基于核磁共振技術(shù)的大慶油田X6東區(qū)剩余油分布特征研究

劉 成，王 棟，柳雪青，李洋冰，馬立濤，尹彥君，白瑞婷，張 波，胡維強，陳建奇，馮家智

(1. 中海油能源發(fā)展股份有限公司 工程技術(shù)分公司，天津 300452； 2. 中海油能源發(fā)展股份有限公司 非常規(guī)勘探開發(fā)重點實驗室，天津 300452； 3. 中國石油西部鉆探地質(zhì)研究院，新疆 克拉瑪依 834000； 4. 中國礦業(yè)大學(北京) 地球科學與測繪工程學院，北京 100083；5. 大慶油田第四采油廠，黑龍江 大慶 163511)

0 引言

近年來，隨著石油開發(fā)的進程推進，儲層條件好、開采難度低的優(yōu)質(zhì)儲層可采儲量逐年降低，而低滲透性儲層中流體運移困難，采收率極低，容易造成資源浪費。隨著常規(guī)油藏進入后期開發(fā)階段，對可動用儲量的挖掘與研究成為各大老油田的重要工作[1-2]。主力油層挖潛及表外儲層的勘探與開發(fā)成為了重要的研究課題[3-5]。大慶油田X6東區(qū)發(fā)育I類油層(主力油層)和III類油層(非主力油層)，主要分布于薩爾圖油組和葡萄花油組。I類油層驅(qū)油效率最高可達90%，平均驅(qū)油效率在70%左右，具有一定的挖潛潛力；III類油層包括剩余油相對富集的獨立表外儲層和薄差儲層，成為區(qū)塊勘探開發(fā)的遠景目的層[4-5]，最低驅(qū)油效率為40%，最大驅(qū)油效率接近80%，平均驅(qū)油效率60%。

剩余油含量及其微觀分布特征是油田挖潛的重要依據(jù)。X6東區(qū)經(jīng)過多年開發(fā)，剩余油含量及其分布特征評價工作已經(jīng)迫在眉睫。常規(guī)的室內(nèi)水驅(qū)油實驗是油田驅(qū)油效率和剩余油評價的重要手段[3，6-8]，但是無法提供巖石中流體的分布特征。

核磁共振技術(shù)是常用且有效的儲層參數(shù)測試技術(shù)方法之一，具有一定的先進性[9-12]，其與常規(guī)水驅(qū)油實驗相結(jié)合，彌補了常規(guī)水驅(qū)油實驗無法表征流體分布狀態(tài)的不足，可以定量表征水驅(qū)油過程中油水分布特征和剩余油賦存規(guī)律[13-16]。該研究基于核磁共振技術(shù)，與常規(guī)水驅(qū)油實驗相結(jié)合，研究不同含油飽和度下油的分布規(guī)律以及不同孔隙類型對采收率的影響，從儲層微觀角度評價剩余油含量及其分布特征，為X6東區(qū)主力油層剩余油挖潛和非主力油層勘探開發(fā)提供依據(jù)。

1 核磁共振-驅(qū)替實驗

1.1 實驗基本參數(shù)及材料

實驗選取了大慶油田X6東區(qū)6塊砂巖巖心開展研究，巖心孔隙度為25.6%～34.1%，滲透率為612.9～3 252.7 mD，儲層物性條件好，樣品信息及水驅(qū)油實驗分析結(jié)果見表1。其中，5號樣品發(fā)育于主力油層河道砂體，表內(nèi)儲層發(fā)育且占比大，油層類型為I類，巖性為中粒巖屑長石砂巖；其余樣品發(fā)育于非主力油層河道砂體、內(nèi)前緣砂體、外前緣砂體，表外儲層厚度占比大，中薄差層發(fā)育，油層類型為III類，巖性為巖屑長石砂巖，以細粒砂巖為主，發(fā)育少量的中粒、極細粒砂巖。依據(jù)目的層地層水和原油黏度資料配制模擬地層水和模擬油，模擬地層水使用礦化度為3 000 mg/L標準鹽水和重水，經(jīng)0.4 μm濾膜過濾后使用，模擬油黏度為6.85 mPa·s。

表1 樣品信息及水驅(qū)油實驗分析結(jié)果

1.2 實驗設(shè)備

實驗設(shè)備包括常規(guī)水驅(qū)油實驗裝置(主要由恒速恒壓泵、巖心夾持器、壓力跟蹤泵油水計量裝置、恒溫箱和中間容器組成)和核磁共振儀等。其中，核磁共振儀型號為MesoMR23-040H-1，射頻脈沖最大頻率為23 MHz，最小回波間隔為0.12 ms；恒速恒壓泵型號為ISCO100DX，最大工作壓力70 MPa，流量為0.000 01～45 mL/min，驅(qū)替裝置最大工作壓力70 MPa，耐溫100 ℃。

1.3 實驗步驟

不同流體狀態(tài)核磁共振測量步驟與方法如下：

1)清洗樣品并烘干，使用孔隙度測定儀和滲透率測定儀分別測試其孔隙度、滲透率；

2)將樣品抽真空后用礦化度為3 000 mg/L的標準鹽水進行加壓飽和，并用MesoMR23-040H-1核磁共振儀測量飽和水狀態(tài)下的核磁共振T2譜；

3)使用礦化度為3 000 mg/L的重水驅(qū)替、浸泡巖心，屏蔽巖心中氫元素信號；

使用模擬油驅(qū)替巖心至束縛水狀態(tài)，并測試每塊巖心在不同含油狀態(tài)和束縛水狀態(tài)下的核磁共振T2譜。

2 實驗結(jié)果分析與討論

2.1 飽和水狀態(tài)下核磁共振分析結(jié)果

從核磁共振T2譜圖來看，1和5儲層物性好，飽和地層水狀態(tài)下核磁共振T2譜圖呈單峰態(tài)分布，其余4塊樣品飽和地層水狀態(tài)下核磁共振T2譜圖基本呈雙峰態(tài)分布，孔隙連通性與1和5對比表現(xiàn)較差，如圖1所示。

圖1 飽和模擬地層水狀態(tài)下核磁共振T2譜圖分布特征Fig.1 Distribution characteristics of NMR T2 spectra in saturated simulated groundwater state

束縛水含量相對較低，可動流體飽和度相對較高并與滲透率呈正相關(guān)的關(guān)系，X6東區(qū)砂巖巖心滲透率是影響水、油等可動流體分布特征的重要因素。

2.2 束縛水狀態(tài)下核磁共振分析結(jié)果

使用實驗模擬油驅(qū)替至束縛水狀態(tài)，含油飽和度為61.3%～74.9%，T2譜圖幾乎呈單峰形態(tài)，主要分布于T2弛豫時間大于10 ms的區(qū)間，如圖2所示。表明油分布的孔隙區(qū)間相對集中，流體間連通性較好，油驅(qū)水對小孔隙中的氫元素信號影響小，油體很難進入小孔隙中或吸附于礦物表面。從含油飽和度與物性參數(shù)之間的比較發(fā)現(xiàn)，巖心滲透率與束縛水下含油飽和度呈一定關(guān)系的正相關(guān)線性關(guān)系(如圖3所示)，但巖心孔隙度與束縛水下含油飽和度無明顯關(guān)系。

圖2 束縛水狀態(tài)下核磁共振T2譜圖分布特征Fig.2 Distribution characteristics of NMR T2 spectra in bound water state

圖3 束縛水條件下含油飽和度與巖心滲透率之關(guān)系圖Fig.3 Relationship between oil saturation and permeability under bound water conditions

巖心從飽和水狀態(tài)到束縛水飽和油狀態(tài)，核磁共振T2譜圖發(fā)生了明顯的變化，小孔隙中核磁信號明顯減少，大孔隙中核磁信號也呈現(xiàn)不同程度的下降，表明油主要分布于較大孔隙中。從譜圖的分布可以看出，滲透率越高，譜圖的主峰越偏右，整體信號消失時的T2弛豫時間越偏右，大孔隙越發(fā)育，孔隙分布更加集中，孔道分布非均質(zhì)性較強。

2.3 剩余油狀態(tài)下核磁共振分析結(jié)果

巖心被驅(qū)替至剩余油狀態(tài)下，含油飽和度為16.4%～29.9%，T2譜圖幾乎呈單峰形態(tài)，如圖4所示。與圖1相比較，各區(qū)間內(nèi)信號均有大幅度下降，但信號量減小量仍主要分布于T2弛豫時間大于10 ms的區(qū)間，表明被驅(qū)替出的流體相的分布空間以大孔隙為主。

圖4 剩余油狀態(tài)下核磁共振T2譜圖分布特征Fig.4 Distribution characteristics of NMR T2 spectra in residual oil state

從剩余油狀態(tài)下巖心核磁共振含油飽和度與物性參數(shù)之間的比較發(fā)現(xiàn)，剩余油飽和度與巖心滲透率呈一定的正相關(guān)線性關(guān)系，如圖5所示，與巖心孔隙度無關(guān)。之所以呈現(xiàn)剩余油飽和度與巖心滲透率呈正相關(guān)關(guān)系的現(xiàn)象，從束縛水狀態(tài)下核磁共振圖譜可以看出滲透率越高，譜圖越偏右，大孔道越發(fā)育且分布相對集中，孔道分布非均質(zhì)性較強，可能因為流體水注入后首先流動于大孔道，較小的流體難以流動，不易被波及[17]，因此較小孔道成為剩余油分布的主要空間，這也是形成高剩余油飽和度的主要原因。

圖5 剩余油飽和度與巖心滲透率耦合關(guān)系圖Fig.5 Coupling relationship between residual oil saturation and permeability

2.4 不同含油狀態(tài)下核磁分析結(jié)果

從束縛水含油飽和度與滲透率的耦合關(guān)系可知，二者呈正相關(guān)關(guān)系，剩余油飽和度隨滲透率的增大也呈增大趨勢(如圖3和圖5所示)。由驅(qū)油效率與巖石滲透率的耦合關(guān)系可知，巖石滲透率越大其驅(qū)油效率趨于減弱，如圖6所示。

圖6 驅(qū)油效率與巖心滲透率耦合關(guān)系圖Fig.6 Coupling relationship between displacement efficiency and permeability

由表1可知，樣品2和樣品4的巖石物性相對較差，但驅(qū)油效率較其他樣品而言明顯更高。分析可知，巖心剩余油飽和度與滲透率呈明顯正相關(guān)關(guān)系的原因可能是在滲透率較高的巖心中大孔道更加發(fā)育，注入水主要沿著較大的孔道流動，難以波及較小的孔道，這與核磁分析結(jié)果一致。

核磁共振T2弛豫信號強度是表征巖心孔隙大小的重要參數(shù)，T2弛豫時間與孔隙半徑可對應。通過T2弛豫譜圖可以間接反應巖心的孔隙類型，以10 ms為界限，T2弛豫時間大于10 ms的巖心孔隙主要為礦物粒間孔，T2小于10 ms的巖心孔隙有黏土礦物微孔[13]或礦物顆粒接觸部位的毛管孔隙。因此，核磁共振技術(shù)對巖心孔隙整體含油量和不同孔隙范圍內(nèi)的含油量大小的定量表征均具有非常好的應用效果。

由核磁共振儀與常規(guī)水驅(qū)油實驗的實驗結(jié)果分析可得到巖心含油飽和度以及驅(qū)替狀態(tài)不同時巖心的含油飽和度大小。結(jié)果表明，油主要分布在T2弛豫時間大于10 ms孔隙區(qū)間內(nèi)(見表2)，隨著滲透率的升高，T2大于10 ms孔隙區(qū)間內(nèi)含油飽和度顯著增加，二者呈顯著的線性正相關(guān)關(guān)系。

從束縛水狀態(tài)水驅(qū)至不出油狀態(tài)，隨著驅(qū)替倍數(shù)的增加，T2小于10 ms孔隙區(qū)間與T2大于10 ms孔隙區(qū)間信號均明顯下降，整體來說，水驅(qū)油實驗中，當驅(qū)替倍數(shù)達到3 PV時，巖心中含油狀態(tài)開始穩(wěn)定，至15 PV時，巖心中含油狀態(tài)基本穩(wěn)定，T2譜圖幾乎重疊，如圖7所示。

圖7 不同水驅(qū)狀態(tài)下巖心含油飽和度Fig.7 Oil saturation of cores under different water flooding conditions

從絕對采出程度的角度來說，T2弛豫時間大于10 ms孔隙區(qū)間內(nèi)絕對采出程度(為55.3%～69.1%，均值為62.1%)遠高于T2弛豫時間小于10 ms孔隙區(qū)間內(nèi)的絕對采出程度(為0～11.4%，均值為4.8%)(見表2)，表明大孔隙區(qū)間對驅(qū)油效率以及采出程度的貢獻要遠大于小孔隙。

表2 不同狀態(tài)下的含油飽和度

3 結(jié)語

1)飽和油飽和度為61.3%～74.9%，平均為69.7%，油主要分布于較大孔隙中，滲透率越高，核磁共振譜圖主峰越偏右，表明大孔道越發(fā)育，此時的大孔隙分布相對集中，孔道分布非均質(zhì)性較強。

2)水驅(qū)至15 PV時，巖心中含油狀態(tài)基本穩(wěn)定，剩余油飽和度為16.4%～29.9%，平均值為23.2%，且較大孔隙成為被驅(qū)替出油體的主要來源場所。

3)巖心中大孔道發(fā)育時，為流體流動提供良好的優(yōu)勢通道，注入流體會首先沿大孔道流動，而小孔道很難發(fā)生流動。剩余油分布在小孔道中是造成飽和度較高的重要原因。

4) 飽和油和剩余油飽和度測試結(jié)果表明，滲透率大小對可動流體的分布特征至關(guān)重要，比對大慶油田X6東區(qū)砂巖的開發(fā)現(xiàn)狀，表明開發(fā)主力層和非主力層均具有較好開發(fā)潛力。