基于核磁共振的天然气驱储集层孔喉动用下限

2023-02-12白振强王清华宋文波

新疆石油地质 2023年1期

白振强，王清华，宋文波

(1.东北石油大学石油工程学院，黑龙江大庆 163318；2.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 163453)

天然气是一种宝贵能源，也是一种绿色、优质的驱油介质，与原油相似相溶。近年来，中国各油田开展了一系列天然气驱油开发试验，一方面可大幅度提高原油采收率，另一方面可以形成一定的储气能力，提升天然气调峰和战略保供能力[1]。相对于水和聚合物，天然气具有较好的注入性，能够适应多种油藏[2-6]，具有可以波及到微米级和纳米级孔隙原油的优势。因此，天然气驱具有较高的驱替效率，而且与储集层的匹配性较好，不会对储集层产生水敏、酸敏、碱敏等伤害。由于开展天然气驱的储集层一般为低渗透储集层，孔喉半径和连通性低于常规储集层[7]，或者水驱后或化学驱后开展天然气驱与储气库协同开发，剩余油主要分布在微小孔隙和孔喉中。储集层可动用孔喉半径和可动用下限是表征天然气驱替效果的重要参数，对评价天然气驱开发效果具有重要意义。

核磁共振可以定量表征岩石内部孔隙结构[8]，广泛应用于矿场和室内研究。岩心中只有孔喉内的流体产生核磁共振信号，因此，岩心核磁共振T2谱能够反映孔隙流体的分布。国内外学者研究发现，核磁共振弛豫时间与孔喉半径具有良好的数学关系，依据高压压汞实验资料，弛豫时间可以通过转换系数直接换算成孔喉半径。中国学者进行了大量研究，如分析了弛豫时间与孔隙半径的关系，通过孔喉比将孔隙半径转换为喉道半径，并将核磁共振孔喉半径分布曲线应用到油田开发评价中[9-10]；探讨了低孔低渗储集层岩心核磁共振实验分析的精度及其应用效果[11]；提出了基于核磁共振标定的高压压汞孔喉半径分布定量评价方法，统计了不同孔喉半径下的流体赋存状态[12]；对恒速压汞、核磁共振及微米CT 测试实验结果进行了综合对比，提出联合核磁共振和恒速压汞测定致密砂岩孔喉结构的方法[13]。前人主要利用核磁共振技术对各类储集层的孔喉和孔隙半径的分布进行了研究，针对注水和注气开发过程中不同开发条件下孔喉动用下限的研究较少。

本文利用核磁共振T2谱能够反映孔隙流体的分布这一基本原理，利用扫描同一块岩心水驱和天然气驱时得到的数据，分析不同注气参数下岩心不同位置的剩余油分布情况，进而推断出不同驱替阶段不同注气参数下能够动用的最小孔喉半径，为天然气驱以及储气库协同开发提供一种新的评价思路。

1 数学机理

根据多孔介质饱和流体的核磁共振基础理论，当岩石被单一相流体饱和时，弛豫速率由体积、表面积和扩散弛豫3部分组成[14-16]：

一般情况下，流体的横向体积弛豫时间远小于横向表面弛豫时间，(1)式中等号右边第一项可以忽略；磁场梯度也非常小，(1)式中等号右边第三项也可以忽略。因此，较均匀磁场中单一相流体的弛豫时间可近似为

地层孔隙结构复杂，如果把孔隙结构近似为近球体和近圆柱体，则与实际地层孔隙情况相差较远。有学者通过大量核磁共振与孔隙结构关系实验研究认为，T2谱与孔隙半径呈幂指数关系[17-19]，则(2)式可表示为

由于孔隙半径等于孔喉半径与孔隙平均孔喉比的乘积，因此(3)式变为

对(5)式取自然对数，可得：

只要求出c和n，即可将单一相流体饱和岩石的弛豫时间分布转换成孔隙半径分布。

2 实验内容

实验采用大庆喇嘛甸油田脱水原油，45 ℃下黏度为10.3 mPa·s；质量分数为15%氯化锰水溶液；岩心由4块渗透率为1 150 mD、直径为2.5 cm、长度为25 cm的人造岩心组合而成，总长度为100 cm(图1)；复配天然气。设备主要包括L1500长岩心夹持器(耐压50 MPa)、高精度回压阀(最高压力60 MPa，精度0.1 MPa)、大尺度恒温箱(温度为-25～100 ℃，精度0.2 ℃)、高精度恒速恒压流量泵(流量为0.01～25.00 mL/min)、蠕动泵(流量为0.006～24.000 mL/min)以及斯派克S-500 高场核磁共振设备(磁场强度为0.28 T，氢质子共振频率为24 MHz)。

图1 核磁共振实验岩心示意图Fig.1.Schematic diagram of the core for NMR experiments

实验设计注气速度和注气压力2 个变量，注气速度的选择主要依据是否能够形成较为稳定的重力驱，因此，注气速度尽可能小，使驱替界面以水平面向下移动。注气速度分别为0.05 mL/min 和0.45 mL/min 时，驱替界面移动速度分别为0.1 mm/min 和0.9 mm/min，驱替界面为水平面，未产生明显的指进现象。在此基础上，共设计5组实验方案：注气速度为0.05 mL/min，注气压力为5.0 MPa；注气速度为0.05 mL/min，注气压力为11.4 MPa；注气速度为0.05 mL/min，注气压力为17.0 MPa；注气速度为0.15 mL/min，注气压力为11.4 MPa；注气速度为0.45 mL/min，注气压力为11.4 MPa。每组实验依次进行抽真空、饱和水、饱和油、水驱和顶部注气5 个步骤，并分别在饱和油后、水驱后和顶部注气后进行核磁扫描。本次实验温度为45 ℃，且在最高注气压力17.0 MPa的条件下，天然气与原油不混相。

实验步骤：①将岩心放入夹持器中，清洗、烘干并抽真空，在45 ℃下，先饱和15%氯化锰水溶液，再饱和油，然后进行核磁扫描；②为了屏蔽水相核磁共振信号，用15%氯化锰水溶液以0.1 mL/min 速度驱替至出口端不产油，或者出口端含水率超过99%，进行核磁扫描；③用复配天然气以实验注气速度驱替至出口端不产油后，进行核磁扫描；④清洗仪器，检查仪器密封性及连通性，优化实验方案进行后续实验。

3 T2谱转换为孔喉半径分布

地层多孔介质的孔喉大小和形状具有多样性和复杂性，由于研究方法的限制，高压压汞实验数据不能反映孔喉半径小于最大进汞压力对应喉道相关的孔隙信息和不连通孔隙信息。而岩心饱和15%氯化锰水溶液后，建立最大含油饱和度时的T2谱同样没有反映不连通孔隙信息，二者仍稍有差异。因此，在求取(6)式中c和n时，只对弛豫时间与高压压汞孔喉半径累计分布曲线对应较好的部分进行取值(图2)。

图2 弛豫时间与孔喉半径累计分布曲线Fig.2.Cumulative distribution curves of relaxation time and pore throat radius

根据最小二乘法[7]：

求取(7)式的最小值(图3)。从拟合结果来看，拟合线和数据线的幅度和趋势较为一致，说明拟合结果合理。c为0.225 5，n为1.828，代入(5)式，即可将T2谱转换成孔隙半径分布。

图3 高压压汞孔喉半径与弛豫时间的关系Fig.3.Pore throat radius vs.relaxation time in high-pressure mercury intrusion test

4 实验结果分析

天然气比水的分子量、分子半径、黏度和分子极性小，天然气的注入性更好，可以进入水驱波及不到的微小孔喉，驱替吸附或者滞留在微小孔隙和孔喉中的原油。研究表明，天然气驱能够波及到纳米孔喉内的原油[20]。因此，确定天然气驱过程中不同注气速度、注气压力和位置的孔喉动用下限具有重要意义。驱替过程中，随着含油饱和度的逐渐降低，核磁共振信号幅度逐渐降低，对比不同注气参数下不同孔喉半径的核磁共振信号幅度变化曲线，即可判断出不同开发方式下的孔喉动用下限。

4.1 注气速度对孔喉动用下限的影响

饱和油后和水驱后岩心的核磁共振信号幅度在孔喉半径为0.500～1.000 μm 处产生明显分异(图4)。注气压力为11.4 MPa，水驱后和天然气驱后的核磁共振信号幅度在注气速度分别为0.05 mL/min、0.15 mL/min和0.45 mL/min 时，分别在孔喉半径为0.050 μm、0.020 μm和0.015 μm处产生明显分异(图4)。

图4 不同注气速度下的T2谱Fig.4.T2 spectra at different gas injection rates

通过不同注气速度下岩心T2谱对比可见，水驱主要动用的是大孔隙内的剩余油，孔喉动用下限约为0.50 μm，半径为1.00～40.00 μm 孔隙的剩余油是水驱的主要动用对象；而水驱后顶部气驱主要动用半径为0.01～0.05 μm 孔喉中的剩余油。低注气速度的孔喉动用下限为0.04 μm，中等注气速度的孔喉动用下限为0.02 μm，高注气速度的孔喉动用下限为0.01 μm。高注气速度下的驱动力强于低注气速度，对小孔喉的动用能力强于低注气速度。从核磁共振信号幅度下降的数值来看，天然气驱动用的孔喉半径范围很大，但是天然气驱与水驱相比，对半径大于2.00 μm 的孔隙的驱替效果有限，其核磁共振信号幅度下降数值明显低于水驱。因此，在非混相条件下，天然气驱提高水驱后储集层采收率的效果较差。

4.2 注气压力对孔喉动用下限的影响

注气速度为0.05 mL/min，注气压力为17.0 MPa时的孔喉动用下限为0.01 μm，细小孔喉得到有效动用；注气压力为11.4 MPa 时的孔喉动用下限为0.04 μm；注气压力为5.0 MPa 时的孔喉动用下限为0.05 μm(图5)，半径大于10.00 μm 的大孔喉中的原油得到充分动用。可见，随注气压力的升高，进一步动用的主要是更小孔喉内的剩余油。较高的注气压力使注入气体具有较高的动用细小孔喉内剩余油的能力，高压使得气体与原油之间的界面张力降低，达到提高气体驱油效率的目的。水驱的孔喉动用下限为1.00 μm，对小孔喉内剩余油动用情况较差，后续天然气驱弥补了该不足。

图5 不同注气压力下岩心高部位T2谱Fig.5.T2 spectra at the high position of the core under different gas injection pressures

根据不同注气压力下的各级孔喉提高采收率贡献率可以看出(图6)，3 种注气压力下半径为1.00～10.00 μm 的孔喉动用程度相对较高，注气压力越高，小孔喉内剩余油动用程度越高，孔喉动用下限越低。注气压力由5.0 MPa 逐渐升高到17.0 MPa 的过程中，半径为0.01～1.00 μm 孔喉中剩余油的提高采收率贡献率上升了11.6%，半径为1.00～10.00 μm 孔喉中剩余油的提高采收率贡献率上升了18.0%。很明显，提高注气压力有效提高了半径为0.01～10.00 μm 孔喉中剩余油的动用程度。

图6 不同注气压力下各级孔喉提高采收率贡献率Fig.6.Contribution rates of different pore throat radii to EOR under different gas injection pressures

4.3 岩心不同位置孔喉动用下限

不同注气速度下，岩心不同部位动用程度存在差异(图7)。针对不同孔喉半径的储集层，注气提高采收率的目的是动用半径为0.01～10.00 μm 孔喉内的剩余油，但不同注气速度下的孔喉动用下限不同，导致不同注气速度下不同孔喉的提高采收率贡献率不同。孔喉半径为0.01～1.00 μm 时，高注气速度下提高采收率贡献率最大，因为高注气速度对该范围孔喉内剩余

图7 岩心不同部位孔喉动用情况Fig.7.Pore throat producing status at different positions of the core

油的动用能力强；孔喉半径为1.00～10.00 μm 时，低注气速度对该范围孔喉内剩余油的动用能力强，低注气速度对中—小孔喉的提高采收率贡献最大；孔喉半径大于10.00 μm 时，3 个注气速度下的提高采收率贡献率相近，原因是前期水驱已经将较大孔隙内部的原油采出，后续天然气驱虽然仍能够驱替水驱无法动用的少量剩余油，但该部分剩余油较少，对于整体提高采收率的贡献较小。

低注气速度对岩心低部位小孔喉内剩余油的动用能力较弱，但对于高部位小孔喉内剩余油的动用能力相对较强，且低注气速度下岩心高部位动用程度与低部位相差23.6%，在驱替过程中形成了稳定的驱替效果，顶部低注气速度驱替后，高部位和低部位孔喉内剩余油分布差异较小。低注气速度对岩心高部位、次高部位、次低部位和低部位半径为1.00～10.00 μm的孔喉中剩余油动用效果均最好。

中等注气速度对岩心高部位和低部位半径为1.00～10.00 μm 的孔喉中剩余油的动用效果均最好；对岩心次高部位和次低部位中半径为0.01～1.00 μm和大于10.00 μm 的孔喉中剩余油的动用效果较好，与半径为1.00～10.00 μm 的孔喉中剩余油动用程度相差不大，提高采收率贡献率均大于29.2%，岩心次高部位和次低部位不同孔喉的剩余油动用均匀。

对于高注气速度而言，岩心高部位不同孔喉的剩余油动用程度与低部位完全不同。岩心高部位半径为0.01～1.00 μm 的孔喉中剩余油动用程度高，半径大于10.00 μm 的孔喉中剩余油动用程度则较低，二者的提高采收率贡献率相差20.0%。低部位正好相反，半径为0.01～1.00 μm 的孔喉中剩余油动用程度低，半径大于10.00 μm 的孔喉中剩余油动用程度则较高，二者的提高采收率贡献率相差27.2%。造成该现象的原因是注气速度较高，岩心高部位受到高速冲刷后波及效率高，孔喉动用下限较小。但由于气体与原油之间不利的流度比导致气体发生气窜，形成主流通道，后续所注气体沿主流通道优先流动，对岩心低部位波及范围小，孔喉动用下限较高。