致密油储层水驱油核磁共振实验研究

李海波^{1, 2, 3}，郭和坤^{1, 3}，刘强^{2, 3}，孟智强^{2, 3}，王学武^{1, 3}，孙玉平^{1, 2, 3}

(1. 中石油勘探开发研究院 廊坊分院，河北 廊坊，065007；

2. 中国科学院大学 物理学院，北京 100049；

3. 中国科学院 渗流流体力学研究所，河北 廊坊，065007)

摘要：针对鄂尔多斯盆地有代表性致密油储层岩心，将核磁共振技术与水驱油物模实验相结合，对储层初始状态油相赋存特征及水驱油后微观剩余油分布特征进行研究。研究表明：水驱油前，渗透率＞0.3×10^-3 μm²储层粒间孔内(大、中等孔隙)油赋存量多于黏土微孔，渗透率＜0.1×10^-3 μm²储层大孔隙很少，油主要赋存于黏土微孔及中等孔隙内。水驱油后，4个渗透率级别(＞1×10^-3，0.3~1×10^-3，0.1~0.3×10^-3和小于0.1×10^-3 μm²)储层大孔隙采出程度R均很高，分别为77.35%，73.75%，75.70%和60.66%，剩余油饱和度S_orm均很低，分别为3.10%，4.71%，0.81%和0.50%，大孔隙内很少或无剩余油；中等孔隙R较高，分别为64.32%，53.52%，73.34%和82.68%，S_orm较低，分别为10.30%，13.89%，7.95%和5.05%；渗透率越低，该类孔隙R越高，S_orm越低；黏土微孔R均很低，分别为14.32%，17.09%，19.79%和22.61%，S_orm均很高，分别为27.99%，20.94%，29.18%和31.15%，表明剩余油主要分布在黏土微孔内。不同区块层位比较，Ⅰ层好于Ⅱ层，AⅠ储层最好。

关键词：致密油储层；鄂尔多斯盆地；水驱油；核磁共振；剩余油分布

中图分类号：TE311          文献标志码：A         文章编号：1672-7207(2014)12-4370-07

NMR experimental study of water displacing oil of tight oil reservoir

LI Haibo^{1, 2, 3}, GUO Hekun^{1, 3}, LIU Qiang^{2, 3}, MENG Zhiqiang^{2, 3}, WANG Xuewu^{1, 3}, SUN Yuping^{1, 2, 3}

(1. Petrochina Research Institute of Petroleum Exploration and Development-Langfang, Langfang 065007, China;

2. University of Chinese Academy of Sciences, Beijing 100049, China;

3. Institute of Flow and Fluid Mechanics, Chinese Academy of Sciences, Langfang 065007, China)

Abstract: Representative tight oil reservoir cores of Erdos basin was studied combined NMR technology and core displacement test, and analysis microscopic oil distribution characteristics both initial state and after water flooding of reservoir. The results show that: Before water flooding, while permeability is greater than 0.3×10^-3 μm², oil exist in intergranular pores (large, medium pores) more than clay micropores, and while permeability is less than 0.1×10^-3 μm², few macropores exist in reservoir and oil mainly exist in clay micropores and medium pores. After water flooding, four permeability level(greater than 1×10^-3, 0.3-1×10^-3, 0.1-0.3×10^-3 μm² and less than 0.1×10^-3 μm²) reservoir recovery percent of reserves R of large pores are very high (77.35%, 73.75%, 75.70% and 60.66%, respectively), remaining oil saturation S_orm are very low (3.10%, 4.71%, 0.81% and 0.50%, respectively),few or no remaining oil in macropores. R of medium pores are high (64.32%, 53.52%, 73.34% and 82.68%, respectively), S_orm are low (10.30%, 13.89%, 7.95% and 5.05%, respectively), the lower permeability reservoir have, the higher R and the lower S_orm reservoir get in this pores. R of clay micropore are very low (14.32%, 17.09%, 19.79% and 22.61%, respectively), S_orm are high (27.99%, 20.94%, 29.18% and 31.15%, respectively), show that remaining oil mainly distributes in clay micropores. Comparison of different blocks and layers, layer Ⅰ is better than Ⅱ, and AⅠ reservoir is best.

Key words: tight oil reservoir; Erdos basin; wate displace oil; nuclear magnetic resonance (NMR); remaining oil distribution

低渗透油藏逐步发展成为我国石油增储上产的主力，截至2010年底，中石油低渗透储量占探明储量的70%左右，且所占产量比例逐年提高，长庆油田作为中石油近年来增长幅度最快的油气田，其石油储量50%以上的油藏属于致密油藏，实现致密油储层的高效开发，对中石油的发展规划有着重要意义。致密油储层具有物性差、孔隙结构复杂、微观非均质性强等特点^[1-15]，认识储层初始状态油相赋存特征，分析储层水驱油不同类型孔隙内油相动用规律及水驱油后微观剩余油分布特征，对油藏合理高效开发有着重要意义^[16-18]。本研究将核磁共振与常规水驱油实验相结合，通过分析不同状态下岩心内水的T₂谱变化，定量获得岩心饱和油束缚水状态下的含油量及油相在岩心孔隙中的分布，定量分析获得岩心水驱油后油相总采出程度及不同直径孔隙区间内的油相采出程度，定量分析获得岩心水驱油后剩余油饱和度及剩余油分布特征等，以便为储层精细评价及合理有效开发等提供依据。

1  实验岩心资料及流体资料

共选取了32块鄂尔多斯盆地致密油储层有代表性岩心进行水驱油核磁实验，32块岩心气测渗透率与气测孔隙度比较见图1，32块岩心气测孔隙度分布范围为6.70%~15.3%，平均值为10.80%，渗透率分布范围为0.014×10^-3~4.47×10^-3 μm²，平均值为0.49×10^-3 μm²。实验用模拟地层水依据实际储层地层水化学物质组成配制，为50 g/L矿化度的标准盐水，经0.4 μm滤膜过滤后使用。实验用油为依据实际储层原油性质配制的去氢煤油，其黏度等物理参数与实际原油的一致，温度25 ℃时黏度为2.65 mPa·s，由于去氢煤油不含氢元素，故核磁共振检测时油相不产生核磁信号。

2  实验步骤和方法

1) 岩心标号、洗油，烘干。

2) 气测孔隙度、气测渗透率。

3) 抽真空加压饱和模拟地层水，利用湿质量与干质量差计算孔隙度(水测孔隙度)。

4) 饱和水状态下的核磁共振T₂谱测量。

5) 将岩心装入驱替流程，依据岩心物性等选取合适的驱替压力和驱替速度，用去氢模拟油驱替饱和水的岩心，建立岩心饱和油束缚水状态，驱替倍数约为10倍，计量驱出水量，称岩心质量。

6) 岩心饱和油束缚水状态下的核磁共振T₂谱测量。

7) 依据岩心物性等选取合适的驱替压力和驱替速度，对饱和油束缚水状态岩心进行水驱油至没有油产出时为止(驱替量5~10倍)，计量驱出油量，称岩心质量。

8) 岩心水驱油后的核磁共振T₂谱测量。

9) 比较3个状态下T₂谱，进行实验数据处理及分析。

图1  32块岩心气测渗透率与气测孔隙度的比较

Fig. 1  Comparison of 32 cores permeability and porosity

3  结果与分析

岩心核磁共振信号量多少反映岩心内流体含量多少，核磁共振T₂弛豫时间反映孔隙大小，T₂弛豫时间与孔隙半径之间具有正比关系，T₂弛豫时间越大，孔隙半径越大。对于砂岩而言，大量的理论及实验研究结果表明^[19-23]：水相T₂弛豫时间10 ms可作为黏土微孔与粒间孔隙的界限值，当水在孔隙中T₂弛豫时间小于10 ms时，水很难流动，对应的孔隙为黏土微孔；当T₂弛豫时间大于10 ms时，水相对容易流动，对应的孔隙为粒间孔隙；当T₂弛豫时间大于100 ms时的孔隙为大孔隙，T₂弛豫时间界于10~100 ms时的孔隙为中等孔隙，因此，利用核磁共振技术，不仅能够给出岩心总孔隙内的含油量，而且能够定量分析出不同孔隙区间内各自的含油量。

本研究将核磁共振与常规水驱油实验相结合，获得岩样饱和水状态、饱和油束缚水状态及水驱油后的T₂谱，如图2所示。由于实验中所用模拟油不含氢元素，核磁共振检测时模拟油不产生信号，因此，各个状态下所测T₂谱为该状态下水的T₂谱。通过分析不同状态下岩心内水的T₂谱变化，以＜10 ms，10~100 ms和＞100 ms作为黏土微孔、中等孔隙和大孔隙的界限值，定量获得岩心饱和油束缚水状态下的含油量及油相在岩心孔隙中的分布(图中C，F和I区分别反映小、中、大孔隙中束缚水含量，通过计算可获得对应孔隙空间的含油量)，定量分析出岩心水驱油后油相总采出程度及不同大小孔隙区间内的油相采出程度，定量分析出岩心水驱油后剩余油饱和度及剩余油分布特征等(图中B，E和H区分别反映小、中、大孔隙中驱出油量，图中A，D和G区分别反映小、中、大孔隙中剩余油量)。

图2  岩心水驱油核磁共振分析示意图

Fig. 2  NMR schematic diagram of core water displacing oil

3.1  不同渗透率级别储层实验结果分析

依据众多学者研究成果及石油公司相关储层分类评价标准^[1-9]，将所分析32个岩心按渗透率＞1×10^-3 μm²，0.3~1×10^-3 μm²，0.1~0.3×10^-3 μm²和＜0.1×10^-3 μm²分为4个不同级别，4个渗透率级别典型岩心水驱油实验不同阶段T₂谱见图3。32块岩心水驱油实验饱和油束缚水状态含油饱和度的核磁共振分析结果按渗透率级别的分类统计结果见表1，水驱油后油相采出程度及不同孔隙区间采出程度(质量分数)的核磁共振分析结果按渗透率级别的分类统计结果见表2，水驱油后剩余油饱和度(质量分数)的核磁共振分析结果按渗透率级别的分类统计结果见表3。

分析表1结合图3可以看出：饱和油束缚水状态下，4个渗透率级别岩心总孔隙区间内的含油饱和度(质量分数)分别为74.82%，76.34%，70.83%和69.08%，不同渗透率级别岩心总含油饱和度差别不大，渗透率＞0.3×10^-3 μm²的岩心含油饱和度略高于渗透率＜0.3×10^-3 μm²的岩心含油饱和度。通过核磁共振分析，还能够定量获得不同大小孔隙区间内的含油量，岩心渗透率大于0.3×10^-3 μm²时，油主要赋存于T₂弛豫时间＞10 ms的孔隙区间即粒间孔内(其中100 ms以上的大孔隙也赋存一定量的油)，T₂弛豫时间＜10 ms孔隙区间内的含油量相对较少；随着岩心渗透率降低，T₂弛豫时间＞10 ms孔隙区间内的含油量减少(岩心100 ms以上的大孔隙含量很少，基本没有油赋存)，T₂弛豫时间＜10 ms孔隙区间内的含油量增大，当岩心渗透率＜0.1×10^-3 μm²时，油主要赋存于T₂弛豫时间＜10 ms的孔隙区间即黏土微孔内。

由表2可看出：水驱油后，4个不同渗透率级别岩心总孔隙区间内的水驱采出程度分别为46.14%，48.21%，46.50%和46.89%，不同渗透率级别岩心总孔隙区间采出程度差别不大。水驱油后，不同渗透率级别岩心不同大小孔隙区间油相采出程度有一定差异(表中总孔隙采出程度为绝对采出程度，其值为岩心水驱后总含油量与水驱前总含油量之比，大、中、小孔隙采出程度为相对采出程度，其值为岩心水驱后该类孔隙内含油量与水驱前该类孔隙内含油量之比)，4个渗透率级别岩心大孔隙区间内的采出程度均很高(分别为77.35%，73.75%，75.70%和60.66%)，表明大孔隙内绝大部分油都被驱出，中等孔隙内的采出程度也很高(分别为64.32%，53.52%，73.34%，82.68%)，表明中等孔隙内大部分油也被驱出，渗透率越低岩心该类孔隙区间内油相采出程度越高，而小孔隙内的采出程度均很低(分别为14.32%，17.09%，19.79%和22.61%)，表明剩余油主要分布在小孔隙即黏土微孔内。

表1  32块岩心含油饱和度核磁分析结果按渗透率级别统计结果(水驱油实验饱和油束缚水状态)

Table 1  32 cores NMR oil saturation statistical result by permeability grade(irreducible water state in displacement test)

图3  4个典型岩心水驱油不同状态下核磁共振T2谱比较

Fig. 3  NMR spectrum of 4 typical cores at different states during displacing

表2  32块岩心油相不同孔隙区间采出程度核磁分析结果按渗透率级别统计结果(水驱油实验水驱油后)

Table 2  32 cores oil recovery percent of reserves of different pores statistical by permeability grade(state after driving in displacement test)

图4所示为32个岩心水驱油后不同孔隙区间含油饱和度与渗透率关系(大、中、小孔隙内剩余油饱和度之和等于总孔隙内剩余油饱和度)。分析表3及图4可看出：水驱油后，4个不同渗透率级别岩心总孔隙区间内的剩余油饱和度分别为40.39%，39.54%，37.94%和36.70%，不同渗透率级别岩心总剩余油饱和度差别不大。水驱油后，不同渗透率级别岩心不同大小孔隙区间剩余油饱和度有一定差异，4个渗透率级别岩心大孔隙区间内的剩余油饱和度均很低(分别为3.10%，4.71%，0.81%和0.50%，渗透率高于0.3×10^-3 μm²岩心该区间内水驱油前赋存一定量的油，水驱油后剩余油饱和度也略高于渗透率小于0.3×10^-3 μm²岩心，渗透率小于0.3×10^-3 μm²岩心大孔隙含量很少，水驱油前赋存的油很少，水驱油后几乎没有剩余油)，表明大孔隙内绝大部分油都被驱出。4个渗透率级别岩心中等孔隙内的剩余油饱和度也很低(分别为10.30%，13.89%，7.95%和5.05%)，渗透率越低岩心该类孔隙内剩余油饱和度越低，渗透率小于0.1×10^-3 μm²岩心该区间内剩余油饱和度只有5.05%，表明中等孔隙内大部分油也被驱出了，该类孔隙内剩余油分布很少。而4个渗透率级别岩心黏土微孔内的剩余油饱和度均很高(分别为27.99%，20.94%，29.18%和31.15%，渗透率越低岩心该类孔隙剩余油饱和度与总剩余油饱和度比值越大)，表明剩余油主要分布在黏土微孔内。

图4  32个岩心水驱油后不同孔隙区间含油饱和度与渗透率的关系

Fig. 4  Relationships of 32 cores oil saturation of different pores of state after driving and permeability

3.2  不同区块层位储层实验结果分析

32块岩心水驱油实验核磁共振分析结果按区块层位的分类统计结果见表4，A和B代表区块，Ⅰ和Ⅱ代表层位。从表4可以看出：不同区块层位岩心的水驱油前含油饱和度、水驱油后采出程度及含油饱和度总体上相差不大。AⅠ，AⅡ，BⅠ及BⅡ储层比较，AⅠ储层水驱油前含油饱和度(75.79%)、水驱油后采出程度(49.42%)均略高于其他3个储层，其他3个储层之间差别很小。

由表4可看出：水驱油前，不同区块层位不同大小孔隙区间内油的赋存规律不同；A与B区块比较，大、中等孔隙内含油量与黏土微孔内的含油量大致相当，各占约50%(A区块大孔隙含油量略比B区块的高)。Ⅱ与Ⅰ层位比较，Ⅱ储层油主要分布在黏土微孔内(41.12%)，同时中等孔隙内也有一定量的含油分布(25.92%)，储层大孔隙很少，而Ⅰ储层大、中等孔隙内含油量较高(中等孔隙32.45%，大孔隙11.79%)，同时黏土微孔内也有一定量的含油分布(29.48%)。AⅡ与AⅠ比较，AⅡ储层油主要分布在黏土微孔内(46.02%)，同时中等孔隙也有一定量的含油分布(22.14%)；而AⅠ储层油主要分布在大、中等孔隙内(中等孔隙32.96%，大孔隙14.34%)，同时黏土微孔内也有一定量的含油分布(28.65%)；BⅠ和BⅡ储层大、中等孔隙内含油量与黏土微孔内含油量大致相当，各占约50%。由表4还可看出：水驱油后，不同区块层位储层大孔隙内采出程度均很高，含油饱和度均很低，表明该类孔隙内很少或没有剩余油分布；中等孔隙内采出程度也很高，含油饱和度较低，其中Ⅰ层含油饱和度明显高于Ⅱ层，AⅠ层含油饱和度在4个储层中最高，表明该区间内有少量的剩余油分布；黏土微孔内的相对采出程度均较低，含油饱和度均较高，表明剩余油主要分布在小孔隙即黏土微孔内。

表3  32块岩心剩余油饱和度核磁分析结果按渗透率级别统计(水驱油实验水驱油后)

Table 3  32 cores NMR oil saturation statistical by permeability grade (state after driving in displacement test)

表4  32块岩心水驱油实验核磁分析结果按区块/层位统计数据

Table 3  32 cores displacement test analysis results using NMR statistical data by blocks/layers

4  结论

1) 将核磁共振技术与水驱油物模实验相结合，不仅可获得储层水驱油前后含油饱和度，而且可定量研究储层水驱油前后油相微观分布特征。水驱油前，渗透率大于0.3×10^-3 μm²储层粒间孔(大、中等孔隙)内油赋存量多于黏土微孔的赋存量，小于0.1×10^-3 μm²储层大孔隙很少，油主要赋存于黏土微孔及中等孔隙内。水驱油后，4个渗透率级别储层大孔隙采出程度R均很高，剩余油饱和度S_orm均很低，渗透率大于0.3×10^-3 μm²储层大孔隙内剩余油很少，小于0.3×10^-3 μm²储层大孔隙内几乎无剩余油，4个渗透率级别储层中等孔隙内R较高，S_orm较低；渗透率越低，储层该类孔隙R越高；剩余油饱和度越低，4个渗透率级别储层黏土微孔内R均很低，S_orm均很高,剩余油主要分布在黏土微孔内。不同区块层位比较，水驱油前，Ⅰ储层中、大孔隙内含油量较高，Ⅱ储层油主要赋存于黏土微孔内。水驱油后，不同区块层位储层大孔隙内剩余油都很少或几乎无剩余油，中等孔隙内剩余油较少，该类孔隙Ⅰ层剩余油明显高于Ⅱ层，AⅠ储层在4个储层中剩余油饱和度最高，剩余油主要分布在黏土微孔内。

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(编辑  陈爱华)

收稿日期：2014-02-10；修回日期：2014-06-23

基金项目(Foundation item)：国家油气重大专项(2011ZX05013-006)(Project (2011ZX05013-006) supported by Major Projects of National Oil and Gas)

通信作者：李海波(1982-)，男，陕西榆林人，博士，工程师，从事油气储层渗流机理研究；电话：010-69213775；E-mail：lihaibo05@petrochina.com.cn