周宗良 张凡磊 刘斌 刘建

摘   要：基于港东油田密闭取心分析化验，开展微观渗流机理特征、孔喉动用特征及水驱过程中不同孔径剩余油饱和度定量分布研究。数学物理推理表明，毛细管半径与渗流流速呈平方级数关系，这种关系得到压汞实验数据分析及微观渗流实验证实。通过核磁共振成像岩心微观驱替实验分析，认为水驱过程中不同岩样、不同驱替阶段、不同注水倍数水驱后剩余油分布情况不同。驱替20 PV以前，中、大孔喉水驱效果较好，小孔喉的油少量动用;驱替20 PV以后，主要是小孔喉的油被驱替出。小于0.01 μm的微孔喉表现为先微幅升高后回落，最终回到原始状态。实验表明，水驱油主要发生在中、大孔喉及部分小孔喉中，对微孔喉中剩余油无明显效果。

关键字：渗流机理;孔喉动用特征;剩余油饱和度;高含水油藏;核磁共振

我国陆上油田经半个多世纪的勘探开发，已整体进入高含水开发阶段，老油田效益稳产面临严峻挑战。针对以注水为主要开发方式的砂岩油藏储层非均质性强特点，水驱动用程度差异及剩余油的分布研究成为此类油藏效益开发的攻关重点，对促进油田持续开发具十分重要意义[1-3]。密闭取心技术是进行剩余油研究的主要手段之一，通过岩样分析，可较准确地求取不同动用程度油层的剩余油、水饱和度数据，较准确地认识油层动用程度与不同层位岩性相带的水洗特征，定性-定量确定剩余油宏观分布规律和微观赋存状态。研究表明，油藏中剩余油赋存状态与分布很大程度上受控于微观孔隙结构，水驱油藏进入特高含水期后仍具一定潜力。微观剩余油流动特征及运移规律的研究对特高含水期水驱油藏提高采收率具重要意义[4-6]。

研究区港东油田沉积类型为河流相，新近系明化镇为曲流河沉积，馆陶组为辫状河沉积，东营组为辫状河三角洲沉积。区域油层发育，油层以中-细砂岩为主，平均孔隙度31%，平均空气渗透率975×10-3 μm2，属高孔、高渗的疏松砂岩储层。胶结类型为孔隙式和接触式，胶结成分以泥质为主[7]。主要孔隙类型为高孔渗粗喉型。孔喉特征普遍较好，连通孔喉半径为10.7～25.8 μm，分选系数0.32～0.46。近年来，为探索岩心尺度微观剩余油的分布机理，大港油田在港东油田部署实施了多口密闭取心井，开展了大量与微观剩余油研究相关的室内实验。

1  微观渗流机理特征

油藏开发实践表明，由于注水开发的冲洗，含油储层的岩性、物性发生了变化，油藏储层的剩余油饱和度随开发进程不断发生变化。实验表明，饱和原油岩石样品在注水驱替过程中，影响储层剩余油饱和度的因素主要有储层物性、孔隙结构、岩石润湿性、注水过程或注水倍数等。下面先从理论上探讨毛细管半径与渗流流速的关系[8]。

1.1  毛细管半径与渗流流速关系

一般来说，在多孔介质中，孔喉半径越大，孔喉连通性越好，原油渗流条件就较好。储集层的孔隙结构非均质性强，在水驱油时有大量剩余油滞留于细小孔隙中，驱油效率低。通过利用单相流模型可从渗流定量理论模型论述上述现象，模型中只考虑粘滞力作用情况，毛管流动公式为：

由上述公式可见，在压差、粘度和毛管长度均相同时，毛管中流动速度与管径平方成正比。如取孔隙毛细管半径分别为R1及R2，且R1>R2，流速之比为：V1/V2=（R1/R2）2，故V1=（R1/R2）2×V2。表明毛细管半径与渗流流速呈平方级数关系，若两孔隙毛细管半径相差10倍，则储层渗流速度会相差100倍。因此，在外加压差作用下，油藏渗流主要发生在岩石储层的大孔道中，小孔道受毛细管力的阻碍，可能渗流作用很弱或未参与流动。

1.2  渗透率与孔喉半径相关关系

储层孔隙度是储层空间大小的体现，渗透率是岩心中孔隙、喉道系统允许流体通过的一种能力体现，岩心渗透率与岩心孔隙结构（孔喉大小、孔径分布）间存在某种相关关系。所以，渗透率与平均孔喉半径间的数理关系是定量表达两者之间关系的完美结果。据GX4-23井密闭取心压汞实验数据统计（表1，图1），渗透率与孔喉半径（毛细管半径）的关系：K=21.252r1.952，R2=0.846 1，完全符合据毛管流动公式表明的毛细管半径与渗流流速呈平方级数关系。

1.3  微观渗流机理实验特征分析

为验证上述渗透率与孔喉半径相关关系，据GX4-23井1 330.76 m处岩心孔喉尺度微观渗流水驱油实验照片（图2），可看出样品孔喉半径主要分布在1.5～21.6 μm。蓝色为驱替动用孔喉，暗黄色为未波及的剩余油分布区，水驱方向由左向右。水驱前缘首先被驱替部分是按最小阻力原则优先沿大孔喉向前推进，水驱孔喉动用区间主要发生在大于5.0 μm的孔喉半径。驱替过程中，微观孔喉的非均质性越强，水驱前缘推进的指进现象越严重，小孔喉分布区域驱替阻力较大，易形成剩余油滞留区。

2  孔喉动用特征与剩余油饱和度动态分布

2.1  不同驱替倍数下孔喉动用特征

本次研究主要利用核磁共振成像岩心微观驱替实验，测量岩石中油和水中的氢原子核在磁场中具共振并产生信号特性。据氢原子在低场条件下衰减与弛豫时间关系，通过数学反演可快速获得岩样的含油饱和度等参数，广泛应用于油田储层评价、核磁测井和核磁岩屑錄井等领域[9-11]。G2-62-4井共完成4块样品核磁共振成像驱替实验，样品基础数据见表2。实验以1.0 ml/min的驱替速度将标准盐水驱替入岩心，每个PV下（0.3 PV、0.6 PV、1.0 PV、20.0 PV、30.0 PV、50.0 PV、80.0 PV）进行核磁共振T2谱测试及核磁共振不同方向切片成像。同时记录出口端出油出水量，不再出油时结束实验。核磁共振成像驱替不同阶段信号量及剩余油饱和度见表3，核磁共振驱替过程的不同PV下T2弛豫时间谱及成像见图3。

（1）据核磁T2谱数据和压汞实验数据的相关性，将核磁T2谱数据转换为岩石孔径分布数据[12-13]。从核磁T2谱扩散系数分离油水相信号谱知岩心孔喉大小分段（图3）：大孔喉（弛豫时间为大于200 ms，相当于孔径大于10 μm）、中孔喉（弛豫时间为50～200 ms，相当于孔径1～10 μm）、小孔喉（弛豫时间为1～50 ms，相当于孔径0.01～1 μm）、微孔喉（弛豫时间为小于1 ms，相当于孔径小于0.01 μm）。

（2）驱替前饱和油时，1#和27#样品中含油饱和度信号量主要分布在大、中孔喉段（弛豫时间为50～700 ms），孔径大于1 μm（图3-a，b）;33#和50#样品中含油饱和度信号量主要分布在大、中孔喉段（弛豫时间为50～800 ms），孔径大于1 μm，和微孔喉段（弛豫时间为0.01～1 ms），孔径小于0.01 μm（图3-c，d）。

（3）水驱油过程中，驱替20 PV以前，大、中孔喉水驱效果较好，水驱过程中小、微孔喉的油也有动用，但下降幅度很小;驱替20 PV以后，主要是小、微孔喉的油被驱替出。经驱替后剩余油主要分布在大、中孔喉段（弛豫时间为50～700 ms），其次分布在微孔喉（弛豫时间为0.1～1 ms），孔径0.01～1 μm的小孔喉（弛豫时间为1～50 ms）剩余油分布较少。

2.2  水驱过程中各孔径剩余油饱和度变化分析

以27#样品为例，分析各孔径区间剩余油饱和度分布及水驱过程中的变化情况。

（1）针对饱和油岩石样品，岩石剩余油饱和度随注水开发进程不断发生变化[14-15]。實验表明，原油主要富集在1～50 μm大、中孔喉中，少量分布在0.01～1 μm小孔喉中，小于0.01 μm的微孔喉中剩余油饱和度偏高。

（2）在外加压差作用下，油藏渗流主要发生在岩石储层的大、中孔喉中。注水开发过程中，原油易被驱替，形成低剩余油饱和度[16]。在大于1 μm的中、大孔喉中，随驱替倍数的增加，剩余油饱和度呈快速下降趋势。在纳米级微孔喉中，则出现完全不同现象。注水驱替初期，微孔喉中剩余油饱和度反而有一定幅度升高，饱和度一度超过10%。随着驱替倍数的增加，剩余油饱和度有所回落，少量剩余油被驱替出，最终回到原始饱和状态。实验表明，储层微细孔喉空间，孔喉连通性较差，原油渗流条件非常差，注入水难以高效驱替原油，是形成高剩余油饱和度的主要原因（图4，5）。

3  结论

（1） 数学物理推理认为，毛细管半径与渗流流速呈平方级数关系。若两孔隙毛细管半径相差10倍，则储层渗流速度会相差100倍。微观渗流实验表明，微观孔喉的非均质性越强，指进现象越严重，小孔喉分布区易形成剩余油滞留区。

（2） 孔喉动用直接影响微观剩余油的分布。驱替20 PV以前，中、大孔喉的水驱效果较好，随驱替倍数的增加，小孔喉的油少量动用。驱替20 PV以后，主要是小孔喉的油被驱替出。而小于0.01 μm的纳米级微孔喉在注水初期含油饱和度反而微幅度升高，随驱替倍数的增加又有所回落，最终回到原始状态。

（3） 据实验分析，认为水驱过程中不同岩样、不同驱替阶段、不同注水倍数水驱后剩余油分布情况是不同的。水驱油主要发生在中、大孔喉及部分小孔喉中，水驱对微孔喉中的剩余油无明显驱替效果。

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