基于核磁共振的复杂断块油藏微观动用均衡程度实验

马康，姜汉桥，李俊键，方文超，张振涛，郭亮

（中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室，北京 102249）

基于核磁共振的复杂断块油藏微观动用均衡程度实验

马康，姜汉桥，李俊键，方文超，张振涛，郭亮

（中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室，北京 102249）

目前胜利油田复杂断块油藏已进入高含水开发阶段，由于断块油藏特殊的地质构造特征，在不同构造部位的剩余油动用难度差异较大。为探究高含水期复杂断块油藏微观不均衡动用规律，利用三维胶结物理模型，结合核磁共振技术，研究断块油藏不同构造部位微观孔隙剩余油分布特征。结果表明：不同构造部位大中孔隙驱替程度高，动用程度差异较小，小孔隙中驱替程度较低且分布差异性大；在同一构造部位大、中、小孔隙的原油动用程度差别较大，顶部的差别最大，从微观孔隙的角度来看，顶部的动用不均衡程度最明显。从不同构造部位以及不同孔隙级别2个角度，综合评价断块油藏的开发潜力，为断块油藏剩余油的进一步挖潜提供方向。

断块油藏；微观动用均衡程度；核磁共振

0 引言

复杂断块油藏在胜利油田分布范围广，产量贡献大，具有重要地位。目前复杂断块油藏整体已进入特高含水期，但整体采收率仅为30.3%。室内实验、矿场密闭取心及国内外开发实践研究表明，断块油藏仍有较大幅度提高油藏采收率的潜力。但特高含水期复杂断块油藏剩余油分布差异大，稳产难度越来越大。断块油藏一般具有断层构造复杂、地层倾角大的特点，在高含水期，由于地质和开发因素的共同影响，断块油藏不同构造部位动用程度差异较大，剩余油分布关系复杂，平面上被多因素复杂化的剩余油动用难度大，尽管已采取多种增储上产措施，但目前提高采收率面临的困难越来越大［1-9］。

本文对驱替至高含水期的三维物理模型进行钻孔取心，利用核磁共振技术，分析不同构造部位、不同大小级别的孔隙动用程度的差异。从微观孔隙的角度研究不同构造部位动用程度的差异性，以及同一构造部位不同大小级别的孔隙动用程度的差异，明确剩余油的富集区域，为油田的稳产增产提出合理化的建议。

1 实验设计

1.1 人造三维胶结物理模型

在模型设计中考虑胜利油田典型的断块油藏地质及开发特征，利用平板模型模拟断块油藏的开发情况，根据平板模型的实验设计准则，设计封闭条件下的三维胶结物理模型，主要的相似参数可分为几何参数、流体参数、生产动态参数等［10-13］。物理模型参数及实验条件如表1所示。

表1 利用相似准则设计的实验模型参数

模型设计如图1所示。该模型采用沙砾充填，渗透率为650×10-3μm2，模型厚度为4.5cm，四周通过环氧树脂胶结，模型中包含中间1口注入井和6口生产井，模拟七点井网的部署特征。

图1 三维物理模型设计

1.2 实验方案

1）对模型饱和水，由于后期需要进行核磁共振测试，采用质量浓度为30 g/L的MnCl2溶液进行饱和，直到模型压力达到0.5 MPa，记录饱和的水量作为模型的孔隙体积。利用交替注水耦合的方式进行油驱水操作，使模型中的水达到束缚水条件，且保证模型中油水分布的均衡性，饱和完成的模型含油饱和度为73%。模型饱和油完成后，将模型倾斜10°，静置2 d。

2）按照七点井网部署进行水驱油实验，驱替至模型含水率达到98%。由于核磁共振测试需要，驱替过程中也采用MnCl2溶液进行驱替，保持注采比为1.0∶1.1。

3）在高含水条件下，在模型的不同构造部位钻孔取心。

4）对不同构造部位钻取的岩心进行核磁共振测试，得到不同大小级别的孔隙动用情况。

2 实验结果及分析

2.1 模型生产动态

利用注采动态数据分析模型的综合含水率随注入体积的变化情况，从图2中可以看出，在实验过程中模型见水时间较快，见水后含水率快速上升，含水率达到95%时采出程度为63.7%。实验中可以观察到，不同构造部位的井，见水时间差异较大，位于构造底部的井点⑤率先见水，其次是腰部的井点④，处于构造高部位的井点③最后见水。见水时间的差异性是导致平面不均衡驱替的因素之一。

图2 模型生产动态

2.2 微观孔隙不均衡动用规律

2.2.1 核磁共振孔隙动用程度测试原理

核磁共振T2弛豫时间能够反映岩心中的孔喉半径的分布，其原理是岩心中赋存于较大孔隙中的可动流体受岩石孔隙固体表面的作用力弱，流动性好，弛豫时间长，在小孔隙中的流体的性质则与之相反，利用这一性质可以区分岩心中的孔隙结构分布［14-18］。

在某一区间内的T2值与横坐标所形成的包络面积与总包络面积的比值，即为岩心中对应此T2值区间内的孔隙所占总孔隙的比例。对泥质砂岩岩样来说，T2谱线所反映的孔喉类别主要有束缚水孔隙（包括黏土束缚水孔隙、毛细管束缚水孔隙）和可动流体孔隙2类。因此在核磁共振测量中，可通过设定T2截止时间来划分孔隙类型，小于该值的T2分布累加为束缚水孔隙体积，大于该值的T2分布累加为可动流体孔隙体积。国内普遍采用将1 ms作为小孔隙/中孔隙的截断值，而将10 ms作为中孔隙/大孔隙的截断值。

2.2.2 不同构造部位核磁共振曲线分析

七点井网条件下驱替至含水率达到98%后，在平板模型不同区域（顶部、腰部、底部）钻取岩心，如图3所示。对不同区域内钻取的岩心测核磁共振曲线，明确孔隙中的动用情况，不同部位的岩心核磁共振曲线如图4所示。

图3 模型钻孔位置

图4 不同部位的核磁共振T2谱

从实验测得T2谱可以看出，原油在小孔隙中的信号幅度远远大于大孔隙中的信号幅度，说明大孔隙中的油比小孔隙中的油少。即经过驱替后平板的各部位大孔隙中的油首先得到动用，小孔隙中还存在较大潜力，且不同构造部位大孔隙中的剩余油数量基本接近。

从图5中得到不同构造部位的孔隙动用情况为从构造顶部到底部（顶部1、腰部3、底部6）小孔隙中油的含量逐渐减少。主要是因为平板底部的水驱程度较高，顶部的水驱程度较低。由于中、大孔隙中的油较容易动用，因此不同构造部位大孔隙中的油数量接近，中、大孔隙中原油的动用程度差别不大。

底部构造区域不同位置的孔隙动用情况：在边部夹角位置（底部5、底部8），小孔隙中的动用程度相对较低，在井网控制区域内（底部7）动用程度最大，底部构造区域内，中、大孔隙中的动用水平相当。

图5 不同部位核磁共振曲线对比

2.2.3 不同大小级别孔隙中动用程度分析

根据核磁共振曲线中孔隙大小级别的划分规律，将每一条核磁共振曲线的T2值划分为大、中、小3个级别所占比例，利用插值的方法可以间接得到模型中各个孔隙级别中的剩余油饱和度分布，进而分析高含水后期孔隙内的潜力构成情况。

注入水在重力的作用下，容易波及到模型的底部，不同孔隙级别的剩余油分布中底部的动用程度高，顶部的动用程度低。从图6中可以得到：小孔隙中含油饱和度0.100～0.180，驱替程度较低，分布差异性大；中孔隙中含油饱和度0.090～0.110，驱替程度较大，分布差异性较小；大孔隙中含油饱和度0.045～0.047，驱替程度大，分布差异性小。

图6 不同大小级别孔隙中含油饱和度分布

按照核磁共振孔隙的孔隙级别以及模型的构造部位对模型进行划分，分别研究不同构造部位大、中、小孔隙中的含油饱和度分布情况，如图7所示。

图7 不同部位不同级别孔隙中含油饱和度对比

高含水期剩余油潜力主要集中在小孔隙中，其中构造顶部的潜力较大。不同构造部位，大、中、小孔隙的原油动用程度差别较大。顶部的差别最大，腰部次之，底部差别较小。因此从微观孔隙动用的角度，顶部的不均衡最明显。

需要说明的是，利用核磁共振得出大、中、小孔隙度中的含油饱和度不代表实际的储层中的含油饱和度。本文的含油饱和度分布范围值仅反映了不同大小级别的孔隙饱和度的相对关系，实际储层剩余油饱和度要比实验所得的值大得多，仍存在较高的可采价值。

3 结论

1）原油在小孔隙中的信号幅度远远大于大孔隙中的信号幅度，驱替达到高含水期平板不同构造部位大孔隙中的油首先得到动用，小孔隙中还存在较大潜力。

2）不同构造部位小孔隙动用程度差异较大，从构造顶部到底部小孔隙中油的含量逐渐减少；不同构造部位中、大孔隙中油的含量接近，原油的动用程度差别不大。

3）利用核磁共振曲线得到不同大小级别的孔隙中饱和度的分布情况，高含水期剩余油潜力主要集中在小孔隙中，其中构造顶部的潜力较大。从微观孔隙动用的角度，顶部的大、中、小孔隙的原油动用程度差别较大，顶部的不均衡最明显。

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（编辑 孙薇）

Experimental study on micro balanced development of complex fault-block reservoirs based on nuclear magnetic resonance

MA Kang,JIANG Hanqiao,LI Junjian,FANG Wenchao,ZHANG Zhentao,GUO Liang
(MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering,China University of Petroleum,Beijing 102249,China)

Nowadays,the complex fault-block reservoir in Shengli Oilfield is at high water cut development stage.With the special characteristics of geological structure for fault-block oil reservoir,the difficulty of the development of remaining oil is various for different structural positions.In order to explore the regulation of imbalanced development from micro view for fault-block reservoirs at high water-cut stage,the remaining oil distribution in the micro-pore for different structural positions of fault-block reservoir with a combination of 3D artificial consolidated physical models and nuclear magnetic resonance is studied in this paper.The results show that,for different structural positions,large and medium pores have good displacement and little difference in development while displacement of small pores is bad and development of them shows large deviation;for the same structural position,there is a great difference on the development of oil among large,medium and small pores,and the difference at the top is the greatest.The development of oil at the top is the most imbalanced from the micro-pore view.Comprehensive evaluation of development potential for fault-block reservoirs from different structure positions and different pore levels are analyzed,which provides a further reference for the following development of remaining oil for fault-block reservoirs.

fault-block reservoir;micro balanced development;nuclear magnetic resonance

国家重大科技专项专题“气驱辅助水驱机理及技术政策界限研究”（2016ZX05011002-002）

TE347

A

10.6056/dkyqt201606012

2016-04-11；改回日期：2016-09-02。

马康，男，1991年生，在读博士研究生，从事油气田开发理论与提高采收率方面的研究。E-mail：makangchina@hotmail. com。

马康，姜汉桥，李俊键，等.基于核磁共振的复杂断块油藏微观动用均衡程度实验［J］.断块油气田，2016，23（6）：745-748.

MA Kang，JIANG Hanqiao，LI Junjian，et al.Experimental study on micro development equilibrium of complex fault block reservoirs based on nuclear magnetic resonance［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2016，23（6）：745-748.