基于二维谱技术的低矿化度水驱孔隙动用规律*

陈文滨 姜汉桥 李俊键 常元昊 乔 岩 蒋 珊

(1.中国石油大学(北京)油气资源与工程国家重点实验室 北京 102249； 2.中国石油勘探开发研究院石油地质实验研究中心 北京 100083)

低矿化度水驱作为三次采油技术，与聚合物驱、二元复合驱等相比具有分子量小、注入压力低、经济方便等优势[1]，国外大量矿场试验也证实低矿化度水驱能够提高砂岩油藏采收率[2]。Tang等[3]系统阐述了低矿化度水提高采收率的基本原理，之后Lager等[4]和Yousef等[5]进一步揭示了低矿化度水与黏土矿物之间的离子反应、改变岩石润湿性等方面的提高采收率机理。目前，国内大多数油田已进入挖潜阶段，针对不同分布状态的剩余油进行有效挖潜是需要广泛探索的重要课题[6-9]。从油藏和地质角度来讲，剩余油分布状态常从微观孔隙尺度进行研究和描述[10-12]，但目前低矿化度水驱研究主要集中在油田化学领域，而在孔隙尺度上研究较少，技术缺乏是重要原因之一。本文引入最新的核磁共振二维谱(D-T2)技术，以鄂尔多斯盆地太原组砂岩岩心样品为例，定量研究了针对含黏土矿物砂岩储层进行低矿化度水驱的提高采收率效果和孔隙动用规律，为此类油藏应用低矿化度水驱技术提供借鉴。

1 核磁共振表征孔隙结构基本原理

H原子核磁矩由章动状态恢复至热平衡状态的时间为弛豫时间(T2)，H原子的弛豫时间是核磁共振谱研究的主要参数。在低场均匀磁场中测量时，流体横向弛豫时间表达式为

(1)

根据上述原理，国内外学者针对如何从核磁共振T2谱出发表征储层孔隙结构进行了大量的统计研究，主要有两种方法：伪毛管力方法和三孔隙度组分含量法。伪毛管力方法即通过建立弛豫时间与孔喉半径的转换关系式进行点对点转化，求取伪毛管力曲线，常用的关系式有Yakov等推导的线性关系式[14]以及王学武 等、李艳 等改进的幂函数关系式[15-16]；三孔隙度组分含量法即计算不同孔隙范围内的孔隙度组分含量，利用区间积分值评价孔隙系统[17-18]，通常取横向弛豫时间1～10 ms(小孔隙)、10～100 ms(中孔隙)、100～1 000 ms(大孔隙)将T2谱划分为3种孔隙类型。在此基础上，王振华 等通过实验证实三孔隙度组分含量法与常规压汞及铸体薄片分析数据具有较好的一致性[19]，说明了划分区间的科学性。

2 核磁共振二维谱测试技术

通过以上分析不难发现，使用一维核磁共振(T2谱)表征孔隙分布时，只能通过单相流体的弛豫时间分析孔隙结构，因此，当油水两相共存时，必须屏蔽其中一相的核磁信号[20]。常用方法有添加MnCl2屏蔽水相信号或使用氟油(氟氯碳油，不含氢)屏蔽油相信号，由于前者会对岩心造成污染，后者缺乏原油的必要物质，二者均无法应用于低矿化度水驱的研究。

最新的核磁共振二维谱技术为实现低矿化度水驱的研究提供了可能，该技术能同时得到包含流体弛豫时间T2和扩散系数D的二维图谱(D-T2谱，图1)[21]。在常温下，自由水理想扩散系数约为2.5×10-5cm2/s，而油的成分复杂，其扩散系数分布范围在10-7～10-5cm2/s之间，因此油水两相可以根据扩散系数的差异进行分离[22]，进而积分得到单相流体的T2谱。同时，将核磁共振D-T2谱信号值进行面积分计算(式2)，可以定量描述油水在不同大小孔隙中的分布。

图1 D -T2二维谱解释图[21]Fig.1 Interpretation map of D -T2 two-dimensional spectrum[21]

(2)

式(2)中：k为液体从信号值到体积的换算系数，根据油、水的体积标定得出，mL/单位信号值。

3 实验设计

3.1 实验材料

1) 地层水。

根据现场地层水取样，对其进行离子分析，地层水中包括Mg2+和Ca2+等离子，矿化度达到23 420 mg/L，具体离子组成见表1。

表1 地层水离子组成Table 1 Ion constituent of formation water

2) 低矿化度水。

通过梯度浓度的低矿化度水驱发现，其矿化度存在最优值，即矿化度为1 462 mg/L时预实验岩心提高采收率达到最大值，实验用低矿化度水离子组成见表2。

表2 实验用低矿化度水离子组成Table 2 Ion constituent of low salinity water for the experimet

3) 油样。

实验原油呈酸性，密度0.836 g/cm3，油藏温度77 ℃时黏度约23 mPa·s，对实验原油进行四组分分离测试，其结果为：饱和组分含量71.51%，芳香组分含量21.35%，胶质含量6.25%，沥青质含量0.89%。

4) 岩心。

对鄂尔多斯盆地太原组26块样品进行了X射线衍射分析，发现其黏土矿物总量在2.2%～5.7%，且以伊利石和高岭石为主，其中伊利石含量为75.3%(包括杂基成因和自生成因)，高岭石平均含量为22.4%，除此之外存在极少量的伊/蒙混层，其中蒙脱石含量平均仅为12.0%。对3块岩心进行了低矿化度水驱提高采收率对比实验，其中I、II号岩心为矿物组成相近的现场岩心，为弱水湿；III号岩心为根据前者矿物组成剔除黏土矿物后的人工配比岩心，用作对比实验(表3)。

表3 鄂尔多斯盆地太原组样品矿物成分含量Table 3 The mineral composition of the cores from Taiyuan Formation in the Ordos basin %

3.2 实验步骤

采取以下步骤进行实验:①油水二维谱标定；②岩心饱和地层水；③饱和原油，老化1周；④恒温箱模拟油藏温度77 ℃，以0.02 mL/min的速度进行驱替，第1阶段地层水驱替1 PV，第2阶段低矿化度水驱替至2.25 PV；⑤在饱和油、1 PV、2.25 PV时扫描岩心二维谱,并进行岩心润湿角测量。

4 实验结果及分析

4.1 提高采收率效果分析

如图2所示，对比分析3组实验的采收率曲线。第1阶段经地层水驱后，不含黏土矿物的III号岩心采出程度最高(为42.0%)，黏土矿物含量最高的I号岩心采出程度最低(仅为32.1%)，说明黏土矿物的存在使得岩心物性变差，原油采收率相对较低。同时，不含黏土矿物的III号岩心采收率上升最快，其油相采出主要集中在前期(0～0.5 PV)，水相突破后采油量急剧减少；而含黏土矿物的岩心在中后期(0.5～1 PV)仍有一定比例的油相被驱出，这说明黏土矿物在一定程度上会延缓水驱岩心的出油速度，同时也使储层具有更高的提高采收率潜力。

转注低矿化度水驱后，黏土矿物含量最高的I号岩心采收率提高最多(达6.9个百分点)，II号岩心采收率提高4.4个百分点，而III号岩心采收率提高仅为1.5个百分点。由此可见，对于含有黏土矿物的储层，低矿化度水驱技术效果更加明显。

图2 岩心采收率对比Fig.2 Comparison of cores’oil recovery

4.2 D-T2二维谱分析

图3为各阶段岩心油、水分布的D-T2谱，可以看出，含有黏土矿物的岩心(岩心I和岩心II)流体信号在弛豫时间轴上分布范围更大，而不含黏土矿物的岩心(岩心III)孔隙中油水分布相对集中，说明前者孔隙结构更加复杂，油水分布的孔隙直径差异更大。

分析岩心I和岩心II的二维谱可以看出，I号岩心小孔隙水相主要集中在扩散谱(纵轴D谱)下部，II号岩心集中于D谱上部，这是由于I号岩心含有更多的黏土矿物，使得小孔隙孔渗性变差[23]，限制水相信号扩散的程度更强所致；在岩心I和岩心II转注低矿化度水后，自由水信号扩散系数变小，说明其扩散性有减弱的趋势，这是水相润湿性增强的表现[24]。

对岩心I三个状态的润湿角进行测量(图4)，饱和油时岩心I表现为弱水湿，润湿角为83.303°，经地层水驱替冲刷后水湿性略有增加，润湿角减小了2.154°；而低矿化度水使得岩心I水湿性出现较大增强，润湿角减小7.681°，增幅是地层水驱增幅的3.6倍，由此可见，低矿化度水使岩心I水湿性增强的速度高于地层水。

同时，对比低矿化度水驱前后3块岩心油相的变化不难发现，转注低矿化度水后，岩心I和岩心II被驱出的油相主要来自于较小的含油孔隙当中，说明低矿化度水较地层水更易进入小孔隙，这是其挖潜含黏土矿物储层的重要原因，而水相润湿性的增强是造成这一现象的主要机理[25]。而III号岩心在低矿化度水驱后的油相信号向左偏移，说明低矿化度水进入了较大的含油孔隙中进一步驱替原油。 据此分析，III号岩心的主流通道为较小的含油孔隙，辅助渗流孔道为较大含油孔隙，由于主流孔道经过长时间冲刷，提高采收率潜力有限，而注入的低矿化度水进一步剥离了较大含油孔隙中的原油。

图3 各阶段岩心D -T2二维谱Fig.3 D -T2 two-dimensional spectrum at different stages of three cores

图4 岩心I润湿角测量图Fig.4 Wetting angle at different stages of core I

4.3 孔隙动用规律分析

根据扩散系数分离油水相信号后，进而可以提取水相T2谱，研究孔隙动用规律[26-27]，发现含黏土矿物与不含黏土矿物的岩心孔隙分布具有明显差异(图5)。其中，含黏土矿物的岩心孔隙更加复杂，大孔隙(弛豫时间为100～1 000 ms)、中孔隙(弛豫时间为10～100 ms)以及小孔隙(弛豫时间为1～10 ms)均有发育，而不含黏土矿物岩心主要发育大孔隙(弛豫时间为100～1 000 ms)和中孔隙(弛豫时间为10～100 ms)，即黏土矿物的存在会使储层的孔隙系统非均质性增强。

图5 3块岩心的核磁共振T2谱Fig.5 NMR T2 spectrum at different stages of three cores

在第1阶段地层水驱后，3块岩心不同孔隙含水量均有明显增加，但比较含黏土矿物的岩心I和岩心II的小孔隙可以发现，II号岩心中进入的地层水较I号岩心更多，说明II号岩心小孔隙的基础孔渗性好于I号岩心，这与D-T2二维谱中表现出的II号岩心小孔隙水相具有更大的扩散系数相吻合。

第2阶段转注低矿化度水驱后，I、II号岩心小孔隙中剩余油动用量占总增油量的比值分别为64.1%、47.6%。图6为岩心I、 II各阶段小孔隙进水量统计情况，可以看出：I号岩心的小孔隙进水量增加0.98个百分点孔隙度分量；II号岩心大、中、小孔隙的贡献较为均匀，其小孔隙剩余油驱出体量较I号岩心少，II号岩心的小孔隙进水量增加0.55个百分点孔隙度分量。而III号岩心增油主要来自于大孔隙剩余油，这是由于主流通道为中孔道并形成了优势通道，所以中孔道剩余油贡献较少。

图6 岩心I和岩心II各阶段小孔隙进水量统计分析Fig.6 Water volume in small pores at different stages of core I and core II

以上分析可以看出，含黏土矿物储层经地层水驱后，小孔隙中含有较多的剩余油，而使用低矿化度水驱时，低矿化度水能够进入这些小孔隙中进一步驱替或置换原油，这是其提高含黏土矿物储层采收率的重要原因，所以低矿化度水驱技术适用于小孔隙中剩余油较多的含黏土矿物储层，能够进一步提高其原油采收率。

5 结论

1) 核磁共振二维谱技术能够在扩散系数维度上识别多相流体，适合于低矿化度水驱的相关研究，能够获得更多的流体分布信息。

2) 低矿化度水驱技术对含黏土矿物的砂岩岩心具有较好的提高采收率效果，黏土矿物含量越高，效果越明显，因此黏土矿物的存在是低矿化度水驱提高砂岩储层采收率的重要前提。

3) 低矿化度水驱后，含黏土矿物岩心小孔隙中的含水量出现了较大增幅。对于小孔隙中分布较多剩余油的含黏土矿物砂岩储层，应用低矿化度水驱技术能够取得较好的提高采收率效果。

[1] 王平,姜瑞忠,王公昌,等.低矿化度水驱研究进展及展望[J].岩性油气藏,2012,24(2):106-110.

WANG Ping,JIANG Ruizhong,WANG Gongchang,et al.Research advance and prospect of low salinity water flooding[J].Lithologic Reservoirs,2012,24(2):106-110.

[2] 吴剑,常毓文,李嘉,等.低矿化度水驱技术增产机理与适用条件[J].西南石油大学学报(自然科学版),2015,37(5):145-151.

WU Jian,CHANG Yuwen,LI Jia,et al.Mechanisms of low salinity waterflooding enhanced oil recovery and its application[J].Journal of Southwest Petroleum University (Science &Technology Edition),2015,37(5):145-151.

[3] TANG Guoqing,MORROW N R.Influence of brine composition and fines migration on crude oil/brine/rock interactions and oil recovery[J].Journal of Petroleum Science & Engineering,1999,24(2):99-111.

[4] LAGER A,WEBB K J,COLLINS I R,et al.LoSal enhanced oil recovery:evidence of enhanced oil recovery at the reservoir scale[R].SPE 113976,2008.

[5] YOUSEF A A,AL-SALEH S,AL-JAWFI M.New recovery method for carbonate reservoirs through tuning the injection water salinity:Smart water flooding[R].SPE 143550,2011.

[6] 周锡生,任佳维,郭成,等.油田水驱精细挖潜措施经济效益评价方法[J].大庆石油地质与开发,2016,35(4):63-67.

ZHOU Xisheng,REN Jiawei,GUO Cheng,et al.Economic evaluating method of the fine potential-tapping measures for the waterflooded oilfield[J].Petroleum Geology & Oilfield Development in Daqing,2016,35(4):63-67.

[7] 葛丽珍,陈丹磬,杨庆红.利用核磁共振成像技术研究河流相非均质储层剩余油分布[J].中国海上油气,2014,26(2):51-54,60.

GE Lizhen,CHEN Danqing,YANG Qinghong.Researching on remaining oil distribution inheterogeneous fluvial reservoirs by MRI[J].China Offshore Oil and Gas,2014,26(2):51-54,60.

[8] 荣元帅,赵金洲,鲁新便,等.碳酸盐岩缝洞型油藏剩余油分布模式及挖潜对策[J].石油学报,2014,35(6):1138-1146.

RONG Yuanshuai,ZHAO Jinzhou,LU Xinbian,et al.Remaining oil distribution patterns and potential-tapping countermeasures in carbonate fracture-cavity reservoir[J].Acta Petrolei Sinica,2014,35(6):1138-1146.

[9] 邹信波,罗东红,许庆华,等.海上特高含水老油田挖潜策略与措施：以珠江口盆地陆丰凹陷LFD13-1油田为例[J].中国海上油气,2012,24(6):28-33，37.

ZOU Xinbo，LUO Donghong，XU Qinghua,et al.Some strategical measures to tap the potential in offshore mature oilfields with extra-high water cut:a case of LFD13-1 field in Lufeng depression,Pearl River Mouth basin[J].China Offshore Oil and Gas,2012,24(6):28-33，37.

[10] 姜汉桥,宋亮,张贤松,等.基于核磁共振的正韵律厚油层高含水期挖潜室内实验[J].中国海上油气,2014,26(6):40-43.

JIANG Hanqiao，SONG Liang，ZHANG Xiansong，et al.Laboratory NMR experiments on tapping the productionpotential of positive rhythmic and thick oil reservoirs in high water-cut stage[J].China Offshore Oil and Gas,2014,26(6):40-43.

[11] 侯健,邱茂鑫,陆努,等.采用CT技术研究岩心剩余油微观赋存状态[J].石油学报,2014,35(2):319-325.

HOU Jian,QIU Maoxin,LU Nu,et al.Characterization of residual oil micro distribution at pore scale using computerized tomography[J].Acta Petrolei Sinica,2014,35(2):319-325.

[12] 李振泉,侯健,曹绪龙,等.储层微观参数对剩余油分布影响的微观模拟研究[J].石油学报,2005,26(6):69-73.

LI Zhenquan,HOU Jian,CAO Xulong,et al.Microscopic simulation for influence of microscopic reservoir parameters on remaining oil distribution[J].Acta Petrolei Sinica,2005,26(6):69-73.

[13] 龚国波,孙伯勤,刘买利,等.岩心孔隙介质中流体的核磁共振弛豫[J].波谱学杂志,2006,23(3):379-395.

GONG Guobo,SUN Boqin,LIU Maili,et al.NMR relaxation of the fluid in rock porous media[J].Chinese Journal of Magnetic Resonance,2006,23(3):379-395.

[14] VOLOKITIN Y,LOOYESTIJN W J,SLIJKERMAN W F J,et al.A practical approach to obtain primary drainage capillary pressure curves from NMR core and log data[J].Petrophysics,2001,42(4):334-343.

[15] 王学武,杨正明,李海波,等.核磁共振研究低渗透储层孔隙结构方法[J].西南石油大学学报(自然科学版),2010,32(2):69-72.

WANG Xuewu,YANG Zhengming,LI Haibo,et al.Experimental study on pore structure of low permeability core with NMR spectra[J].Journal of Southwest Petroleum University (Science &Technology Edition),2010,32(2):69-72.

[16] 李艳,范宜仁,邓少贵,等.核磁共振岩心实验研究储层孔隙结构[J].勘探地球物理进展,2008，31(2):129-132.

LI Yan,FAN Yiren,DENG Shaogui,et al.Experimental study of pore structure with nuclear magnetic resonance[J].Progress in Exploration Geophysics,2008，31(2):129-132.

[17] LIU Z,ZHOU C,ZHANG L,et al.An innovative method to evaluate formation pore structure using NMR logging data[C].SPWLA，2007.

[18] ZHOU C,LIU Z,ZhANG L,et al.Applications of NMR logs to complex lithology interpretation of Ordos basin[C].Annual Logging Symposium,2007.

[19] 王振华,陈刚,李书恒,等.核磁共振岩心实验分析在低孔渗储层评价中的应用[J].石油实验地质,2014,36(6):773-779.

WANG Zhenhua,CHEN Gang,LI Shuheng,et al.Application of NMR core experimental analysis in evaluation of low-porosity and low-permeability sandstone reservoirs[J].Petroleum Geology & Experiment,2014,36(6):773-779.

[20] 王军,孟小海,王为民,等.微观剩余油核磁共振二维谱测试技术[J].石油实验地质,2015,37(5):654-659.

WANG Jun,MENG Xiaohai,WANG Weimin,et al.2D NMR distribution function for microscale remaining oil[J].Petroleum Geology & Experiment,2015,37(5):654-659.

[21] 顾兆斌,刘卫,孙佃庆,等.2D NMR技术在石油测井中的应用[J].波谱学杂志,2009,26(4):560-568.

GU Zhaobin,LIU Wei,SUN Dianqing,et al.Application of 2D NMR techniques in petroleum logging[J].Chinese Journal of Magnetic Resonance,2009,26(4):560-568.

[22] TAN M,ZOU Y,ZHOU C.A new inversion method for (T2,D)2D NMR logging and fluid typing[M].Pergamon Press,Inc.，2013.

[23] 赵晓东,杨少春,钟思瑛,等.注水开发油田粘土矿物变化及其对剩余油形成影响[J].矿物学报,2014,34(4):591-598.

ZHAO Xiaodong，YANG Shaochun，ZHONG Siying,et al.Distribution of clay minerals and their effect on the formation of remaining oil in a water injection oilfield：a case study of the Zhenwu oilfield in the northern Jiangsu basin[J].Acta Mineralogica Sinica,2014,34(4):591-598.

[24] 孟小海,姜志敏,史京生,等.二维核磁共振观测岩石润湿性[J].波谱学杂志,2012,29(2):190-200.

MENG Xiaohai,JIANG Zhimin,SHI Jingsheng,et al.Two-dimensional NMR spectroscopy for observing rock wettability[J].Chinese Journal of Magnetic Resonance,2012,29(2):190-200.

[25] DING H,RAHMAN S.Experimental and theoretical study of wettability alteration during low salinity water flooding-an state of the art review[J].Colloids & Surfaces A Physicochemical & Engineering Aspects,2017,(520):622-639.

[26] 白松涛,程道解,万金彬,等.砂岩岩石核磁共振T2谱定量表征[J].石油学报,2016,37(3):382-391，414.

BAI Songtao,CHENG Daojie,WAN Jinbin,et al.Quantitative characterization of sandstone NMR T2spectrum[J].Acta Petrolei Sinica,2016,37(3):382-391,414.

[27] 公言杰,柳少波,赵孟军,等.核磁共振与高压压汞实验联合表征致密油储层微观孔喉分布特征[J].石油实验地质,2016,38(3):389-394.

GONG Yanjie,LIU Shaobo,ZHAO Mengjun,et al.Characterization of micro pore throat radius distribution in tight oil reservoirs by NMR and high pressure mercury injection[J].Petroleum Geology & Experiment,2016,38(3):389-394.