白振強，王清華，宋文波

(1.東北石油大學(xué) 石油工程學(xué)院，黑龍江 大慶 163318；2.中國石油 大慶油田有限責(zé)任公司 勘探開發(fā)研究院，黑龍江 大慶 163453)

天然氣是一種寶貴能源，也是一種綠色、優(yōu)質(zhì)的驅(qū)油介質(zhì)，與原油相似相溶。近年來，中國各油田開展了一系列天然氣驅(qū)油開發(fā)試驗，一方面可大幅度提高原油采收率，另一方面可以形成一定的儲氣能力，提升天然氣調(diào)峰和戰(zhàn)略保供能力[1]。相對于水和聚合物，天然氣具有較好的注入性，能夠適應(yīng)多種油藏[2-6]，具有可以波及到微米級和納米級孔隙原油的優(yōu)勢。因此，天然氣驅(qū)具有較高的驅(qū)替效率，而且與儲集層的匹配性較好，不會對儲集層產(chǎn)生水敏、酸敏、堿敏等傷害。由于開展天然氣驅(qū)的儲集層一般為低滲透儲集層，孔喉半徑和連通性低于常規(guī)儲集層[7]，或者水驅(qū)后或化學(xué)驅(qū)后開展天然氣驅(qū)與儲氣庫協(xié)同開發(fā)，剩余油主要分布在微小孔隙和孔喉中。儲集層可動用孔喉半徑和可動用下限是表征天然氣驅(qū)替效果的重要參數(shù)，對評價天然氣驅(qū)開發(fā)效果具有重要意義。

核磁共振可以定量表征巖石內(nèi)部孔隙結(jié)構(gòu)[8]，廣泛應(yīng)用于礦場和室內(nèi)研究。巖心中只有孔喉內(nèi)的流體產(chǎn)生核磁共振信號，因此，巖心核磁共振T2譜能夠反映孔隙流體的分布。國內(nèi)外學(xué)者研究發(fā)現(xiàn)，核磁共振弛豫時間與孔喉半徑具有良好的數(shù)學(xué)關(guān)系，依據(jù)高壓壓汞實驗資料，弛豫時間可以通過轉(zhuǎn)換系數(shù)直接換算成孔喉半徑。中國學(xué)者進(jìn)行了大量研究，如分析了弛豫時間與孔隙半徑的關(guān)系，通過孔喉比將孔隙半徑轉(zhuǎn)換為喉道半徑，并將核磁共振孔喉半徑分布曲線應(yīng)用到油田開發(fā)評價中[9-10]；探討了低孔低滲儲集層巖心核磁共振實驗分析的精度及其應(yīng)用效果[11]；提出了基于核磁共振標(biāo)定的高壓壓汞孔喉半徑分布定量評價方法，統(tǒng)計了不同孔喉半徑下的流體賦存狀態(tài)[12]；對恒速壓汞、核磁共振及微米CT 測試實驗結(jié)果進(jìn)行了綜合對比，提出聯(lián)合核磁共振和恒速壓汞測定致密砂巖孔喉結(jié)構(gòu)的方法[13]。前人主要利用核磁共振技術(shù)對各類儲集層的孔喉和孔隙半徑的分布進(jìn)行了研究，針對注水和注氣開發(fā)過程中不同開發(fā)條件下孔喉動用下限的研究較少。

本文利用核磁共振T2譜能夠反映孔隙流體的分布這一基本原理，利用掃描同一塊巖心水驅(qū)和天然氣驅(qū)時得到的數(shù)據(jù)，分析不同注氣參數(shù)下巖心不同位置的剩余油分布情況，進(jìn)而推斷出不同驅(qū)替階段不同注氣參數(shù)下能夠動用的最小孔喉半徑，為天然氣驅(qū)以及儲氣庫協(xié)同開發(fā)提供一種新的評價思路。

1 數(shù)學(xué)機理

根據(jù)多孔介質(zhì)飽和流體的核磁共振基礎(chǔ)理論，當(dāng)巖石被單一相流體飽和時，弛豫速率由體積、表面積和擴散弛豫3部分組成[14-16]：

一般情況下，流體的橫向體積弛豫時間遠(yuǎn)小于橫向表面弛豫時間，(1)式中等號右邊第一項可以忽略；磁場梯度也非常小，(1)式中等號右邊第三項也可以忽略。因此，較均勻磁場中單一相流體的弛豫時間可近似為

地層孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，如果把孔隙結(jié)構(gòu)近似為近球體和近圓柱體，則與實際地層孔隙情況相差較遠(yuǎn)。有學(xué)者通過大量核磁共振與孔隙結(jié)構(gòu)關(guān)系實驗研究認(rèn)為，T2譜與孔隙半徑呈冪指數(shù)關(guān)系[17-19]，則(2)式可表示為

由于孔隙半徑等于孔喉半徑與孔隙平均孔喉比的乘積，因此(3)式變?yōu)?/p>

對(5)式取自然對數(shù)，可得：

只要求出c和n，即可將單一相流體飽和巖石的弛豫時間分布轉(zhuǎn)換成孔隙半徑分布。

2 實驗內(nèi)容

實驗采用大慶喇嘛甸油田脫水原油，45 ℃下黏度為10.3 mPa·s；質(zhì)量分?jǐn)?shù)為15%氯化錳水溶液；巖心由4塊滲透率為1 150 mD、直徑為2.5 cm、長度為25 cm的人造巖心組合而成，總長度為100 cm(圖1)；復(fù)配天然氣。設(shè)備主要包括L1500長巖心夾持器(耐壓50 MPa)、高精度回壓閥(最高壓力60 MPa，精度0.1 MPa)、大尺度恒溫箱(溫度為-25～100 ℃，精度0.2 ℃)、高精度恒速恒壓流量泵(流量為0.01～25.00 mL/min)、蠕動泵(流量為0.006～24.000 mL/min)以及斯派克S-500 高場核磁共振設(shè)備(磁場強度為0.28 T，氫質(zhì)子共振頻率為24 MHz)。

圖1 核磁共振實驗巖心示意圖Fig.1.Schematic diagram of the core for NMR experiments

實驗設(shè)計注氣速度和注氣壓力2 個變量，注氣速度的選擇主要依據(jù)是否能夠形成較為穩(wěn)定的重力驅(qū)，因此，注氣速度盡可能小，使驅(qū)替界面以水平面向下移動。注氣速度分別為0.05 mL/min 和0.45 mL/min 時，驅(qū)替界面移動速度分別為0.1 mm/min 和0.9 mm/min，驅(qū)替界面為水平面，未產(chǎn)生明顯的指進(jìn)現(xiàn)象。在此基礎(chǔ)上，共設(shè)計5組實驗方案：注氣速度為0.05 mL/min，注氣壓力為5.0 MPa；注氣速度為0.05 mL/min，注氣壓力為11.4 MPa；注氣速度為0.05 mL/min，注氣壓力為17.0 MPa；注氣速度為0.15 mL/min，注氣壓力為11.4 MPa；注氣速度為0.45 mL/min，注氣壓力為11.4 MPa。每組實驗依次進(jìn)行抽真空、飽和水、飽和油、水驅(qū)和頂部注氣5 個步驟，并分別在飽和油后、水驅(qū)后和頂部注氣后進(jìn)行核磁掃描。本次實驗溫度為45 ℃，且在最高注氣壓力17.0 MPa的條件下，天然氣與原油不混相。

實驗步驟：①將巖心放入夾持器中，清洗、烘干并抽真空，在45 ℃下，先飽和15%氯化錳水溶液，再飽和油，然后進(jìn)行核磁掃描；②為了屏蔽水相核磁共振信號，用15%氯化錳水溶液以0.1 mL/min 速度驅(qū)替至出口端不產(chǎn)油，或者出口端含水率超過99%，進(jìn)行核磁掃描；③用復(fù)配天然氣以實驗注氣速度驅(qū)替至出口端不產(chǎn)油后，進(jìn)行核磁掃描；④清洗儀器，檢查儀器密封性及連通性，優(yōu)化實驗方案進(jìn)行后續(xù)實驗。

3 T2譜轉(zhuǎn)換為孔喉半徑分布

地層多孔介質(zhì)的孔喉大小和形狀具有多樣性和復(fù)雜性，由于研究方法的限制，高壓壓汞實驗數(shù)據(jù)不能反映孔喉半徑小于最大進(jìn)汞壓力對應(yīng)喉道相關(guān)的孔隙信息和不連通孔隙信息。而巖心飽和15%氯化錳水溶液后，建立最大含油飽和度時的T2譜同樣沒有反映不連通孔隙信息，二者仍稍有差異。因此，在求取(6)式中c和n時，只對弛豫時間與高壓壓汞孔喉半徑累計分布曲線對應(yīng)較好的部分進(jìn)行取值(圖2)。

圖2 弛豫時間與孔喉半徑累計分布曲線Fig.2.Cumulative distribution curves of relaxation time and pore throat radius

根據(jù)最小二乘法[7]：

求取(7)式的最小值(圖3)。從擬合結(jié)果來看，擬合線和數(shù)據(jù)線的幅度和趨勢較為一致，說明擬合結(jié)果合理。c為0.225 5，n為1.828，代入(5)式，即可將T2譜轉(zhuǎn)換成孔隙半徑分布。

圖3 高壓壓汞孔喉半徑與弛豫時間的關(guān)系Fig.3.Pore throat radius vs.relaxation time in high-pressure mercury intrusion test

4 實驗結(jié)果分析

天然氣比水的分子量、分子半徑、黏度和分子極性小，天然氣的注入性更好，可以進(jìn)入水驅(qū)波及不到的微小孔喉，驅(qū)替吸附或者滯留在微小孔隙和孔喉中的原油。研究表明，天然氣驅(qū)能夠波及到納米孔喉內(nèi)的原油[20]。因此，確定天然氣驅(qū)過程中不同注氣速度、注氣壓力和位置的孔喉動用下限具有重要意義。驅(qū)替過程中，隨著含油飽和度的逐漸降低，核磁共振信號幅度逐漸降低，對比不同注氣參數(shù)下不同孔喉半徑的核磁共振信號幅度變化曲線，即可判斷出不同開發(fā)方式下的孔喉動用下限。

4.1 注氣速度對孔喉動用下限的影響

飽和油后和水驅(qū)后巖心的核磁共振信號幅度在孔喉半徑為0.500～1.000 μm 處產(chǎn)生明顯分異(圖4)。注氣壓力為11.4 MPa，水驅(qū)后和天然氣驅(qū)后的核磁共振信號幅度在注氣速度分別為0.05 mL/min、0.15 mL/min和0.45 mL/min 時，分別在孔喉半徑為0.050 μm、0.020 μm和0.015 μm處產(chǎn)生明顯分異(圖4)。

圖4 不同注氣速度下的T2譜Fig.4.T2 spectra at different gas injection rates

通過不同注氣速度下巖心T2譜對比可見，水驅(qū)主要動用的是大孔隙內(nèi)的剩余油，孔喉動用下限約為0.50 μm，半徑為1.00～40.00 μm 孔隙的剩余油是水驅(qū)的主要動用對象；而水驅(qū)后頂部氣驅(qū)主要動用半徑為0.01～0.05 μm 孔喉中的剩余油。低注氣速度的孔喉動用下限為0.04 μm，中等注氣速度的孔喉動用下限為0.02 μm，高注氣速度的孔喉動用下限為0.01 μm。高注氣速度下的驅(qū)動力強于低注氣速度，對小孔喉的動用能力強于低注氣速度。從核磁共振信號幅度下降的數(shù)值來看，天然氣驅(qū)動用的孔喉半徑范圍很大，但是天然氣驅(qū)與水驅(qū)相比，對半徑大于2.00 μm 的孔隙的驅(qū)替效果有限，其核磁共振信號幅度下降數(shù)值明顯低于水驅(qū)。因此，在非混相條件下，天然氣驅(qū)提高水驅(qū)后儲集層采收率的效果較差。

4.2 注氣壓力對孔喉動用下限的影響

注氣速度為0.05 mL/min，注氣壓力為17.0 MPa時的孔喉動用下限為0.01 μm，細(xì)小孔喉得到有效動用；注氣壓力為11.4 MPa 時的孔喉動用下限為0.04 μm；注氣壓力為5.0 MPa 時的孔喉動用下限為0.05 μm(圖5)，半徑大于10.00 μm 的大孔喉中的原油得到充分動用?？梢?，隨注氣壓力的升高，進(jìn)一步動用的主要是更小孔喉內(nèi)的剩余油。較高的注氣壓力使注入氣體具有較高的動用細(xì)小孔喉內(nèi)剩余油的能力，高壓使得氣體與原油之間的界面張力降低，達(dá)到提高氣體驅(qū)油效率的目的。水驅(qū)的孔喉動用下限為1.00 μm，對小孔喉內(nèi)剩余油動用情況較差，后續(xù)天然氣驅(qū)彌補了該不足。

圖5 不同注氣壓力下巖心高部位T2譜Fig.5.T2 spectra at the high position of the core under different gas injection pressures

根據(jù)不同注氣壓力下的各級孔喉提高采收率貢獻(xiàn)率可以看出(圖6)，3 種注氣壓力下半徑為1.00～10.00 μm 的孔喉動用程度相對較高，注氣壓力越高，小孔喉內(nèi)剩余油動用程度越高，孔喉動用下限越低。注氣壓力由5.0 MPa 逐漸升高到17.0 MPa 的過程中，半徑為0.01～1.00 μm 孔喉中剩余油的提高采收率貢獻(xiàn)率上升了11.6%，半徑為1.00～10.00 μm 孔喉中剩余油的提高采收率貢獻(xiàn)率上升了18.0%。很明顯，提高注氣壓力有效提高了半徑為0.01～10.00 μm 孔喉中剩余油的動用程度。

圖6 不同注氣壓力下各級孔喉提高采收率貢獻(xiàn)率Fig.6.Contribution rates of different pore throat radii to EOR under different gas injection pressures

4.3 巖心不同位置孔喉動用下限

不同注氣速度下，巖心不同部位動用程度存在差異(圖7)。針對不同孔喉半徑的儲集層，注氣提高采收率的目的是動用半徑為0.01～10.00 μm 孔喉內(nèi)的剩余油，但不同注氣速度下的孔喉動用下限不同，導(dǎo)致不同注氣速度下不同孔喉的提高采收率貢獻(xiàn)率不同。孔喉半徑為0.01～1.00 μm 時，高注氣速度下提高采收率貢獻(xiàn)率最大，因為高注氣速度對該范圍孔喉內(nèi)剩余

圖7 巖心不同部位孔喉動用情況Fig.7.Pore throat producing status at different positions of the core

油的動用能力強；孔喉半徑為1.00～10.00 μm 時，低注氣速度對該范圍孔喉內(nèi)剩余油的動用能力強，低注氣速度對中—小孔喉的提高采收率貢獻(xiàn)最大；孔喉半徑大于10.00 μm 時，3 個注氣速度下的提高采收率貢獻(xiàn)率相近，原因是前期水驅(qū)已經(jīng)將較大孔隙內(nèi)部的原油采出，后續(xù)天然氣驅(qū)雖然仍能夠驅(qū)替水驅(qū)無法動用的少量剩余油，但該部分剩余油較少，對于整體提高采收率的貢獻(xiàn)較小。

低注氣速度對巖心低部位小孔喉內(nèi)剩余油的動用能力較弱，但對于高部位小孔喉內(nèi)剩余油的動用能力相對較強，且低注氣速度下巖心高部位動用程度與低部位相差23.6%，在驅(qū)替過程中形成了穩(wěn)定的驅(qū)替效果，頂部低注氣速度驅(qū)替后，高部位和低部位孔喉內(nèi)剩余油分布差異較小。低注氣速度對巖心高部位、次高部位、次低部位和低部位半徑為1.00～10.00 μm的孔喉中剩余油動用效果均最好。

中等注氣速度對巖心高部位和低部位半徑為1.00～10.00 μm 的孔喉中剩余油的動用效果均最好；對巖心次高部位和次低部位中半徑為0.01～1.00 μm和大于10.00 μm 的孔喉中剩余油的動用效果較好，與半徑為1.00～10.00 μm 的孔喉中剩余油動用程度相差不大，提高采收率貢獻(xiàn)率均大于29.2%，巖心次高部位和次低部位不同孔喉的剩余油動用均勻。

對于高注氣速度而言，巖心高部位不同孔喉的剩余油動用程度與低部位完全不同。巖心高部位半徑為0.01～1.00 μm 的孔喉中剩余油動用程度高，半徑大于10.00 μm 的孔喉中剩余油動用程度則較低，二者的提高采收率貢獻(xiàn)率相差20.0%。低部位正好相反，半徑為0.01～1.00 μm 的孔喉中剩余油動用程度低，半徑大于10.00 μm 的孔喉中剩余油動用程度則較高，二者的提高采收率貢獻(xiàn)率相差27.2%。造成該現(xiàn)象的原因是注氣速度較高，巖心高部位受到高速沖刷后波及效率高，孔喉動用下限較小。但由于氣體與原油之間不利的流度比導(dǎo)致氣體發(fā)生氣竄，形成主流通道，后續(xù)所注氣體沿主流通道優(yōu)先流動，對巖心低部位波及范圍小，孔喉動用下限較高。

5 結(jié)論

(1)水驅(qū)主要驅(qū)替儲集層微米級孔隙內(nèi)原油，水驅(qū)后頂部注氣提高采收率過程中半徑為1.00～10.00 μm的孔喉內(nèi)剩余油采出最多，是水驅(qū)后頂部注氣提高采收率的主要來源。

(2)注氣速度為0.05 mL/min 時，孔喉動用下限為0.04 μm；注氣速度為0.15 mL/min 時，孔喉動用下限為0.02 μm；注氣速度為0.45 mL/min 時，孔喉動用下限為0.01 μm。

(3)注氣壓力為5.0 MPa時，孔喉動用下限為0.05 μm；注氣壓力為11.4 MPa時，孔喉動用下限為0.04 μm；注氣壓力為17.0 MPa時，孔喉動用下限為0.01 μm。注氣壓力越高，整體巖心孔喉動用越均勻，隨著注氣壓力的增大，動用孔喉越小。

符號注釋

D——擴散系數(shù)，μm2/ms；

Fs——孔隙形狀因子；

G——磁場梯度，T/cm；

i——第i個值；

L——最小二乘法函數(shù)；

m——總測量數(shù)，個；

n——冪指數(shù)；

P——橫向表面弛豫強度，μm/ms；

rc——孔隙半徑，μm；

rc1——孔喉半徑，μm；

Rt——孔隙平均孔喉比；

Rti——第i個孔隙平均孔喉比；

S——孔隙表面積，cm2；

T2——弛豫時間，ms；

T2B——橫向體積弛豫時間，ms；

T2i——第i個弛豫時間，ms；

TE——回波間隔時間，ms；

V——孔隙體積，cm3；

γ——磁旋比。