基于核磁共振技术的大庆油田X6东区剩余油分布特征研究

刘 成，王 栋，柳雪青，李洋冰，马立涛，尹彦君，白瑞婷，张 波，胡维强，陈建奇，冯家智

(1. 中海油能源发展股份有限公司 工程技术分公司，天津 300452； 2. 中海油能源发展股份有限公司 非常规勘探开发重点实验室，天津 300452； 3. 中国石油西部钻探地质研究院，新疆 克拉玛依 834000； 4. 中国矿业大学(北京) 地球科学与测绘工程学院，北京 100083；5. 大庆油田第四采油厂，黑龙江 大庆 163511)

0 引言

近年来，随着石油开发的进程推进，储层条件好、开采难度低的优质储层可采储量逐年降低，而低渗透性储层中流体运移困难，采收率极低，容易造成资源浪费。随着常规油藏进入后期开发阶段，对可动用储量的挖掘与研究成为各大老油田的重要工作[1-2]。主力油层挖潜及表外储层的勘探与开发成为了重要的研究课题[3-5]。大庆油田X6东区发育I类油层(主力油层)和III类油层(非主力油层)，主要分布于萨尔图油组和葡萄花油组。I类油层驱油效率最高可达90%，平均驱油效率在70%左右，具有一定的挖潜潜力；III类油层包括剩余油相对富集的独立表外储层和薄差储层，成为区块勘探开发的远景目的层[4-5]，最低驱油效率为40%，最大驱油效率接近80%，平均驱油效率60%。

剩余油含量及其微观分布特征是油田挖潜的重要依据。X6东区经过多年开发，剩余油含量及其分布特征评价工作已经迫在眉睫。常规的室内水驱油实验是油田驱油效率和剩余油评价的重要手段[3，6-8]，但是无法提供岩石中流体的分布特征。

核磁共振技术是常用且有效的储层参数测试技术方法之一，具有一定的先进性[9-12]，其与常规水驱油实验相结合，弥补了常规水驱油实验无法表征流体分布状态的不足，可以定量表征水驱油过程中油水分布特征和剩余油赋存规律[13-16]。该研究基于核磁共振技术，与常规水驱油实验相结合，研究不同含油饱和度下油的分布规律以及不同孔隙类型对采收率的影响，从储层微观角度评价剩余油含量及其分布特征，为X6东区主力油层剩余油挖潜和非主力油层勘探开发提供依据。

1 核磁共振-驱替实验

1.1 实验基本参数及材料

实验选取了大庆油田X6东区6块砂岩岩心开展研究，岩心孔隙度为25.6%～34.1%，渗透率为612.9～3 252.7 mD，储层物性条件好，样品信息及水驱油实验分析结果见表1。其中，5号样品发育于主力油层河道砂体，表内储层发育且占比大，油层类型为I类，岩性为中粒岩屑长石砂岩；其余样品发育于非主力油层河道砂体、内前缘砂体、外前缘砂体，表外储层厚度占比大，中薄差层发育，油层类型为III类，岩性为岩屑长石砂岩，以细粒砂岩为主，发育少量的中粒、极细粒砂岩。依据目的层地层水和原油黏度资料配制模拟地层水和模拟油，模拟地层水使用矿化度为3 000 mg/L标准盐水和重水，经0.4 μm滤膜过滤后使用，模拟油黏度为6.85 mPa·s。

表1 样品信息及水驱油实验分析结果

1.2 实验设备

实验设备包括常规水驱油实验装置(主要由恒速恒压泵、岩心夹持器、压力跟踪泵油水计量装置、恒温箱和中间容器组成)和核磁共振仪等。其中，核磁共振仪型号为MesoMR23-040H-1，射频脉冲最大频率为23 MHz，最小回波间隔为0.12 ms；恒速恒压泵型号为ISCO100DX，最大工作压力70 MPa，流量为0.000 01～45 mL/min，驱替装置最大工作压力70 MPa，耐温100 ℃。

1.3 实验步骤

不同流体状态核磁共振测量步骤与方法如下：

1)清洗样品并烘干，使用孔隙度测定仪和渗透率测定仪分别测试其孔隙度、渗透率；

2)将样品抽真空后用矿化度为3 000 mg/L的标准盐水进行加压饱和，并用MesoMR23-040H-1核磁共振仪测量饱和水状态下的核磁共振T2谱；

3)使用矿化度为3 000 mg/L的重水驱替、浸泡岩心，屏蔽岩心中氢元素信号；

使用模拟油驱替岩心至束缚水状态，并测试每块岩心在不同含油状态和束缚水状态下的核磁共振T2谱。

2 实验结果分析与讨论

2.1 饱和水状态下核磁共振分析结果

从核磁共振T2谱图来看，1和5储层物性好，饱和地层水状态下核磁共振T2谱图呈单峰态分布，其余4块样品饱和地层水状态下核磁共振T2谱图基本呈双峰态分布，孔隙连通性与1和5对比表现较差，如图1所示。

图1 饱和模拟地层水状态下核磁共振T2谱图分布特征Fig.1 Distribution characteristics of NMR T2 spectra in saturated simulated groundwater state

束缚水含量相对较低，可动流体饱和度相对较高并与渗透率呈正相关的关系，X6东区砂岩岩心渗透率是影响水、油等可动流体分布特征的重要因素。

2.2 束缚水状态下核磁共振分析结果

使用实验模拟油驱替至束缚水状态，含油饱和度为61.3%～74.9%，T2谱图几乎呈单峰形态，主要分布于T2弛豫时间大于10 ms的区间，如图2所示。表明油分布的孔隙区间相对集中，流体间连通性较好，油驱水对小孔隙中的氢元素信号影响小，油体很难进入小孔隙中或吸附于矿物表面。从含油饱和度与物性参数之间的比较发现，岩心渗透率与束缚水下含油饱和度呈一定关系的正相关线性关系(如图3所示)，但岩心孔隙度与束缚水下含油饱和度无明显关系。

图2 束缚水状态下核磁共振T2谱图分布特征Fig.2 Distribution characteristics of NMR T2 spectra in bound water state

图3 束缚水条件下含油饱和度与岩心渗透率之关系图Fig.3 Relationship between oil saturation and permeability under bound water conditions

岩心从饱和水状态到束缚水饱和油状态，核磁共振T2谱图发生了明显的变化，小孔隙中核磁信号明显减少，大孔隙中核磁信号也呈现不同程度的下降，表明油主要分布于较大孔隙中。从谱图的分布可以看出，渗透率越高，谱图的主峰越偏右，整体信号消失时的T2弛豫时间越偏右，大孔隙越发育，孔隙分布更加集中，孔道分布非均质性较强。

2.3 剩余油状态下核磁共振分析结果

岩心被驱替至剩余油状态下，含油饱和度为16.4%～29.9%，T2谱图几乎呈单峰形态，如图4所示。与图1相比较，各区间内信号均有大幅度下降，但信号量减小量仍主要分布于T2弛豫时间大于10 ms的区间，表明被驱替出的流体相的分布空间以大孔隙为主。

图4 剩余油状态下核磁共振T2谱图分布特征Fig.4 Distribution characteristics of NMR T2 spectra in residual oil state

从剩余油状态下岩心核磁共振含油饱和度与物性参数之间的比较发现，剩余油饱和度与岩心渗透率呈一定的正相关线性关系，如图5所示，与岩心孔隙度无关。之所以呈现剩余油饱和度与岩心渗透率呈正相关关系的现象，从束缚水状态下核磁共振图谱可以看出渗透率越高，谱图越偏右，大孔道越发育且分布相对集中，孔道分布非均质性较强，可能因为流体水注入后首先流动于大孔道，较小的流体难以流动，不易被波及[17]，因此较小孔道成为剩余油分布的主要空间，这也是形成高剩余油饱和度的主要原因。

图5 剩余油饱和度与岩心渗透率耦合关系图Fig.5 Coupling relationship between residual oil saturation and permeability

2.4 不同含油状态下核磁分析结果

从束缚水含油饱和度与渗透率的耦合关系可知，二者呈正相关关系，剩余油饱和度随渗透率的增大也呈增大趋势(如图3和图5所示)。由驱油效率与岩石渗透率的耦合关系可知，岩石渗透率越大其驱油效率趋于减弱，如图6所示。

图6 驱油效率与岩心渗透率耦合关系图Fig.6 Coupling relationship between displacement efficiency and permeability

由表1可知，样品2和样品4的岩石物性相对较差，但驱油效率较其他样品而言明显更高。分析可知，岩心剩余油饱和度与渗透率呈明显正相关关系的原因可能是在渗透率较高的岩心中大孔道更加发育，注入水主要沿着较大的孔道流动，难以波及较小的孔道，这与核磁分析结果一致。

核磁共振T2弛豫信号强度是表征岩心孔隙大小的重要参数，T2弛豫时间与孔隙半径可对应。通过T2弛豫谱图可以间接反应岩心的孔隙类型，以10 ms为界限，T2弛豫时间大于10 ms的岩心孔隙主要为矿物粒间孔，T2小于10 ms的岩心孔隙有黏土矿物微孔[13]或矿物颗粒接触部位的毛管孔隙。因此，核磁共振技术对岩心孔隙整体含油量和不同孔隙范围内的含油量大小的定量表征均具有非常好的应用效果。

由核磁共振仪与常规水驱油实验的实验结果分析可得到岩心含油饱和度以及驱替状态不同时岩心的含油饱和度大小。结果表明，油主要分布在T2弛豫时间大于10 ms孔隙区间内(见表2)，随着渗透率的升高，T2大于10 ms孔隙区间内含油饱和度显著增加，二者呈显著的线性正相关关系。

从束缚水状态水驱至不出油状态，随着驱替倍数的增加，T2小于10 ms孔隙区间与T2大于10 ms孔隙区间信号均明显下降，整体来说，水驱油实验中，当驱替倍数达到3 PV时，岩心中含油状态开始稳定，至15 PV时，岩心中含油状态基本稳定，T2谱图几乎重叠，如图7所示。

图7 不同水驱状态下岩心含油饱和度Fig.7 Oil saturation of cores under different water flooding conditions

从绝对采出程度的角度来说，T2弛豫时间大于10 ms孔隙区间内绝对采出程度(为55.3%～69.1%，均值为62.1%)远高于T2弛豫时间小于10 ms孔隙区间内的绝对采出程度(为0～11.4%，均值为4.8%)(见表2)，表明大孔隙区间对驱油效率以及采出程度的贡献要远大于小孔隙。

表2 不同状态下的含油饱和度

3 结语

1)饱和油饱和度为61.3%～74.9%，平均为69.7%，油主要分布于较大孔隙中，渗透率越高，核磁共振谱图主峰越偏右，表明大孔道越发育，此时的大孔隙分布相对集中，孔道分布非均质性较强。

2)水驱至15 PV时，岩心中含油状态基本稳定，剩余油饱和度为16.4%～29.9%，平均值为23.2%，且较大孔隙成为被驱替出油体的主要来源场所。

3)岩心中大孔道发育时，为流体流动提供良好的优势通道，注入流体会首先沿大孔道流动，而小孔道很难发生流动。剩余油分布在小孔道中是造成饱和度较高的重要原因。

4) 饱和油和剩余油饱和度测试结果表明，渗透率大小对可动流体的分布特征至关重要，比对大庆油田X6东区砂岩的开发现状，表明开发主力层和非主力层均具有较好开发潜力。