电位负值越小，润湿角越小，对原油的剥离能力越强。所以样品的Zeta 电位小于−30 mV，有利于改变岩石润湿性，使得岩心亲水疏油。同时在重水与纳米驱油剂的驱替过程中，纳米驱油剂第1 次驱替表现同向对比重水效果要好，原油采收率较高。在渗吸的过程中，纳米驱油剂作为浸泡液的部分，第1 次驱替曲线与渗吸过后核磁共振T2谱变化幅度相对于水驱较为明显。

由核磁共振T2谱的变化程度可知小孔隙的采出程度增加，渗吸效果增加，是由于改善了润湿性的缘故。且从时间角度看，纳米驱油剂驱替在驱油过程中仍有潜力，在渗吸过程中也进一步体现了纳米驱油剂的增效作用，验证了纳米驱油剂能够更有效的影响微小孔隙喉道，如果增加一定的作用时间继续影响原油流动，效果更好。

纳米驱油剂重水驱替实验共采用6 块岩心，其中2 块因为损坏无法二次驱替，所以表3 中无二次驱替的数据。纳米驱油剂驱与水驱的对照实验，可以更加直观的得出纳米驱油剂的驱替效果与使用效果。

表3 纳米驱油剂驱核磁共振实验结果Table 3 NMR experiment results of displacement by nano oil displacement agent

由表3 可知，应用纳米驱油剂驱油的6 块岩样，随渗透率降低，亚微米以上孔喉原油赋存逐渐减少（由43.86%减小到11.40%），纳米孔隙原油赋存逐渐增多（由18.77%增加到37.00%）。

纳米驱后亚微米以上孔喉大部分油被采出，相对采出程度高，剩余油主要赋存于纳米孔喉。渗透率在1×10−3μm2以下储层纳米孔喉采出程度在逐渐升高。

从图5 中可看出原油渗透率大于1×10−3μm2储层原油赋存于亚微米以上孔喉比例大，渗透率在1×10−3μm2以下纳米孔喉赋存比例逐渐增大。在水驱后，亚微米以上孔喉原油采出程度较高，剩余油主要赋存于纳米孔喉；渗透率在1×10−3μm2以下储层随渗透率降低，纳米孔喉采出程度逐渐升高。因此，纳米驱油剂能改善油藏润湿性，提高渗吸和剥离孔喉表面残余油的作用。

图5 6块岩样纳米驱实验结果Fig.5 Experiment results of nano-displacement agent flooding for 6 core samples

3 结 论

（1）纳米驱油剂的驱替效果和渗吸效果都要好于水驱，提高了岩心原油采收率。纳米驱油剂在一定范围的渗透率区间内效果更好，在渗透率为0.4×10−3~1×10−3μm2的岩心都较其他渗透率岩心采出效果显著。

（2）纳米驱油剂的波及作用随时间增强，需要一定的时间作用于微小孔隙喉道。渗吸作用后的核磁共振T2谱表现出纳米驱油剂能够提高微小孔隙内原油动用效率，表明在油田使用纳米驱油剂方面，可以通过减小驱替速度，亦或通过闷井来延长纳米驱油剂与储层接触时间，从而达到提高原油采收率的效果。

（3）纳米驱油剂能够改变岩石储层的润湿性，减小原油流动阻力，高效剥离其附着的残余油，并发生强烈的自渗吸驱油作用，对原油采收率影响效果显著。