基于核磁共振技术的火山岩油藏驱油特征试验研究——以XQ井区为例

张宗斌,邱子刚,米热尼沙·吐尔逊,华美瑞,刘德华,屈亚光,叶习文

1.中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院，新疆 克拉玛依 834000 2.长江大学石油工程学院，湖北 武汉 430100

火山岩油藏储层具有岩性种类繁多、孔隙结构复杂、非均质性强的特点[1-3]。新疆XQ井区油藏为典型火山岩中孔、低渗储层，开发后期开采难度大，制定合理注采技术方案，有利于提高油气采收率[4,5]。结合前人开发经验[6-8]发现，研究多采用物理模拟驱油试验，或者数值模拟方法分析不同驱油方式下的油藏采收情况，未能从微观尺度上分析不同驱替过程油水变化情况 。综合来看，对于利用核磁共振技术和物理模拟驱油试验，结合不同驱油方式，通过核磁共振横向弛豫时间(τ2)谱，从微观尺度动态分析驱油效率随流体注入量变化，以及观测不同驱油方式下不同孔隙油水赋存情况研究较少。为此，笔者以物理模拟方法为手段，利用核磁共振技术，直观分析不同驱油方式下油水赋存情况以及不同驱油方式下驱油速度和驱油效率变化规律，探索不同驱油方式下油气采收特征。

1 试验原理

核磁共振技术被广泛应用于低渗透致密储层试验评价各个方面[9-11]。如果原子核系统在受到一个不同方向的电磁场作用，磁化强度就会偏离原来的平衡位置，产生与原磁场方向垂直的横向磁化强度，同时与原磁场平行的纵向磁化强度也将减小。当这个电磁场去掉之后，核系统的不平衡状态并不能维持下去，而要向平衡状态恢复。原子核从激化的状态恢复到平衡排列状态的过程叫弛豫过程[12]，这个过程遵循指数变化规律，其时间常数称为弛豫时间[12]。τ1(纵向弛豫时间)、τ2分别为核磁化强度纵向分量和横向分量恢复过程的时间常数。τ2是能够反映岩石孔隙结构变化的参量，当采用短核磁共振回波时间参数且孔隙只检测单一流体时，τ2与孔隙尺寸呈正比[13]：

(1)

τ2分布图实际上反映了孔隙尺寸的分布：孔隙小，则τ2小；孔隙大，则τ2大。在进行驱油试验时，事先利用试验油样进行定标，利用最小二乘法对测得的岩心含油量和核磁峰面积进行拟合，可以得到油量与信号量的标准无量纲关系。

根据前人经验[14]，依据横向弛豫时间不同，可将岩心对应不同半径孔隙分为小孔隙、中孔隙、大孔隙，结果见表1。

表1 不同类别孔隙对应的τ2和孔隙半径

2 试验样品及测试流程

2.1 试验材料及设备

试验岩心取自新疆XQ井区石炭系储层，岩性为安山质火山角砾岩，考虑不同驱油方式下岩心孔隙度和渗透率对于驱油效率有一定影响，结合试验仪器对于样品的物性要求，从21块岩心中优选出4块岩心，岩样具体物性见表2。试验条件：地层压力27MPa，温度60.7℃；试验用油数据来自井区地面原油，密度0.851g/cm3，黏度10.5mPa·s，配制模拟油(必须新鲜，防止氧化)。试验用水作无H+处理，即选择去H+水。根据该次试验条件，试验用CO2在混相压力下注入(通过细管试验模拟油最小混相压力为24.65MPa，见图1)。预处理加压仪器：HX-Ⅱ型真空加压饱和仪；驱替饱和油仪器：40MPa夹持器、双缸泵(HX-Ⅰ型环压跟踪泵)；驱替试验使用仪器：MacroMR12-150H-I大尺寸核磁共振高温高压成像分析仪，纽迈分析仪器股份有限公司生产，共振频率12.798MHz，磁体强度0.3T，驱替线圈直径为100mm，允许驱替样品直径规格25mm，磁体温度为32℃。

表2 驱油核磁共振岩心物性表

图1 地层原油注CO2最小混相压力试验结果Fig.1 Experimental results of minimum miscibility pressure of formation crude oil injected with CO2

图2 岩样核磁共振试验测量示意图 Fig.2 Schematic diagram of nuclear magnetic resonance measurement of rock samples

2.2 试验步骤

试验过程按照《岩心分析方法》(SY/T 5336—2006)[15]和《岩样核磁共振参数实验室测量规范》(SY/T 6490—2016)[16]严格执行。具体试验流程如下：

1)将岩样置于60℃的烘箱中，烘24h，使用电子天平称取各岩心样品质量，记录为烘干样质量；测量岩心长度、直径、孔隙度等常规物性参数。

2)在地层温度、压力条件下油驱水过程饱和油水，含油饱和度54%。

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3)进行τ2谱测试，记录测试饱和后的油水分布。

4)注入液态CO2或去H+水，CO2注入速度0.05mL/min，去H+水注入速度0.01mL/min。

5)每隔2min记录产出油量数据，分别在注入0.1、0.2、0.3、0.4、0.5PV数时进行核磁测试，分析在注入不同PV数时岩心不同孔隙内的油水分布情况。

6)将τ2谱曲线进行计算转换，转换为不同注入体积下油水在不同孔隙内的分布数据。

7)更换试验岩心，更换注入流体,重复步骤2)～6)开展水驱试验。

3 试验结果及分析

3.1 驱油过程τ2谱对比分析

核磁共振测试只能检测到模拟油中氢核信号，可认为饱和水状态下τ2谱为岩心孔隙分布图。随着注入岩心中流体PV数增加，岩心中模拟油被不断驱替出来，表现在τ2谱特征为随着PV数逐渐增大，τ2谱线逐渐下降，2条谱线之间面积差值即为驱出模拟油体积，通过分析饱和油状态、不同PV数以及最终状态对应τ2谱线特征，可得到岩心孔隙含油量变化特征。

CO2驱油试验时，40#岩心τ2谱总体上表现为三峰特征，分析饱和状态下τ2谱(见图3(a))可知，原油在小、中、大孔隙中体积分别为0.5667、0.0139、0.0002mL，分别占整个岩心总孔隙体积的97.56%、2.40%、0.04%，最终状态下小、中、大孔隙中原油量分别为0.4275、0、0.0044mL，即小、中、大孔隙中采出油体积分别为0.1392、0.0139、-0.0019mL，总体采收率为26.33%；41#岩心τ2谱表现为双峰特征，分析饱和状态下τ2谱(见图3(b))可知，原油在小、中、大孔隙中体积分别为1.5679、0.1280、0.0112mL，分别占整个岩心总孔隙体积的91.84%、7.50%、0.66%，最终状态下小、中、大孔隙中原油量分别为1.126、0、0mL，即小、中、大孔隙中采出油体积分别为0.4419、0.1280、0.0112mL，总体采收率为33.04%。

图3 不同岩心不同驱油方式时的τ2谱变化图Fig.3 The change map of τ2 spectra of different cores with different oil displacement modes

水驱油试验时，1#岩心τ2谱表现为双峰特征，分析饱和状态下τ2谱(见图3(c))可知，原油在小、中、大孔隙中体积分别为3.8670、0.1733、0.0010mL，分别占整个岩心总孔隙体积的95.69%、4.29%、0.02%，最终状态下小、中、大孔隙中原油量分别为2.1086、0、0mL，即小、中、大孔隙中采出油体积分别为1.7584、0.1733、0.0010mL，总体采收率为47.82%。

通过CO2驱和水驱试验过程中τ2谱变化特征可知，试验岩心孔隙构成主要为小孔隙，少量为中孔隙和大孔隙，油相主要分布在小孔隙区域，小孔隙为主要产油贡献区。随着注入PV数不断增大，τ2谱有逐渐左移的趋势，这说明在驱油过程中，注入流体先是将大孔隙中原油置换出来，然后小孔隙和中孔隙内原油进入大孔隙之中，最后小孔隙中原油才被驱替出来。总体来看，该区块岩心水驱方式采收率(46.27%)高于CO2驱总体采收率(33.88%)，也即是水驱较CO2驱原油动用程度高。

3.2 不同驱油方式下岩心孔隙油水分布情况

通过分析驱替过程中岩心孔隙内油水分布特征，可以明确不同驱油方式下不同孔隙的主要采油贡献区域和油水流动优势通道，能够为油田针对不同尺度孔隙采取相应措施提高原油采收率提供一定的理论依据。

通过图4可以看出，不管是CO2驱还是水驱，岩心孔隙内油水分布规律大致相同。总体上来看，驱替作用主要发生在孔隙半径0.02～2μm的小孔隙区域，小孔隙在整个驱油过程中占有优势地位。总体上来看，随着注入流体PV数不断增大，孔隙内含油量逐渐减小，且孔隙半径0.02～2μm(小孔隙)中含油量变化较大。

图4 不同岩心不同驱油方式下不同孔隙半径对应的含油量变化图Fig.4 The change chart of oil content of different pore radius of different cores under different oil displacement modes

分析CO2驱和水驱2种驱替方式差异点，虽然2种驱替方式主要发生场所都在小孔隙区域，但具体的采油贡献区还是有细微的差别。CO2驱油过程中，孔隙半径0.02～1μm和1～2μm孔隙中含油量下降明显， 41#岩心孔隙半径0.2～1μm孔隙含油量甚至有小幅上升(见图4(b))，依据CO2驱油机理， 将CO2注入小孔隙后，部分原油被驱替或萃取，但进入更大孔隙后，由于是气液两相，气体流动不能很好地进行活塞驱，气体流动阻力小于油相，导致在0.2～1μm孔隙中油相滞留，油相饱和度有所上升；对比水驱油岩心1#和9#，不同孔隙的油水驱过程中均有油被驱替出来，孔隙半径0.02～1μm孔隙中含油量下降明显(见图4(c)、图4(d))

3.3 不同驱油方式下驱油效率对比

整理相同驱替倍数下不同驱油方式对应驱油效率(见图5)，对于明确采用何种采油方式进行生产具有一定的参考意义。

图5 不同岩心不同驱油方式下的驱油效率Fig.5 Oil displacement efficiency of different cores under different oil displacement methods

CO2驱油过程中，总体上岩心驱油效率随着注入流体PV数增大而上升。40#岩心在注入0.1PV时驱油效率上升幅度最大，为13.85%，在注入0.2PV时驱油效率达到18.7%，占最终驱油效率的71.18%，注入0.2PV之后驱油效率上升幅度变缓，最终驱油效率为26.03%；41#岩心在注入前0.2PV时驱油效率上升幅度最大，0.1PV时驱油效率为12.23%，0.2PV时驱油效率为24.46%，最终驱油效率71.86%，注入0.2PV以后，驱油效率上升幅度变缓，最终驱油效率为34.04%。

水驱油过程中，总体上岩心驱油效率也是随注入PV数增大而逐渐上升。1#岩心和9#岩心在注入0.3PV时上升幅度最大，此时1#岩心驱油效率为34.05%，占总驱油效率的71.20%，最终驱油效率为47.82%；9#岩心驱油效率为35.54%，占总驱油效率的76.81%，最终驱油效率为46.27%。

对比2种驱油方式的驱油效率(见表3)，可以看出岩心驱替作用主要发生在驱替初期流体注入量为0～0.3PV时期，特别是CO2驱在流体注入初期采收率急剧上升，驱替初期采收率在总采收率中的占比高；相对而言，水驱在整个驱替过程中采收率变化较为平缓，呈稳步上升趋势。

表3 不同岩心不同驱油方式下驱替效率

分析影响2种注采方式采收率变化和最终采收率大小的因素，首先是岩心物性参数的影响，40#岩心与9#岩心渗透率基本相同，40#岩心孔隙度远小于9#岩心，40#岩心的采收率也小于9#岩心的采收率，41#岩心与1#岩心孔隙度基本相同，41#岩心渗透率小于1#岩心，41#岩心采收率小于1#岩心采收率，所以在一定程度上孔隙度和渗透率的大小与岩心的采收率呈正比关系；其次，由于CO2为气体，扩散速率快，所以在流体注入初期，CO2驱采收率较水驱采收率上升幅度明显。

总体来看，该区块油藏2种开发方式的采收率都比较低，采用注水开发方式采收率高于注CO2开发。在实际生产开发过程中，可通过提高开采初期注入压力和注入量的方法来提高采收率，节省时间的同时提高经济效益。

4 结论

1)该区块火山岩油藏原油主要赋存于小孔隙区域，同时小孔隙也是主要采油贡献区域。

2)注CO2和注水开发最终采收率差异较大，注CO2开发最终采收率分别为26.03%和34.04%，注水开发最终采收率分别为47.82%和46.27%，注水开发方式优于注CO2开发，不同于常规砂岩油藏认识，建议采用注水驱油方式。岩石物性参数孔隙度与渗透率对于原油采收率有一定的影响，呈正线性关系，实际生产时应结合现场具体情况选取合适的注采方案。

3)驱替采油作用主要发生在流体注入量0～0.3PV时期，CO2驱较水驱在流体注入初期采收率上升幅度明显，在制定实际开发方案时，可通过提高开采初期流体注入压力和注入量来提高初始阶段采出程度，提高经济效益。