基于核磁共振的驅替速度和倍數對疏松砂巖油藏孔喉特征及采收率影響實驗*

馬奎前 蔡 暉 孫召勃

(中海石油中國(有限)公司天津分公司 天津 300459)

疏松砂巖油藏經過長期高速注水開發后，孔喉結構會有所變化，易在地層中形成較大的水竄通道，影響開發效果。渤海典型疏松砂巖油藏SZ油田歷經25年水驅開發，目前已進入高含水、高采出程度階段，新鉆調整井水淹及取心資料顯示，該油田在長期水沖刷后儲層微觀孔喉特征發生了明顯變化。因此，研究不同驅替倍數和驅替速度對孔喉特征及采收率的影響，對該類油藏的高效開發具有重要意義。

近幾年關于不同驅替倍數下巖心驅替效果的研究逐漸增多。南海某油田的室內實驗研究表明，驅油效率可由高倍數水驅(100 PV)條件下的60.76%提高至特高倍數水驅(2 000 PV)條件下的71.27%，殘余油飽和度可由29.56%降為21.72%，說明高含水油田仍有很大的開采潛力[1-3]。研究表明，疏松砂巖油藏經過長達幾十年的開發后，儲層中的礦物顆粒、黏土成分等經過長期沖刷，會出現顆粒運移和黏土膨脹等現象，導致油藏儲層的孔隙度、滲透率等物性參數和儲層的微觀孔隙結構發生變化，從而影響流體在儲層中的滲流特征[4-10]。渤海SZ油田油層多、厚度大、滲透率高，在常規水驅開發過程中，儲層非均質性影響水驅油的效果，不同油藏部位注水量和驅替速度差別較大[10-11]，水驅效果差異較大，但目前對于海上疏松砂巖油藏高含水階段驅替倍數和高驅替速度對油藏孔喉特征及采收率的研究較少。本文利用渤海SZ油田礦場實際巖心，采用核磁共振掃描巖心技術并借助室內驅油實驗，研究了不同驅替速度和驅替倍數對水驅疏松砂巖的孔喉變化特征及采收率的影響，可為該類油藏開發方案設計提供借鑒。

1 驅替實驗

1.1 實驗材料及儀器

實驗材料：選取 SZ油田天然巖心4塊，其物性參數見表1；現場原油，65 ℃下黏度為45.7 mPa·s；注入水離子組成見表2，水型為NaHCO3型。

表1 渤海SZ油田天然巖心物性參數

表2 渤海SZ油田注入水離子組成

實驗儀器：核磁共振MacroMR，生產廠家為蘇州紐邁分析儀器股份有限公司；高溫高鹽巖心流動模擬實驗裝置，生產廠家為海安縣石油科研儀器有限公司。

1.2 實驗步驟

1) 按照石油行業標準[12]進行天然巖心預處理；

2) 測量巖心的尺寸(直徑、長度)，稱干重，然后對巖心抽真空和飽和水，并在注入水中加入25%MnCl2，用來降低水中氫的信號量；

3) 巖心飽和油；

4) 巖心老化并對4塊天然巖心進行核磁共振掃描；

5) 按照表3中特高驅替倍數下不同驅替速度進行巖心驅油實驗，并記錄不同時刻的采出液量和注入壓力；

6) 核磁共振掃描巖心成像，并對巖心再次飽和油后掃描巖心T2譜。

表3 實驗方案

2 實驗結果與分析

2.1 不同驅替速度對孔喉半徑的影響

毛管壓力與弛豫時間的關系如下[13-14]：

(1)

式(1)中：pc為毛管壓力,MPa；T2為弛豫時間,ms；m、n為轉換系數。

由物理學可知，毛管壓力與毛管半徑之間的關系為

(2)

式(2)中：rc為毛管半徑，μm；δ為流體界面張力，N/cm2；θ為潤濕接觸角，(°)。

對于渤海SZ油田來說，δ=49.44 N/cm2，θ=-140°，代入式(2)，則有

(3)

將式(3)代入式(1)可得孔喉半徑rc為

(4)

根據T2譜與巖心壓汞曲線擬合結果，得出孔喉半徑rc和T2值之間的關系，n和m取值分別為0.002 5、-0.479 8。以1號巖心為例，注水速度為0.5 mL/min、注入體積為2 000 PV時，水驅前后核磁共振掃描結果見圖1，水驅前后巖心孔喉分布情況見圖2。

圖1 特高驅替倍數對弛豫時間的影響(1號巖心)

圖1縱坐標“信號強度”為巖心不同弛豫時間所占份額，較大孔隙對應弛豫時間較長，較小孔隙對應弛豫時間較短。由圖1可以看出，水驅前T2值范圍(2～10.35 ms)較為集中，信號強度只有一個峰，說明孔喉尺寸集中在一個較小范圍內;結合孔喉分布直方圖(圖2a)，半徑為0～1 μm的孔喉占24.04%，半徑為1～20 μm的孔喉占58.42%。水驅后T2譜仍只有一個峰，但T2值范圍已經擴大到2～102.34 ms，水驅后相對應孔喉半徑集中在10～45 μm(圖2b)，孔喉半徑均值也從水驅前的10.3 μm增大為水驅后的27.63 μm，孔喉半徑均值擴大了2.68倍。

圖2 水驅前后巖心孔喉分布圖(1號巖心)

在特高驅替倍數(2 000 PV)下，不同注水速度沖刷巖心后，孔喉半徑的擴大倍數見表4。由表4可以看出，在疏松砂巖地層中特高驅替倍數下，驅替速度越大，孔喉擴大倍數越大；對于0.5 mL/min驅替速度的1號巖心，水驅前孔喉最大尺寸為23～30 μm(占總體孔喉頻率的9%)，水驅后此孔喉范圍所占頻率達到35%，并且出現更大尺寸的孔喉(大于30 μm的孔喉占總體孔喉頻率的44%)。在1.5 mL/min驅替速度的4號巖心采出液中出現了明顯的固體顆粒即出砂，說明天然巖心的礦物顆粒、黏土成分等在高速沖刷下，出現了顆粒運移和黏土膨脹等現象，均質性被破壞，導致物性參數和微觀孔隙結構發生變化，形成大孔道，驅替過程中也更容易出現指進現象。

表4 渤海SZ油田巖心孔喉變化匯總表

2.2 驅替速度和倍數對采收率的影響

不同水驅速度下采收率隨驅替倍數變化結果如表5所示，可以看出,在驅替倍數達到500 PV之前，驅替速度越高，階段采收率越大；在500 PV之后，隨驅替速度增加，總采收率降低；在驅替倍數達到2 000 PV時，驅替速度為0.5、0.75、1.0和1.5 mL/min時采收率分別為74.4%、69.95%、68.85%和67.46%。分析認為，經過500 PV的長期注入水沖刷，天然巖心的膠結程度變得更為疏松，乃至松散;在500 PV之后，驅替速度越大，越容易出現顆粒運移，形成大孔道，甚至出砂，導致特高倍數下采收率隨驅替速度增大反而降低。

表5 不同驅替速度下采收率隨驅替倍數的變化

由于疏松砂巖的地質特性，驅替速度越大，注入水對地層沖刷強度也越大，地層孔喉尺寸越容易擴大，易形成大通道，造成水驅無效循環。對比不同驅替速度下驅替前后的巖心核磁共振成像(圖3)可以看出，隨著驅替速度的增大，剩余油多分布在兩側，說明在巖心中部形成了竄流通道，兩側原油難以動用。

以3號巖心為例，進一步分析固定驅替速度時驅替倍數對采收率的影響。圖4為驅替速度1 mL/min時，采收率、含水率和壓力隨驅替倍數的變化關系。由圖4和表5可以看出，當驅替至50 PV時，含水率達到99%，采收率為57.13%，驅替過程中壓力在0.12 MPa上下波動；隨著驅替進行，當驅替倍數達到500 PV時，含水率基本穩定，采收率提高了5.49個百分點，但驅替過程中壓力卻表現為整體持續明顯下降的特征，說明滲流阻力降低，出現了大孔道；繼續驅替,當驅替倍數達到1 000 PV時，采收率再次提高了近5個百分點，達到67.57%，提高了驅油效率，此過程中驅替壓力和含水較穩定；當驅替倍數達到2 000 PV時，采收率僅提高了1.28個百分點，而且此過程中驅替壓力開始出現明顯波動，在采出液中偶爾可見固體顆粒，說明天然巖心的礦物顆粒、黏土成分等在長期沖刷下，出現了顆粒運移和黏土膨脹等現象，均質性被破壞，孔隙結構顯著變化；繼續提高驅替倍數，達到3 000 PV后，采收率為70.44%，相比于2 000 PV時僅提高了1.59個百分點，且在采出液中出現較明顯的固體顆粒，說明在1 mL/min驅替速度下，繼續提高驅替倍數，出砂現象較嚴重，采收率增加幅度有限。實際礦場中，該階段油田已經處于特高含水期，海上平臺將面臨產出液處理的難題，經濟效益將大幅降低。

圖3 不同驅替速度下渤海SZ油田巖心核磁共振成像

圖4 采收率、壓力和含水率隨驅替倍數的變化關系

與陸地油田不同，對于海上疏松砂巖油藏，一方面受經濟性及平臺壽命限制，需在較短時間內盡可能獲得最大的采出程度和效益，需要較大的采液強度和采油速度；另一方面，實驗表明，由于砂巖膠結疏松，長期高速驅替易造成顆粒運移，導致出砂，影響最終采收率。此外平臺產出液處理能力有限，尤其是進入高含水后期和特高含水期之后，隨著產液量逐年增加，平臺負荷加劇，若不改造升級，往往也難以具備進一步大幅度提高采液強度的空間。因此，在實際油田礦場實踐中，必須同時考慮以上三方面的因素，兼顧采收率、采油速度和平臺壽命及產出液處理能力，綜合對驅替速度和驅替倍數分階段進行優化，盡可能提高注水開發效果。

3 結論

1) 對于疏松砂巖油藏，特高驅替倍數(2 000 PV)水驅沖刷后，孔喉明顯增大，且驅替速度越大，孔喉擴大倍數越大。當驅替速度由0.5 mL/min增大到1.5 mL/min后，核磁共振掃描實驗巖心表明其孔喉擴大倍數由2.68增加到3.18。

2) 室內巖心驅替結果表明，在驅替倍數<500 PV階段，驅替速度越高，階段采收率越大；驅替倍數>500 PV，隨驅替速度增加，總采收率有所降低；在驅替倍數達到2 000 PV后，隨著驅替倍數增加，采收率增加幅度有限。因此，注水開發后期(>500 PV)驅替速度不宜過大，同時驅替倍數達到2 000 PV后繼續注水對提高采收率效果不明顯。

3) 對于海上疏松砂巖油藏，需綜合考慮海上平臺壽命、產出液處理能力、砂巖膠結程度、采收率、經濟性等因素對驅替速度和驅替倍數分階段進行優化，提高注水開發效果。