季瑾悦 张嘉安 杨云博 马宇锋

摘要：研究区整体进入高含水、高采出程度开发阶段，稳产形势十分严峻，为了明确XY油层低渗透油藏高含水阶段油层孔吼分布特征及油水赋存状态，本文设计了利用饱和水状态下核磁共振T2谱频率分布和累计分布图研究孔喉分布特征、可动流体饱和度和剩余油分布特征实验。结果表明，研究区岩心T2谱主要呈双峰特征，孔吼半径分布在0.1～50μm，剩余油主要分布在0.1～10μm的孔隙中，占总分布量的85%以上，压力梯度与反向驱替对渗透率相对较低的油层具有较明显的驱油效果。

关键词：核磁共振T2谱;油水赋存特征;剩余油分布;反向驱替

研究区XY油层已经注水开发30多年，综合含水82.0%，采出程度24.97%，整体进入高含水、高采出程度开发阶段，历经快速上产、产量递减、加密调整和再次递减阶段，研究区稳产形势十分严峻。当研究区进入高含水开发阶段之后，表现出的特征主要为剩余油高度分散，而目前研究中存在的主要问题是对于剩余资源微观分布状态认识不清。目前常用的微观油水赋存状态研究主要有物理实验方法和数值模拟方法，其中物理实验方法有扫描电镜技术、核磁共振技术和CT技术等，其中核磁共振技術可以借助T2弛豫时间谱间接定量反映微观孔吼特征及微观剩余油赋存量[1，2]，研究表明核磁共振法与压汞法得到的孔吼半径曲线具有极相似的几何形态[3]，故可以借助核磁共振T2谱研究研究区岩心孔吼结构以及剩余油分布状态。并通过油层油水赋存特征实验研究指导进一步改善开发效果及提高采收率主要技术对策的制定。

1 样品与实验

1.1实验样品和条件

实验过程中采用的岩心为油田钻井所取岩心，能较好的代表储层特征。选用的岩心中有7块不同渗透率值岩心用来开展核磁共振测试，并在实验过程中选取3块岩心用于对比研究压力梯度影响，选取3块岩心用于对比研究正反驱替影响，基础参数见表1。为了避免H+对实验结果的影响，模拟油为FC40氟化液和氟油的混合液。

实验过程中采用的地层水样品为根据研究区现场取得的地层水样品的矿化度在实验室按标准地层水配比复配得到的模拟水样品进行，矿化度为4700mg/L。为了准确模拟油层实际情况，选取驱替流速为0.05mL/min，围压为2MPa，实验温度为60℃。

1.2实验步骤

①提前对温控箱和实验岩心进行升温;

②用非磁性容器（如玻璃试管）装入待测岩样并放入测量腔;

③选择对应测量内容的脉冲序列（其中，测量T1、T2谱分别选用INVERC、CPMC脉冲序列）;

④按照需要测量内容分贝设置测量系统参数和采集参数，完成并确认准确后测量;

⑤首先测量饱和水岩样的T2谱，然后进行油驱水，建立束缚水饱和度，测量岩样束缚水状态的T2谱;其次，采用恒定速度水驱油，并记录驱替过程中的T2谱;最后，驱替至不出油时，测量岩样残余油状态下的T2谱;

⑥测量完成后，将测量结果保存，并用处理程序求出横向弛豫时间T2分布结果。

2 实验结果与讨论

2.1 T2谱形态特征研究

通过对研究区XY油层7块岩样完全饱和水后的T2谱图放在同一坐标体系中进行对比，其对比图见图1所示。从结果中可以看出：

①岩样中除S1-2（2）号岩样的T2谱型为三峰型外，其他6块岩样的T2谱型都为双峰型，表明S1-2（2）号岩样具有较强的非均质性;

②三峰型岩样的T2谱分布范围相对较小，分布范围主要介于0.3～110ms;双峰型岩样的T2谱分布范围相对较大，分布范围主要介于0.1～1000ms;

③对比其余6块双峰型岩心的T2谱形态，可以发现：当岩心的渗透率越大时，T2图谱表现出左峰越低、右峰越高，说明随着储层渗透率的增大，T2图谱不可动峰面积越小、可动峰面积越大，即占据小孔隙的束缚水越少，占据大孔隙的可动流体越多。

2.2 孔喉分布特征

通过经验公式可以利用T2驰豫时间计算出孔隙半径，便可以得到岩心关于孔径的T2谱，由此可以直观地反映出岩心中束缚水、驱替油、剩余油在不同孔径中的分布。从实验结果可以得出，渗透率在1～9mD范围内的岩心孔道主要介于0.01～10μm;渗透率在9～20mD范围内的岩心孔隙主要介于0.01～40μm;渗透率大于20mD范围的岩心孔隙主要介于0.01～50μm。说明岩心的孔道随着渗透率的增大逐渐增大。

2.3剩余油分布特征

剩余可动油百分数是指水驱后剩余油中的可动油占岩样原始总含油量的百分数。剩余剩余可动油百分数计算方式为可动油百分数减去驱油效率。根据油田储层特征，在此将岩心的孔径分布划分为以下5个范围，分别以0.01、0.1、1.0、10μm为界，统计不同岩心孔径内的剩余油分布量，计算结果见表2。由表2中的计算结果可以看出，XY油层岩心剩余油分布规律如下：

①XY油层不同渗透率岩心的剩余油分布在0.1～10.0μm孔径中占总剩余油分布量的85%以上，表明XY油层开发后期挖潜剩余油主要在中小孔径之中;

②根据实验结果可以看出，随着岩心渗透率的增大，XY油层岩心中剩余油在孔径为0.1～1.0μm中分布量趋于降低，在孔径为1.0～10.0μm范围中分布趋于增大。表明随着XY油层岩心渗透率趋于增加，剩余油的挖潜能力向中孔转变，驱替初期采收率高，剩余油饱和度下降幅度大，但随着开发逐步深入，采收率趋于平缓但未达到零，说明油层还有可采出的剩余油。

2.4 油水微观赋存状态影响分析

2.4.1压力梯度对微观赋存状态的影响

分别取渗透率分别为2.958×103μm2、16.247×103μm2、22.760×103μm2的三块岩心进行水驱实验，并给定不同压力梯度，以此研究XY油层压力梯度对岩心驱油效率和剩余油饱和度随着的影响。随着压力梯度的逐渐增大，渗透率小的岩心驱油效率增加相对明显，但当压力梯度增加到5.25MPa/m时，岩心的驱油效率趋于平缓，且剩余油饱和度也基本保持不变;对于渗透率相对较大的岩心，在压力梯度达到1.80MPa/m时，岩心的驱油效率趋于平缓，且剩余油饱和度也基本保持不变。说明对于XY油层的岩心1.80MPa/m的压力梯度为临界值，可以在实际生产中考虑采用该压力梯度生产。

2.4.2反向驱替对微观赋存状态的影响

通过对渗透率分别为9.809×103μm2、25.046×103μm2、33.559×103μm2的三块岩心进行水驱油实验，驱替不出油后进行反向驱替，实验结果见表4。由实验结果可以看出，岩心进行反向驱替实验之后，渗透率小的岩心驱油效率增加明显，而渗透率大的岩心驱油效率增幅较小。从图6中不同岩心驱替流体分布图可以看出，渗透率值为33.559×103μm2的岩心反向驱替动用的剩余油主要分布在0.4～8.0μm孔径中，各孔径动用幅度相对较小且分布均匀;渗透率值为25.046×103μm2的岩心反向驱替动用的剩余油主要分布在0.2～10.0μm孔径中，各孔径动用幅度相对较均匀;渗透率值为9.809×103μm2的岩心反向驱替动用的剩余油主要分布在0.1～3.0μm孔径中，仅有少量分布在中孔之中。

通过对该现象的分析可以得出，在较低的注入速度下，渗透率值相对较低的岩心可以形成均匀的驱替，从而将小孔隙中的剩余油驱替出来;而渗透率较大时，仅能驱替出优势通道内的剩余油，却很难将小孔隙中的剩余油驱替出来。

3 结论

（1）XY油层岩样T2谱图形多呈双峰特征，且随渗透率的增大，不可动峰（左峰）面积变小，可动峰（右峰）面积增大。表明随着渗透率的增大，占据小孔隙的束缚水越来越少，占据大孔隙的可动流体越来越多。

（2）分析压力梯度与反向驱替对油水微观赋存状态的影响表明，在实际水驱开发油层时应选取合适的压力梯度，反向驱替时应选择合适的储层，以提高开发效率。

[1] 闫伟超，孙建孟.微观剩余油研究现状分析.地球物理学进展，2016，31（ 5） ： 2198-2211.

[2] 白振强，吴胜和，付志国.大庆油田聚合物驱后微观剩余油分布规律[J].石油学报，2013，34（ 5）：924-931.

[3] 包晗.致密砂岩油藏注CO2过程中孔喉变化规律研究[D].西安石油大学，2019：8-20.

作者简介：季瑾悦（1992-），女，汉族，江苏泰州人。主要研究方向：油气田开发。