超低渗透砂岩物性差、溶蚀孔发育、孔隙喉道细小(且小孔喉所占比例很大)，孔喉比大、储层微观非均质性强，水驱过程中的微观驱替机理复杂多变，这些特点增加了开发难度，也使得适用于常规储层的许多开发技术政策在用于超低渗透砂岩储层时遇到了困难(全洪慧等，2011；高辉等，2013a).国内外学者已在水驱油机理方面做了大量研究工作，主要专注于水驱过程中的现象观察和驱油效果对比，研究手段以长岩心驱替、光刻模型、真实砂岩微观模型、CT扫描水驱油和核磁共振水驱油为主(Sun and Tang，2006；张创等，2012；高辉等，2013b；Yang et al.，2013； McLendon et al.，2014).核磁共振技术因为对岩石骨架没有响应，获取的T₂谱参数可定量反映孔喉中的流体分布，自引入石油领域以来，在油气田开发方面得到了广泛应用(高辉等，2011；谢然红等，2011；申本科等，2012；谭茂金和邹友龙，2012；李新等，2013；林婷婷等，2013；肖立志等，2013；易晓峰等，2013；程晶晶等，2014)，但研究多集中于孔隙结构、可动流体参数和表面润湿性等方面(高辉和孙卫，2010；Talabi and Blunt，2010；覃豪等，2011；肖立志等，2012；周华等，2013；高航等，2014)，有关超低渗透砂岩水驱过程中孔喉动用程度和微观机理定量评价的研究较少.而且，目前常规的核磁共振水驱技术均是水驱油实验和核磁共振测试分开进行(Yang et al.，2013；高辉等，2013b)，当水驱油实验完成后，需要将岩心从夹持器中取出，再进行核磁共振测试，由于岩心所受压力变化，岩心中的油水分布也会发生改变，故所获取的T₂谱并无法反应真实情况.基于这一考虑，笔者利用改进的核磁共振高压驱替系统(整个实验过程可在线实时测试完成，无需取出岩心)，对取自安塞油田王窑地区长6储层的超低渗透砂岩样品进行了核磁共振水驱油测试，明确了剩余油赋存状态，定性分析、定量评价了影响水驱油效率的主要因素，以期为注水开发方案设计和剩余油挖潜提供理论支撑.

实验用盐水为根据水质监测数据配制的模拟地层水，矿化度40526 mg/L，实验用模拟油为煤油和地层脱水原油按 照体积31配制而成，黏度为2.4 mPa·s；实验用样品取自王窑地区长6储层水下分流河道微相，含油级别为油浸和油斑级，直径2.47～2.5 cm，长度4.67～5.35 cm；孔隙度最大为14.3%，最小为10.0%，平均为11.90%；渗透率最大为0.53×10^-3 μm²，最小为0.10×10^-3 μm²，平均为0.37×10^-3 μm²；岩性为细粒长石砂岩和中-细粒长石砂岩(表 1).

表 1 (Table 1)

表 1 实验样品信息 Table 1 Information of experimental samples 岩心 编号 岩心长度 /cm 岩心直径 /cm 孔隙度 /% 渗透率 /10-3μm2 岩性 含油级别 沉积微相 22-68 5.21 2.49 11.1 0.35 中-细粒长石砂岩 油浸 水下分流河道 22-95 5.35 2.50 14.0 0.45 中-细粒长石砂岩 油斑 水下分流河道 22-96 5.17 2.48 14.3 0.47 中-细粒长石砂岩 油浸 水下分流河道 52-70 5.12 2.48 11.3 0.53 细粒长石砂岩 油浸 水下分流河道 52-95 4.67 2.47 10.7 0.33 细粒长石砂岩 油斑 水下分流河道 52-136 4.72 2.50 10.0 0.10 细粒长石砂岩 油斑 水下分流河道

表 1 实验样品信息 Table 1 Information of experimental samples

实验设备主要由核磁共振仪、岩心夹持器、恒速恒压泵、手摇泵、中间容器组成(图 1).其中核磁共振仪型号为MINI-MR，由上海纽迈制造，磁场强度0.5T，射频脉冲频率范围为1～30 MHz，射频频率控制精度为0.01 MHz；恒速恒压泵为ISCO-500D型，压力范围为0～3750 psi，双泵连续流动流速范围为0.001～138 mL/min；手摇泵、中间容器均由江苏华兴生产.岩心夹持器用PEEK无磁材料制造，耐压20 MPa，耐温80 ℃，用不含氢核的氟油给夹持器加围压以模拟地层压力，实验过程中任何阶段均可进行核磁共振测试，无需取出岩心，所得实验结果更符合实际情况.

(1)从全直径岩心上钻取直径2.5 cm、长4～7 cm的岩心样品，洗油后烘干，气测渗透率；

(2)配制模拟地层水和模拟油；

(3)岩心抽真空饱和模拟地层水，根据饱和前后重量差计算孔隙度和孔隙体积；

(4)用含Mn²⁺浓度为15000 mg/L的模拟地层水驱替岩心，至少达1.5倍孔隙体积，充分置换模拟地层水，以消除岩心中的水信号；

(5)用模拟油驱替含Mn²⁺的模拟地层水直至岩心出口端含油达到100%，建立原始含油饱和度，测核磁共振T₂谱；

(6)用含Mn²⁺的模拟地层水驱替岩心(水驱速度为0.1 ml/min，22-96号和52-70号样品先利用毛细管自吸水驱油后再进行水驱)，当注入水体积达到3.0 PV时，测核磁共振T₂谱.

实验过程中，因为采用浓度为15000 mg/L的Mn²⁺消除了水信号，所以驱替实验过程中所获取的核磁共振信号只反映油的变化，驱油效率计算公式为

图 1

Fig. 1

图 1 实验流程示意图 Fig. 1 The diagram of experimental process

孔喉动用程度表示驱替前后某一区间孔喉中的含油量变化程度，反映该范围孔喉的水驱动用效果，计算公式为

图 3

Fig. 3

图 3 22-95号样品水驱过程中的核磁共振成像 Fig. 3 The NMR imaging in the water flooding process of sample 22-95

该参数(C)反映了不同区间孔喉对总驱油效果的相对贡献大小，等于水驱前后某一区间的T₂谱幅度差值与水驱前后整个T₂谱与X轴包围面积差值的比值，计算公式为

T₂值反映岩石孔喉内比表面的大小，与孔喉半径成正比，孔喉大小不同，流体的横向弛豫时间(T₂值)不同，T₂值越大反映孔喉越大.基于T₂值的物理意义，根据实验样品的T₂值大小可分为4个区间，即为T₂<1 ms(反应小孔喉)，1 ms≤T₂<10 ms(代表较小孔喉)，10 ms≤T₂<100 ms(中等孔喉)，100 ms≤T₂(大孔喉).

饱和油条件下的核磁共振T₂谱主要呈双峰态分布(图 2)，这是鄂尔多斯盆地砂岩的典型特征(高辉和孙卫，2010；高辉等，2013b；高航等，2014)，根据T₂谱形态可分为3种类型，右峰高左峰低(较大孔喉含油量高)、左峰高右峰低(较小孔喉含油量高)和左右峰基本相等(孔喉含油量差异小).22-68号和22-96号样品属于第一种类型，22-95号和52-70号属于第二种类型，52-95号和52-136号主要属于第三种类型.此外，52-95号和52-136号样品的T₂谱分布范围较其他4块样品窄，小于1 ms的孔喉含油量很少.

图 2

Fig. 2

图 2 水驱前后的T2谱分布 Fig. 2 T2 spectrum distribution before and after water flooding

饱和油条件下不同T₂值区间的油相对含量分布如表 2所示，6块样品中小于1 ms的小孔喉内油相对含量介于0.33%～57.92%，平均为15.84%；1～10 ms较小孔喉的油相对含量介于24.2%～46.53%，平均为38.32%；10～100 ms中等孔喉的油相对含量介于17.88%～53.24%，平均为42.61%；大于100 ms大孔喉的油相对含量介于0～7.39%，平均为3.22%；可见，饱和油条件下，较小孔喉和中等孔喉是油的主要分布范围.

表 2 (Table 2)

表 2 饱和油条件下T2值分布 Table 2 T2 value distribution under saturated oil condition 岩心 编号 孔隙度 /% 渗透率 /10-3μm2 相对含量/% <1 ms 1～1 0 ms 10～100 ms >100 ms 22-68 11.1 0.35 10.57 35.91 52.57 0.95 22-95 14.0 0.45 57.92 24.20 17.88 0.00 22-96 14.3 0.47 6.19 38.43 53.24 2.14 52-70 11.3 0.53 19.65 44.37 32.84 3.14 52-95 10.7 0.33 0.33 46.53 47.41 5.73 52-136 10.0 0.10 0.41 40.46 51.73 7.39

表 2 饱和油条件下T2值分布 Table 2 T2 value distribution under saturated oil condition

6块样品水驱后的核磁共振T₂谱仍主要为双峰态，但较饱和油条件下有不同程度下降，右峰下降幅度明显，表明较大孔喉的水驱效果较好(图 2).除了22-95号样品外，其余5块样品的左峰也有下降，左峰主要代表小孔喉和较小孔喉，说明水驱过程中小孔喉和较小孔喉的油也有动用，这与超低渗透砂岩天然的自吸作用有关，即小孔喉和较小孔喉中的原油靠毛细管力的作用吸入水排出油(李士奎等，2007；高辉等，2013b).实验过程中先进行自吸驱油的22-96号和52-70号样品的T₂谱左峰下降幅度更为明显，小孔喉和较小孔喉动用效果更好；而饱和油后直接进行水驱的其余3块样品，虽然驱替初期依靠毛细管的自吸作用，小孔喉和较小孔喉中的油部分被动用，但水驱结束后的左峰下降幅度很小，成为剩余油的主要赋存空间.表明孔喉网络构成的复杂系统中小孔喉和较小孔喉的油很难被驱替出，剩余油大部分集中在小孔喉和较小孔喉，孔喉越小，采出程度越低.水驱油过程中，水总是优先进入渗流阻力较小的大孔喉，然后进入较小的毛细管孔喉.可见，对于小孔喉和较小孔喉含量高的超低渗透砂岩，充分发挥毛细管的自吸驱油作用，先有效开发小孔喉和较小孔喉，再提高驱替速度开发较大孔喉，对于改善整体开发效果具有重要意义.

6块样品的水驱油效率最小为9.48%，最高为49.01%，平均为35.79%(表 3)，小于特低渗透砂岩(高辉等，2013b).水驱后的T₂谱反映了剩余油的赋存状态，根据T₂值区间 划分，不同样品的剩余油赋 存范围和含量差异较大，小于1 ms 的小孔喉中剩余油含量最高为22-95号样品(与该范围内孔喉动用程度差有关)，相对含量为63.98%，而最小为52-136号样品(该区间孔喉含量低)，相对含量0.07%，6块样品平均值为19.07%；1～10 ms的较小孔喉中剩余油相对含量介于25.87%～61.38%，平均为47.98%；10～100 ms中等孔喉的剩余油相对含量分布于10.15%～41.49%，平均为30.39%；因为超低渗透砂岩大于100 ms的较大孔喉分不少，饱和油条件下的含油量低，加之水驱前后T₂谱幅度下降较明显.故对于超低渗透砂岩，水驱后的剩余油应主要集中于1～10 ms的较小孔喉；10～100 ms的中等孔喉虽然水驱后含油量降度较大，但因初始含油量高，也是下步挖潜的主要对象之一.

表 3 (Table 3)

表 3 水驱后的T2值分布 Table 3 T2 value distribution after water flooding 岩心编号 孔隙度/% 渗透率/10-3μm2 驱油效率/% 相对含量/% <1 ms 1～10 ms 10～100 ms >100 ms 22-68 11.1 0.35 35.28 16.56 46.07 37.11 0.26 22-95 14.0 0.45 9.48 63.98 25.87 10.15 0.00 22-96 14.3 0.47 40.16 8.60 48.93 41.49 0.98 52-70 11.3 0.53 49.01 24.73 50.54 24.38 0.35 52-95 10.7 0.33 34.40 0.50 61.38 31.15 6.97 52-136 10.0 0.10 46.44 0.07 55.06 38.07 6.80

表 3 水驱后的T2值分布 Table 3 T2 value distribution after water flooding

对比发现，物性参数与水驱油效率之间并不存在明显的正相关性，即孔 隙度大、渗透率高的岩心不一定表现出较高的驱油效率.如22-95号样品，虽然渗透率为0.45×10^-3μm²，但水驱油效率只有9.48%(表 3).从饱和油条件下的T₂谱分布可知，该样品小孔喉含量很高，大孔喉T₂谱幅度很低，驱替过程的核磁共振成像发现，该样品存在微裂缝(图 3)，水驱过程中注入体积倍数0.5 PV和3.0 PV下的核磁共振成像对比表明，注入水0.5 PV时，裂缝中的油基本被水驱干净，随着注入体积倍数的不断增加，注入水仍主要沿裂缝驱油，波及范围增加并不明显，孔喉动用效果很差.可见，微裂缝的存在明显提高了渗透性，但同时也导致了更强的微观孔隙结构非均质性，使得裂缝成为主要的注入水渗流通道，水驱油渗流机理发生明显改变，这也是对前人研究结果的佐证(Sun and Tang，2006).对于含裂缝的超低渗透砂岩，注水开发过程中要特别注意微裂缝的影响.注水压力高，含水上升快是超低渗透砂岩油藏生产上表现的主要特征，如果此时不断提高注水压力，以期通过增大注水量来提高驱油效果，往往会使地层压力升高，隐裂缝开启，注入水沿着开启的裂缝突进，不仅难以有效提高油井产油量，有可能使含水率上升.

水驱油效率还与孔喉非均质程度有关，如52-136号样品，虽然渗透率仅有0.10×10^-3μm²，但驱油效率却达到了46.44%，根据高压压汞测试(表 4)，该样品的孔喉分选系数、孔喉变异系数最小，孔喉非均质性最弱.孔喉分选系数大，反应孔喉分选差，意味着孔喉差异大，虽然此时较大孔喉含量会增加，驱替压差会减小，但是注入水多沿着较大孔喉形成的高渗通道突进、形成绕流现象，致使一部分与主流孔喉连通较差的孔隙网络中的油不易被驱出，而形成绕流残余油.分选系数较小的样品虽然孔喉整体细小，但分布较为均一，非均质性弱，虽然驱替压差较大，但注入水一旦突破后会均匀推进，驱替方式往往表现为活塞式或近活塞式，而且注入水驱替过程中，因孔喉半径不断发生改变而导致附加阻力增加的可能性也会明显降低，连续油相被破坏成为油珠的几率也随之减小，水驱波及范围较大，驱替效果较好.对于超低渗透砂岩而言，渗透率低、孔喉细小并不可怕，微观孔喉非均质性才是制约水驱效果的关键.

表 4 (Table 4)

表 4 水驱油效率和孔喉参数统计 Table 4 The statistics of water displacement efficiency and pore throat parameters 岩心编号 孔隙度/% 渗透率/10-3μm2 驱油效率/% 孔喉分选系数 孔喉变异系数 退汞效率/% 22-68 11.1 0.35 35.28 2.73 0.25 32.32 22-95 14.0 0.45 9.48 3.66 0.38 28.89 22-96 14.3 0.47 40.16 2.73 0.26 39.63 52-70 11.3 0.53 49.01 3.39 0.34 45.75 52-95 10.7 0.33 34.40 3.06 0.30 33.41 52-136 10.0 0.10 46.44 2.29 0.22 40.52

表 4 水驱油效率和孔喉参数统计 Table 4 The statistics of water displacement efficiency and pore throat parameters

当岩石由非润湿相排驱所饱和的润湿相时，退汞效率就是该岩样中非润湿相的毛细管效应驱油效率，许多学者利用退汞效率近似地代表驱油效率，用以探讨其影响因素(张创等，2011).本次核磁共振水驱油实验所得的驱油效率与压汞实验所得的退汞效率变化趋势一致，除了含微裂缝的22-95号样品外，其他样品的驱油效率普遍高于退汞效率(表 4).这是因为进汞实验是一个不断增压过程，进汞压力最高可达200 MPa，而降压退汞时压力又降落较快，若岩样喉道较为细小，在降压退汞时，汞的连续性会不断遭到破坏，以致部分孔喉在压力还未降低到排空汞所需的排驱压力之前，由于较细的孔喉已排空汞而成孤立，从而不再排出.在一定的压力下不是所有相应于这个压力的孔喉均能退出汞，只有仍然保持连续性的才能退出.核磁共振水驱始终持0.1 ml/min的恒定速度驱替，避免了因为注入压力突变而使驱替压差波动的情况发生，能够允许更多的非润湿相连续流动，故可以获得较高的驱油效率，可见实际注水开发过程中应尽量避免压力突变，保持温和注水.

以上主要从定性角度对比分析制约水驱油效率的因素，核磁共振T₂谱提供的丰富信息可以实现孔喉动用程度和不同孔喉对总驱油效率相对贡献的定量评价，有助于从更深层次揭示驱油效果差异的原因.基于这两个参数的定义，对实验样品结果进行了统计对比(表 5、表 6).水驱后小于1 ms孔喉的动用程度最小为0%，最大为34.48%，而该范围孔喉对驱油效率的贡献最小为0%，最大为14.14%，孔喉动用效果最好和对驱油效率贡献最高的均为52-70号样品.1～10 ms较小孔喉的动用程度最小为22-95号样品(动用程度为3.21%)，最高为52-70号样品(动用程度为40.70%)，平均动用程度为21.19%；对驱油效率贡献分布于8.20%～37.66%，平均为21.66%，贡献最低为22-95号样品，最高仍是52-70号样品.10～100 ms中等孔喉的整体动用效果较好，最小为48.62%(22-95号样品)，最高为61.35%(52-70号样品)，平均为56.02%；对驱油效率贡献最高为22-95号样品(相对贡献程度91.80%)，最小为52-70号样品(相对贡献程度42.02%)，平均为71.60%.大于100 ms较大孔喉动用效果差异很大，最小为0%(该样品无大于100 ms的T₂值分布)，最高为92.16%，平均为53.47%；对驱油效率贡献低，最小为0%，最高为8.07%，平均仅为3.95%.

表 5 (Table 5)

表 5 孔喉动用程度对比 Table 5 Contrast of pore throat using degree 岩心 编号 孔隙度 /% 渗透率 /10-3μm2 相对含量/% <1 ms 1～10 ms 10～100 ms >100 ms 22-68 11.1 0.35 0.00 18.17 54.97 82.46 22-95 14.0 0.45 0.00 3.21 48.62 0.00 22-96 14.3 0.47 16.86 23.81 53.36 72.67 52-70 11.3 0.53 34.48 40.70 61.35 94.16 52-95 10.7 0.33 0.00 14.14 57.23 20.83 52-136 10.0 0.10 0.00 27.12 60.58 50.71

表 5 孔喉动用程度对比 Table 5 Contrast of pore throat using degree

表 6 (Table 6)

表 6 孔喉对驱油效率的相对贡献 Table 6 Relative contribution of pore throat on the oil displacement efficiency 岩心 编号 孔隙度 /% 渗透率 /10-3μm2 相对含量/% <1 ms 1～10 ms 10～100 ms >100 ms 22-68 11.1 0.35 0.00 18.02 79.81 2.17 22-95 14.0 0.45 0.00 8.20 91.80 0.00 22-96 14.3 0.47 2.60 22.78 70.75 3.88 52-70 11.3 0.53 14.14 37.66 42.02 6.18 52-95 10.7 0.33 0.00 18.85 77.73 3.42 52-136 10.0 0.10 0.00 24.44 67.48 8.07

表 6 孔喉对驱油效率的相对贡献 Table 6 Relative contribution of pore throat on the oil displacement efficiency

基于上述分析，实验样品动用效果最高的孔喉分布范围是10～100 ms的中等孔喉，其次为大于100 ms的大孔喉；而对驱油效率贡献程度最高的是10～100 ms的中等孔喉，其次为1～10 ms区间的较小孔喉，可见超低渗透砂岩的孔喉动用和对驱油效率贡献特征与其他较高渗透率储层不同(Sun and Tang，2006；张创等，2011；高辉等，2013b).超低渗透砂岩孔喉分布范围较窄，大孔喉含量低，虽然动用较好，但对驱油效率贡献却很小.对比还发现，对于孔喉分布范围较宽，各区间动用效果均比较好的样品，其驱油效率比较高(如52-70号样品)，而对于孔喉动用范围窄，动用效果较差的样品，虽然该范围内孔喉对驱油效率的贡献高，但整体驱油效果却比较差(如22-95号样品).根据孔喉动用程度、孔喉对驱油效率相对贡献与驱油效率的相关性分析可知(图 4)，它们之间没有表现出明显的相关关系，这既印证了上述分析，也反映出影响超低渗透砂岩驱油效率的因素复杂，很难用统一的模式去概括，研究中需要将多因素综合考虑.

图 4

Fig. 4

图 4 P和C与E的相关性 Fig. 4 Correlationship between P，C and E

定量评价结果和对比分析给予我们这样的启示，孔喉动用程度不同影响超低渗透砂岩水驱油效率，要提高水驱油效率和整体开发效果，需要各个范围内的孔喉均得到有效动用，常规水驱油后有效动用的主要是大孔喉和中等孔喉，而超低渗透砂岩的大孔喉含量又很低，如何提高小孔喉、尤其是含量较高分布于1～10 ms区间较小孔喉的动用效果就显得尤为重要.

4.1  饱和油条件下的核磁共振T₂谱主要呈双峰态分布，1～10 ms较小孔喉和10～100 ms中等孔喉既是油的主要分布范围，也是水驱后剩余油的主要赋存空间，下一步挖潜的主要对象.

4.2  实验样品的水驱油效率平均为35.79%，充分发挥毛细管的自吸水驱油作用，先有效开发小孔喉和较小孔喉，再提高驱替速度开发较大孔喉，有助于提高驱油效率；物性、微裂缝、孔喉非均质性、孔喉动用程度均会对水驱油效率产生影响；孔喉细小，但分布均一的样品有可能取得较好的驱替效果.

4.3  10～100 ms的中等孔喉动用效果最好，对驱油效率贡献程度最高.对于超低渗透砂岩储层而言，要提高整体开发效果，需要各个范围内的孔喉均得到有效动用，如何提高小孔喉、尤其是含量较高分布于1～10 ms区间较小孔喉的动用效果就显得尤为重要.

致 谢 感谢审稿专家和编辑们对本文的支持和帮助.