2016, Vol. 38
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2. 中国科学院大学, 北京 石景山 100493;
3. 中国科学院渗流流体力学研究所, 河北 廊坊 065007
2. University of Chinese Academy of Sciences, Shijingshan, Beijing 100049, China;
3. Institute of Porous Flow and Fluid Mechanics, Chinese Academy of Sciences, Langfang, Hebei 065007, China
认识和研究油藏剩余油饱和度、剩余油分布及可动性，是油藏储量计算和后期高效开发的基础[1-8]。密闭取芯岩芯能较好反映当前地层实际状况，但实验室内利用常规方法测量饱和度过程中,由于样品存在脱气、挥发、蒸出率等损失,使得实际测量值与原始值之间存在一定偏差[9]，核磁共振3次测量分析在常温下分析，流体蒸发、挥发很少，且核磁分析不仅可准确获得储层目前剩余油饱和度，而且能分析得到采出油相对量等参数。实验室条件下，利用压汞资料或常规驱替实验也可间接获得储层原始含油饱和度及驱油效率，由于岩石非均质性等因素影响，常规驱替实验获得的原始含油饱和度及可动油饱和度可能偏低[10-23]，岩芯油水高速离心实验中，由于岩芯横截面上每个点受到的离心力一样，故可有效消除岩芯非均质对驱替效率的影响，其获得的原始含油饱和度及可动油饱和度对储层储量计算及油可流动性评价更有意义。
本研究针对有代表性密闭取芯岩芯平行样，分别进行储层目前油水饱和度和油水高速离心驱替实验核磁共振分析，定量获得储层目前剩余油、采出油及可动油饱和度等参数，对比各参数建立储层可动剩余油饱和度核磁共振分析方法。
1 核磁共振及离心实验原理简介核磁共振岩样分析技术检测对象是岩样孔隙内流体(油或水等)中的氢原子核(1H)。在特定条件下，氢原子核与磁场之间会发生强烈的相互作用(即共振)，利用此特性，可以检测到流体的核磁共振信号强弱及T2弛豫时间大小。核磁共振信号强弱对应于流体量，流体总量(油+水)对应于岩样孔隙度，同理，含油量对应于含油饱和度，含水量对应于含水饱和度。T2弛豫时间大小反映流体受岩石孔隙固体表面的作用力强弱，对于水相而言，T2弛豫时间大小主要取决于表面弛豫即固体表面作用力。小孔隙内的水(如黏土束缚水、毛管束缚水)及大孔隙表面的水受固体表面的作用力强，为束缚水，T2弛豫时间小，反之，大孔隙内与固体表面不是紧密接触的那部分水受固体表面的作用力弱，处于自由可流动状态，为可动水，T2弛豫时间大，因此利用束缚水与可动水之间T2弛豫时间差异，采用核磁共振技术能定量检测岩样内的束缚水和可动水饱和度。
利用离心机进行岩芯油驱水/水驱油离心实验时，在离心力作用下，岩芯孔隙内的水/油克服毛细管压力被离出。离心机转速越大，产生的离心力越大，能克服的毛细管压力越大，更小喉道控制的水/油就能被离出。一定的离心力大小对应一定的岩芯喉道半径大小，较小离心力对应较大喉道半径，较大离心力对应较小喉道半径。
2 实验岩芯及流体资料利用23块全直径密闭取芯岩芯，在每块全直径岩芯内部敲取1块岩芯，钻取1块直径2.5 cm岩芯，分别进行油水饱和度和油驱水、水驱油离心实验核磁共振分析。23块岩芯气测孔隙度分布在7.54%~17.33%，平均值为15.16%，气测渗透率分布在0.22~343.00 mD，平均值为68.00 mD，其中小于50.00 mD岩芯15块，气测孔隙度平均值为14.50%，气测渗透率平均值为15.95 mD。实验用水依据目标储层地层水资料配制，为13 000 mg/L矿化度标准盐水，经0.4 µm滤膜过滤后使用。离心实验用油为依据实际储层原油性质配制的去氢煤油，其黏度等物理参数与实际原油一致，温度25℃时黏度为5.94 mPa$\cdot$s，油水界面张力为5.46 mN/m，去氢煤油不含氢元素，核磁共振检测时不产生核磁信号。气测渗透率实验所用气体介质为高纯氮气。
3 实验方法和步骤核磁共振实验利用中科院渗流所Reccore-04型岩芯核磁共振分析仪完成，岩芯核磁共振油水饱和度3次测量实验方法参照石油天然气行业标准SY/T6490—2007《岩样核磁共振参数实验室测量规范》，实验步骤如下：
(1) 样品录取与保存。从密闭取芯全直径岩芯内部取样，样品取到后尽快做核磁共振检测。
(2) 第1次核磁共振测量。对初始状态下的岩样进行核磁共振T2谱测量。
(3) 样品饱和。用抽真空法对初始状态岩样饱和水，使岩样孔隙空间内充满液体(油或水)。
(4) 第2次核磁共振测量。对饱和状态下的岩样进行T2谱测量。
(5) 第3次核磁共振测量。用MnCl2水溶液浸泡岩样，锰离子扩散进入岩样内的水相中，消除了水相核磁共振信号，此时进行第3次T2谱测量，只测得油相核磁共振信号。
(6) 参数计算。利用3次核磁共振测量测得的岩样3个不同状态下T2谱可定量计算得到孔隙度、渗透率、含油饱和度、初始状态和饱和状态下的总含水饱和度、可动水饱和度、束缚水饱和度等参数。比较3个状态T2谱，利用上述检测结果分析计算获得储层原始含油饱和度、当前剩余油饱和度、采出油相对量及采出程度等参数，可动水与束缚水的T2截止值取33 ms。
(7) 核磁共振测量时几个主要测量参数选取充分考虑了目标储层的岩石特点，等待时间(RD) 取3 000 ms，回波时间(TE)取0.6 ms，回波个数取1 024，能保证充分获取岩芯内孔隙信息。
岩芯高速离心实验利用中科院渗流所PC-18型岩芯离心机完成，离心油驱水和水驱油核磁分析实验步骤如下：
(1) 岩芯准备。岩芯标号、洗油、烘干，气测孔隙度、渗透率。
(2) 岩芯饱和水状态核磁共振检测。抽真空并加压饱和模拟地层水，计算水测孔隙度，进行饱和水状态T2谱检测。
(3) 岩芯油驱水离心及核磁共振检测。对9块有代表性岩芯进行0.022，0.110，0.220，1.100和2.250 MPa等5个不同离心力的油驱水离心实验，每个离心力离心后都进行T2谱检测，比较岩芯不同离心力离心后T2谱及含水饱和度变化，确定建立饱和油束缚水状态适用的最佳离心力大小；在最佳离心力下，对每块岩芯进行油驱水离心实验后进行T2谱检测。
(4) 岩芯水驱油离心及核磁共振检测。对上述9块岩芯进行0.011，0.022，0.110和0.220 MPa等4个不同离心力水驱油离心实验，每个离心力离心后都进行T2谱检测，比较岩芯不同状态T2谱及含水饱和度变化，确定水驱油离心适用的最佳离心力大小，对每块岩芯进行最佳离心力下的水驱油离心实验，离心后进行该状态下的T2谱测量。
(5) 对比饱和水、饱和油束缚水及水驱油最终状态T2谱，计算出每块岩芯可动油饱和度、水驱驱油效率上限值。
4 实验结果及分析 4.1 油水饱和度核磁共振分析结果图 1为岩芯油水饱和度核磁共振3次测量结果示意图，图中油相T2谱面积与饱和状态T2谱面积之比为岩样含油饱和度实测值，该值与地层真实含油饱和度比较可能存在不同程度偏差。导致地面岩样实测的含油饱和度值与地层真实值存在偏差的原因可归结为3个方面：(1) 外来液体挤入；(2) 油气逃逸外溢，岩样从地层到达地面过程中，压力释放必然会引起溶解气、轻质油挥发以及少量原油外溢；(3) 取样不及时，或岩样在核磁共振检测前未作有效的密封保湿处理。
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| 图1 岩芯油水饱和度核磁共振3次测量示意图 Fig. 1 Schematic diagram of oil and water saturation using NMR |
本实验23个样均从全直径岩芯内部取样，尽量避免了外来液体挤入对含油饱和度的影响，另外，取样及时并对每块岩芯均做了有效的密封保湿处理，因此，含油饱和度实测值偏小主要是由于压力释放导致油气逃逸外溢引起的。利用3次核磁共振测量可定量给出岩芯因压力释放导致的油气逃逸外溢量，油气逃逸外溢量等于岩芯饱和状态下的可动水饱和度减去初始状态下的可动水饱和度(图 1中A区对应油气逃逸外溢量)。
23块岩芯样核磁共振3次测量实验结果分析见表 1。岩芯内初始状态下的可动水(图 1中B区所示)有两个来源：(1) 储层内的可动水；(2) 钻井泥浆挤入的水。本实验所分析23个样为密闭取芯，且从全直径岩芯内部取样，可以不考虑外来液体挤入，因此，初始状态下的可动水饱和度能够较准确反映当前储层内的可动水饱和度。
假如储层在原始状态下为纯油层，储层内可动水接近为0，则岩芯初始状态下的可动水主要是水淹进去的水，水淹进去的水量等于采出的原油量，又知储层原始状态下为纯油层，原始含油饱和度近似等于100减去束缚水饱和度，因此，利用岩芯核磁共振分析结果，能够估算原油采出程度，结果见表 1。
| 表1 23块岩芯样油水饱和度核磁共振分析结果 Table 1 Oil and water saturation analysis of 23 cores using NMR |
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图 2为岩芯可动油实验示意图，图中3个T2谱分别为饱和水、油驱水离心后及水驱油离心后的T2谱。为此，首先要确定建立油驱水和水驱油离心的最佳离心力。
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| 图2 岩芯可动油实验核磁分析示意图 Fig. 2 Schematic diagram of movable oil saturation analysis using NMR |
油驱水离心实验目的是建立岩芯饱和油束缚水状态，为此，首先要确定建立该状态的最佳离心力。本研究选取9块有代表性岩芯进行最佳离心力标定，对9块岩芯分别进行0.022，0.110，0.220，1.100和2.250 MPa等5个不同离心力的离心实验，每个离心力离心后进行核磁共振T2谱测量，1块岩芯不同离心力油驱水离心后T2谱见图 3，9块岩芯不同离心力离心后剩余含水饱和度统计见表 2。
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| 图3 岩芯不同离心力油驱水离心后T2谱 Fig. 3 NMR spectrum of oil displacing water using different centrifugal force |
分析表 2可以看出：离心力为0.022 MPa时，每块岩芯内均有较多水被离出，离心力从0.022 MPa 增加到0.110 MPa、0.220 MPa、1.100 MPa后，岩芯含水饱和度都有一定程度降低，离心力从1.100 MPa增加到2.250 MPa后，岩芯含水饱和度降低幅度很小(分布在3.24%~9.44%，平均值为5.57%)。
| 表2 9块岩芯不同离心力离心后剩余含水饱和度统计 Table 2 Remaining water saturation after different centrifugal forces of 9 cores |
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对2.250 MPa离心后岩芯含水饱和度与岩芯气驱水离心实验束缚水饱和度进行对比，结果见图 4，从图 4中可直观看出，二者相差很小，可进一步证明2.250 MPa离心后岩芯状态为束缚水状态。因此，2.250 MPa可以作为建立岩芯饱和油束缚水状态的最佳离心力。
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| 图4 23 块岩芯气驱水离心与油驱水离心束缚水饱和度比较图 Fig. 4 Centrifugal bound water saturation of 23 core |
水驱油离心实验利用离心法进行水驱油，为此，首先要确定水驱油离心适用的最佳离心力。本实验选取9块有代表性岩芯进行水驱油最佳离心力标定，对9块岩芯分别进行0.011，0.022，0.110和0.220 MPa等4个不同离心力的离心实验，每个离心力离心后都进行T2谱测量，1块岩芯不同离心力水驱油离心后T2谱见图 5，9块岩芯含油饱和度随离心力变化曲线见图 6，9块岩芯不同离心力离心后含油饱和度见表 3。
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| 图5 岩芯不同离心力水驱油离心后T2谱 Fig. 5 NMR spectrum of water displacing oil using different centrifugal force |
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| 图6 9块岩芯含油饱和度随离心力变化曲线 Fig. 6 Oil saturation changing curve of 9 cores with different centrifugal force |
由表 3和图 6可看出：离心力为0.011 MPa时，每块岩芯内均有较多油被离出，离心力从0.011 MPa增加到0.022 MPa、0.110 MPa后，岩芯内含油饱和度都有一定程度降低，离心力从0.110 MPa 增加到0.220 MPa后，岩芯含油饱和度的降低幅度很小(分布在0.39%~3.19%，平均值为1.47%)，所以，可认为0.220 MPa离心后岩芯状态为水驱油最终状态，0.220 MPa可作为水驱油的最佳离心力。由于离心力大小与喉道半径有对应关系，水驱油实验中0.220 MPa离心力对应的喉道大小为0.05μm。
| 表3 9块岩芯不同离心力离心后含油饱和度统计表 Table 3 Statistical table of remaining oil saturation of 9 cores after different centrifugal force |
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在最佳离心力下，对23块岩芯进行油驱水和水驱油离心核磁分析，23块岩芯离心法油驱水及水驱油核磁分析结果见表 4，图 7给出的是23块岩芯总可动油饱和度与气测渗透率比较。
| 表4 23块岩芯可动油及可动剩余油饱和度核磁共振分析结果 Table 4 MR analysis result of movable oil and movable remaining oil saturation of 23 cores |
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| 图7 23块岩芯总可动油饱和度与气测渗透率比较图 Fig. 7 Comparison chart of movable oil saturation and permeability of 23 cores |
从表 4、图 7可看出：本研究所测23块岩芯总可动油饱和度与气测渗透率之间有较好相关关系，随着岩芯渗透率增加，总可动油饱和度也增大。23块岩芯水驱油离心实验核磁分析结果按渗透率级别统计见表 5，将目标储层按渗透率(K)大小分为≥50、[10，50)、[1，10)和＜1 mD等4个不同级别。从表 4、表 5中可看出：不同渗透率级别储层可动油饱和度及水驱油效率上限有较大差异，渗透率较高储层总可动油饱和度较大，水驱油效率上限较高，反之，总可动油饱和度较小，水驱油效率上限较低。
| 表5 23块岩芯实验结果按渗透率级别统计表 Table 5 Statistical table of 23 cores analysis result by permeability grade |
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利用岩芯核磁共振3次测量获得的采出油相对量及可动油实验中获得的可动油饱和度，可计算获得每块岩芯对应的可动剩余油饱和度，23块岩芯可动剩余油分析结果统计见表 4，分析结果按渗透率级别统计见表 5。
不同渗透率级别储层实验结果有一定差异，渗透率高的储层初始含油饱和度、采出油相对量、可动油饱和度及可动剩余油饱和度都较高，反之，都较低。4个渗透率级别(≥50、[10，50)、[1，10)和＜1 mD)储层初始含油饱和度分别为76.26%、72.01%、61.24%和57.23%，采出油饱和度分别为23.49%、16.81%、8.70%和9.99%，可动油饱和度分别为50.34%、43.76%、29.67%和22.89%，可动剩余油饱和度分别为26.85%、26.95%、20.97%和12.90%，由于储层非均质性影响，高渗层采出油相对量较高，水淹程度较高，大于10 mD储层采出油明显高于10 mD以下储层，但由于初始含油饱和度和可动油饱和度都较高，故可动剩余油饱和度也较高，小于1 mD储层可动剩余油明显低于其他储层。
5 结语利用密闭取芯岩芯，进行油水饱和度及油水高速离心核磁共振分析，定量获得储层目前剩余油饱和度、采出油饱和度及可动油饱和度等参数，对比各参数建立储层可动剩余油饱和度核磁共振分析方法。建立岩芯饱和油束缚水状态和水驱油的最佳离心力分别为2.250 MPa和0.220 MPa。储层总可动油饱和度、采出油相对量、及可动剩余油饱和度与渗透率之间有较好相关关系。
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