用核磁共振技术研究高倍数水驱特征

吴雅丽，王成胜，阚 亮，敖文君，田津杰，付云川，孙 君

（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452）

1 核磁共振测试原理

在静态磁场中，物质本身的磁性核子会沿着静磁场的方向有序排列，而如果对静磁场施加一个交变电磁场，频率与物质本身的核子振动频率相同，这一类核子就会发生共振，这就是核磁共振现象，而且核子会按照新磁场的方向进行排列[1-5]。如果去掉这个外加的磁场，核子就会向静磁场的方向趋近，利用这个机制就可以探测这类核子的信息[6-10]。

1.1 弛豫机制

在石油科学领域，采用核磁共振的弛豫时间可以对岩心和流体进行一些物性分析。岩心是一种多孔介质，而多孔介质的流体有三种弛豫机制，分别是自由弛豫、表面弛豫和扩散弛豫。由于纵向弛豫时间T1测试周期较长，主要利用横向弛豫时间T2来进行物性分析。其中T2可表示为：

式中：T2b-自由弛豫引起的流体横向弛豫时间；T2s-表面弛豫引起的流体横向弛豫时间；T2d-扩散弛豫引起的流体横向弛豫时间。

一般情况下，在均匀磁场中，扩散弛豫引起的弛豫时间贡献较小，而自由弛豫时间较表面弛豫时间很大，故式（1）可简化为：

1.2 成像机制

当一个物体进入核磁共振信号的三维空间后，通过在横断面、冠状面和矢状面上对该物体施加线性梯度磁场，并根据不同位置的磁场强度的不同进行层面选择编码、相位编码和频率编码等，通过线性组合实现定位功能，进而实现截面断层成像，这就是核磁共振成像。根据切片位置不同，图像可分为矢状面图像、冠状面图像和横断面图像，示意图（见图1）。

图1 核磁共振成像切片示意图Fig.1 NMR slice diagram

2 实验部分

2.1 实验条件

（1）贝雷岩心模型，渗透率为2 000×10-3μm2，尺寸为ф2.5 cm×10 cm；天然岩心，渗透率为2 000×10-3μm2；

（2）实验用水：岩心饱和地层水和驱替用水采用室内配制的模拟水；

（3）实验用油：室内模拟油在60 ℃条件下黏度为15 mPa·s；

（4）实验温度：60 ℃；

（5）实验速度：1 mL/min。

2.2 实验方案（见表1）

3 实验结果及分析

3.1 驱油效率

天然岩心高倍数水驱驱油效率实验结果（见表2、图2）。由表2和图2可知，岩心A-1在驱替至30 PV时，残余油饱和度为29.11 %，驱油效率为58.82 %；当继续驱替至2 000 PV时，残余油饱和度为18.71 %，驱油效率为73.53 %；对比可知，驱替至2 000 PV时较30 PV残余油饱和度下降了10.4 %，驱油效率提高了14.71 %，在含水90 %以上时，仍有一大部分油被采出，这说明高倍数水驱条件下，驱油效率随着注入倍数的增加而增加，长期的水驱可以提高采收率。

3.2 核磁共振测试

在核磁共振测试参数相同的条件下，核磁共振信号量与样品中的水量成正相关的关系。通过对一组已知含水量的标准样品进行测试，拟合出一条水量与核磁共振信号量的关系曲线，将测试样品测得的信号量代入曲线方程中可以求出样品中的含水量，除以样品物理体积便得到样品孔隙度。核磁共振测试岩心孔隙度测量结果（见表3）。

实验各阶段含油饱和度和驱油效率数据（见表4）。T2谱测试结果（见图3）。对岩心进行成像切片分析，矢状面共切片5段，横断面共切片7段，实验测试各阶段成像图（见图4～图11）。

由表4和图3～图11可知，岩心由饱和油结束，到注入0.5 PV时，含油饱和度由69.84%下降到66.00%，此时采出程度为12.31 %。由图5可知，各矢状面切片方向流体推进较均匀，未发生明显的舌进现象，这是因为一维贝雷圆柱岩心整体均质性较强，由图9可看出，横断面第5个切片已见水线，故此时水驱前缘已推进至距入口端约1/3处。

表1 实验方案Tab.1 Experimental scheme

表2 天然岩心高倍数水驱驱油效率实验结果Tab.2 Experimental results of high multiple waterflooding efficiency of natural core

图2 天然岩心高倍数水驱驱油效率曲线Fig.2 Oil displacement efficiency curve of high multiple water drive in natural core

表3 岩心样品核磁孔隙度测量结果Tab.3 Nuclear magnetic porosity measurement results of core samples

表4 核磁驱油效率实验结果Tab.4 Experimental results of nuclear magnetic drive efficiency

图3 T2谱测试结果Fig.3 T2spectrum test results

图4 饱和油后矢状面切片图像Fig.4 Sagittal slice image of saturated oil

图5 注入0.5 PV后矢状面切片图像Fig.5 Sagittal slice image after 0.5 PV injection

图6 注入300 PV后矢状面切片图像Fig.6 Sagittal slice image after 300 PV injection

图7 注入2 000 PV后矢状面切片图像Fig.7 Sagittal slice image after 2 000 PV injection

图8 饱和油后横断面切片图像Fig.8 Cross section slice image after saturated oil

图9 注入0.5 PV后横断面切片图像Fig.9 Cross section slice image after injection of 0.5 PV

图10 注入300 PV后横断面切片图像Fig.10 Cross section slice image after injection of 300 PV

图11 注入2 000 PV后横断面切片图像Fig.11 Cross section slice image after injection of 2 000 PV

当注入量达到300 PV时，由图6和图10可看出，无论是矢状面还是横断面，岩心各部位都已进入高含水阶段，对比来说，靠近生产井的部位含油饱和度稍高，这是因为在一维均质岩心条件下，距离注入井越近，随着强水洗的进行，含水饱和度提升较大，而距离稍远的部位，含油饱和度相对高一些，此时岩心整体含油饱和度为32.53 %，驱油效率为53.42 %。

当注入量达到2 000 PV时，由图7和图11与图6和图10的对比可看出，岩心色彩的变化不明显，这是因为注入量达到300 PV后含水饱和度达到67.47 %，而注入量达到2 000 PV时，含水饱和度为72.77 %，含水饱和度仅上升了5.3 %，所以从成像的技术来看，色彩变化不明显。但实际采出程度由53.42 %上升到61.00 %，提升了7.58 %，这说明高含水期后，进行高倍数水驱仍会提高采收率。

4 结论

（1）高倍数水驱条件下，驱油效率随着注入倍数的增加而增加，长期的水驱可以提高采收率。

（2）岩心由饱和油结束到注入0.5 PV时，含油饱和度由69.84 %下降到66.00 %，各矢状面切片方向流体推进较均匀，未发生明显的舌进现象，这是因为一维贝雷圆柱岩心整体均质性较强。

（3）当注入量达到300 PV时，无论是矢状面还是横断面，岩心各部位都已进入高含水阶段，距离注入井越近，随着强水洗的进行，含水饱和度提升较大，而距离稍远的部位，含油饱和度相对高一些。