摘要：為了進(jìn)一步明確高倍數(shù)水驅(qū)油的微觀機(jī)制和巖心物性的時變規(guī)律，以指導(dǎo)海上油田高含水后期開發(fā)。采用先進(jìn)低場核磁共振技術(shù)，利用在線原位成像試驗實現(xiàn)巖心高倍數(shù)水驅(qū)過程的可視化；同時，基于水驅(qū)過程中的巖心動態(tài)核磁T2譜，量化不同孔隙內(nèi)微觀驅(qū)油效率，分析不同位置巖心孔隙的變化；最后，基于試驗結(jié)果建立儲層尺度的滲透率時變模型。結(jié)果表明：高倍水驅(qū)能夠大幅度降低殘余油飽和度，提高驅(qū)油效率，中孔的貢獻(xiàn)最大，大孔與小孔的貢獻(xiàn)相對較??；高倍水驅(qū)會改變有效孔隙分布，沿著水驅(qū)方向，靠近注入端的巖心內(nèi)有效孔隙增多，而靠近出口端的有效孔隙減少；在高倍水驅(qū)后巖心的有效孔隙度增大，滲透率也相應(yīng)增加。

關(guān)鍵詞：高倍水驅(qū)； 微觀機(jī)制； 核磁共振； 驅(qū)油效率； 物性時變

中圖分類號：TE 353"" 文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A" 文章編號：1673-5005（2025）02-0183-06

Experiment on micro oil displacement of high volume water flooding in offshore oilfields

LI Yanlai， YANG Dongdong， LIU Chunyan， WANG Meinan， GUO Jingmin

（Tianjin Branch of CNOOC（China） Company Limited， Tianjin 300459， China）

Abstract： It is important to deepen the understanding of the oil displacement mechanisms behind high volume water flooding and the changes of rock physical properties of offshore oilfields with high water cut. In this study， an innovative online in-situ imaging set-up for core flooding was used to conduct micro oil displacement experiments using a low-field nuclear magnetic resonance （NMR） technique. Based on the NMR T2 signal analysis， the micro oil displacement efficiency within different pores was quantified， and the changes in pore size distribution during high volume water flooding were examined. A reservoir scale permeability time-varying model was established based on experimental results. The results show that high volume water flooding can significantly reduce residual oil saturation and improve oil displacement efficiency. The contribution from mesopores to oil recovery is the largest， while the contributions from macropores and small pores are relatively small. Moreover， high volume water flooding can lead to changes in pore size distribution， resulting in an increase of the effective pore volume near the injection site and a decrease in pore volume near the outlet of the core along the direction of water flooding. Furthermore， the experimental results show that， after high volume water flooding， the porosity of the core increases and its permeability improves.

Keywords： high volume water flooding; micro mechanisms; nuclear magnetic resonance; oil displacement efficiency; time-varying physical properties

海上油田多采用水平井、大液量開發(fā)^［1-2］，高倍水驅(qū)后儲層被強(qiáng)烈沖刷，孔隙度、滲透率等巖石物性參數(shù)發(fā)生改變，從而影響水驅(qū)滲流特征^［3-7］。目前，國內(nèi)外許多學(xué)者針對高倍水驅(qū)的提高驅(qū)油效率方面已開展了大量研究，但主要集中于宏觀驅(qū)油試驗研究^［8-11］，孔隙級水驅(qū)油微觀機(jī)制研究較少^［12-16］。量化分析高倍水驅(qū)過程中孔隙內(nèi)驅(qū)油效率、有效孔隙度、滲透率變化^［17-18］，是研究孔隙級水驅(qū)油微觀機(jī)制的關(guān)鍵^［19-21］。筆者選取渤海C油田巖心，開展基于核磁共振技術(shù)的高倍水驅(qū)油試驗，對不同驅(qū)替階段的巖心進(jìn)行核磁成像，分析不同原油黏度下的油水分布特征；測量不同試驗油量的核磁信號，量化不同級別孔隙內(nèi)的驅(qū)油效率；反演出高倍水驅(qū)前后不同孔隙級別下核磁信號量，分析孔隙變化規(guī)律，探究高倍水驅(qū)油微觀機(jī)制以及巖石物性時變規(guī)律。

1 試驗儀器及原理

試驗儀器采用蘇州紐邁公司設(shè)計的巖心水驅(qū)在線原位成像系統(tǒng)，如圖1所示。

試驗原理：基于核磁共振技術(shù)對氫原子信號優(yōu)秀的捕捉能力，可精準(zhǔn)探測巖心多孔介質(zhì)內(nèi)含氫流體（油和水）的量以及位置信息，據(jù)此可以對巖心內(nèi)部流體進(jìn)行原位成像，以定性表征水驅(qū)油過程中的流體運(yùn)移。此外，通過核磁儀器獲取的橫向弛豫時間（T2）譜包絡(luò)面積能反映巖石孔隙內(nèi)含氫流體的總量，弛豫時間長短能夠反映流體所處孔隙的尺寸。據(jù)此定量分析微觀孔隙驅(qū)油效率以及孔隙結(jié)構(gòu)變化。

2 試驗參數(shù)及步驟

為探究不同原油黏度下的油水分布特征和孔隙驅(qū)油效率，選取2塊尺寸及物性參數(shù)接近的巖心進(jìn)行高倍水驅(qū)試驗，試驗參數(shù)見表1。

試驗步驟如下：①將試驗巖心烘干處理，測量巖心核磁基底信號；②以高倍水驅(qū)巖心試驗方法飽和去離子水，測量巖心飽和水后的核磁信號，建立核磁信號量-孔隙內(nèi)含水體積關(guān)系式，計算巖心含水飽和度；③以0.05 mL/min的驅(qū)替速度進(jìn)行飽和油，測量巖心飽和油后初始核磁信號，進(jìn)行核磁成像；④為了提高成像效果，前期用重水后期用普通去離子水進(jìn)行驅(qū)替，測量水驅(qū)0.5VP（VP為孔隙體積）、1VP、30VP、2000VP后的核磁信號并成像，用于分析高倍水驅(qū)過程中的含油飽和度變化規(guī)律；⑤反演高倍水驅(qū)前后的核磁信號，表征巖心孔隙分布，分析高倍水驅(qū)對儲層物性的影響。

3 試驗結(jié)果分析

3.1 油水分布特征

利用核磁共振技術(shù)分別對飽和油黏度為2和142 mPa·s的高倍水驅(qū)過程進(jìn)行成像，成像節(jié)點(diǎn)分別取初始飽和油時、水驅(qū)1VP、水驅(qū)30VP和水驅(qū)2000VP，其結(jié)果如圖2所示。

在初始狀態(tài)下，油飽和度均勻分布。經(jīng)過1VP的水驅(qū)后，巖心前端表現(xiàn)出了明顯的水驅(qū)效果，殘余油含量較低，但末端的殘余油含量偏高。在注入量至30VP時，巖心前端的殘余油含量進(jìn)一步減少，但仍然存在一些較大面積的殘余油“聚集塊”。然而，注入量為2000VP時，這些較大面積的殘余油“聚集塊”已經(jīng)消失，只有零星的殘余油區(qū)域存在，整體上呈現(xiàn)出以水為主的狀態(tài)。這一結(jié)果表明，在低倍水驅(qū)后，巖心內(nèi)仍然存在大量滯留的殘余油，而高倍水驅(qū)可以進(jìn)一步驅(qū)替巖心中的殘余油，提高采收率。

在較低倍數(shù)水驅(qū)（注入體積小于30VP）時，飽和黏度較高油的巖心殘余油量明顯較高，水驅(qū)動用效果較差。然而，隨著注入量的增加，直至2000VP時，高黏度油的巖心殘余油含量明顯減少，與低黏度油的巖心殘余油含量之間的差異總體上不明顯。這表明，油的黏度越高，高倍數(shù)水驅(qū)對殘余油的驅(qū)替效果越明顯，因此高倍數(shù)水驅(qū)更適合于高黏度油藏，以提高采收率。

3.2 微觀孔隙驅(qū)油效率

利用核磁T2信號能反映巖石孔隙內(nèi)含氫質(zhì)子流體（油和水）體積量的原理，測量不同試驗油量的核磁信號，繪制飽和油體積-核磁信號量的關(guān)系曲線，如圖3所示。由圖3可知，飽和油量與核磁信號呈較好的線性關(guān)系，核磁信號準(zhǔn)確的表征巖心內(nèi)部含油量。

為進(jìn)一步探究高倍水驅(qū)油微觀機(jī)制，將水驅(qū)動態(tài)T2譜以峰值為界將孔隙劃分小孔、中孔和大孔，如圖4所示。分別計算3類孔隙區(qū)域內(nèi)的核磁信號量，并計算各類孔隙中的剩余油量，進(jìn)而計算不同水驅(qū)倍數(shù)的殘余油飽和度，如圖5所示。

在水驅(qū)初始階段（注入0.5VP、1VP時）3類孔隙內(nèi)的殘余油飽和度較為接近，孔隙動用程度近似。隨著水驅(qū)至30VP時，大孔的動用程度最大，中孔次之，小孔最小。在注入的孔隙體積倍數(shù)較小時，孔徑越小，毛管力越大，導(dǎo)致孔隙內(nèi)的原油難以驅(qū)動。然而隨著水驅(qū)的進(jìn)行，注入量到達(dá)2000VP時，中、小孔內(nèi)殘余油飽和度降低明顯，而大孔降低幅度略小。通過計算（30～2000）

VP階段的巖心不同孔隙內(nèi)含油量變化來獲取不同孔隙產(chǎn)油貢獻(xiàn)。對于巖心的整體采收率，大孔、中孔和小孔的貢獻(xiàn)率分別14.7%、70.7%和14.6%。由于大孔的流動阻力小，在注入量30VP時大孔中原油已經(jīng)基本動用，繼續(xù)增加注入量對提高該部分孔隙的動用作用不大。另一方面，在注入（30～2000）VP階段，雖然小孔的動用程度有所增加，但是由于小孔的體積占巖心孔隙體積的比例非常小，其對整體采收率貢獻(xiàn)小。在高倍水驅(qū)階段，提高采收率的機(jī)制主要作用于中孔，其動用程度基本決定了高倍水驅(qū)階段巖心采收率的提高程度。

3.3 儲層物性時變規(guī)律

3.3.1 水驅(qū)前后巖心有效孔隙度變化

水驅(qū)前后巖心都完全飽和水，飽和水體積等于巖心有效孔隙體積。通過核磁共振儀器分別反演出高倍水驅(qū)前后巖心的T2分布，進(jìn)而表征有效孔隙體積變化，如圖6所示。在2000VP水驅(qū)后，T2譜曲線與橫坐標(biāo)之間面積增大，這表明巖心的有效孔隙體積增加。為了定量表征有效孔隙度的增加程度，通過不同試驗核磁信號總量和飽和水-核磁信號量轉(zhuǎn)換關(guān)系式，計算出水驅(qū)前后的飽和水量分別為2.76和3.2 mL，如圖7所示，這表明巖心有效孔隙度從15.4%增長到18.3%。

3.3.2 水驅(qū)前后巖心孔隙分布變化

為了定量分析巖心不同位置的孔隙變化，利用水-核磁信號轉(zhuǎn)換公式獲取各巖心掃描層位的孔隙體積，如圖8所示。沿著驅(qū)替方向，靠近注入端的巖心層位（1～5層）的孔隙增加，而靠近出口端的層位（6～7層）的孔隙減少。這種孔隙變化規(guī)律很可能是由于高倍數(shù)水驅(qū)的沖刷作用誘發(fā)靠近注入端的巖心內(nèi)顆粒脫落和運(yùn)移，從而造成孔隙增加。而在靠近出口端的層位，顆粒堆積造成孔隙減少。

3.3.3 軸向孔隙分布量化

為了進(jìn)一步量化各層孔隙的分布，對各層孔隙進(jìn)行劃分，并重點(diǎn)研究掃描層位1（注入端）和掃描層位7（出口端）的孔隙結(jié)構(gòu)變化，見表2。從表2中可以看出，注入端的巖心小孔消失，中孔和大孔的體積增加，孔徑平均值也有所增大。這主要可能是由于在高強(qiáng)度注入水沖刷下，部分小孔周圍的顆粒脫落，形成了較大的孔隙。相反，在出口端的巖心中，小孔的數(shù)量大幅增加，中孔的數(shù)量急劇降低，大孔的數(shù)量略有下降，孔徑平均值也有所減小。這主要可能是由于前端剝離的巖石顆粒受到出口端流線變化以及砂網(wǎng)作用的“末端效應(yīng)”的影響，導(dǎo)致真實流速降低，顆粒沉降、堆積，從而引起出口端巖心的孔隙度和平均孔徑減小。

3.3.4 水滲透率時變

實際儲層中不會出現(xiàn)室內(nèi)試驗才會有的“末端效應(yīng)”，為了更準(zhǔn)確地獲取礦場尺度的滲透率變化規(guī)律，選用“末端效應(yīng)”作用較弱的層位1～3代表儲層巖心。采用SE-SPI序列實時掃描，獲取注入1VP、10VP、100VP、1000VP以及2000VP后前端巖石孔隙變化，巖心前端孔隙度分別變?yōu)?3.5%、14.1%、14.8%、18.6%、21.3%，同時獲得該類儲層孔隙度與滲透率關(guān)系曲線，如圖9所示。依據(jù)儲層孔隙度與滲透率的關(guān)系曲線，建立儲層尺度的滲透率時變模型，擬合時變方程為

kx/k0=10^-5x²+0.0859x+5.0867.（1）

式中，k0為巖心初始滲透率，10^-3 μm²；kx為水驅(qū)xVP后巖心滲透率，10^-3μm²；x為水驅(qū)注入孔隙體積倍數(shù)。

高倍水驅(qū)過程的儲層尺度滲透率時變曲線如圖10所示。

在高倍水驅(qū)過程中，儲層滲透率會隨著時間的推移而不斷增加。這是由于巖心內(nèi)部在注入水的不斷沖刷下，孔隙結(jié)構(gòu)發(fā)生改變，進(jìn)而使流體的運(yùn)移阻力減小。通過本試驗獲取的滲透率時變規(guī)律可以更好地認(rèn)識高倍水驅(qū)中提高采收率的機(jī)制，為海上油田高倍數(shù)水驅(qū)滲流特征研究提供理論依據(jù)。

4 結(jié) 論

（1）高倍水驅(qū)可以顯著降低殘余油飽和度，提高驅(qū)油效率。從微觀角度來看，高倍水驅(qū)的產(chǎn)油貢獻(xiàn)主要來自中孔，大孔與小孔的貢獻(xiàn)相對較低。此外，油的黏度越高，高倍水驅(qū)的驅(qū)替殘余油效果越顯著，因此高倍水驅(qū)更適用于高黏度油藏。

（2）高倍水驅(qū)能使巖心有效孔隙度增大，同時改變孔隙分布。沿水驅(qū)方向，靠近注入端的巖心內(nèi)孔隙增多、平均孔徑增大，靠近出口端的巖心內(nèi)孔隙減少、平均孔徑減小?？拷⑷攵说膸r心孔隙變化規(guī)律更能反映實際儲層孔隙情況，靠近出口端的巖心內(nèi)顆粒堆積造成滲透率降低，與真實儲層存在差異。

（3）儲層滲透率隨著高倍水驅(qū)進(jìn)行不斷增大。海上油田具有高速開發(fā)的特點(diǎn)，經(jīng)過長期水驅(qū)沖刷，孔隙結(jié)構(gòu)和巖石潤濕性發(fā)生變化，傳統(tǒng)的數(shù)值模擬方法在未考慮滲透率時變的條件下，難以準(zhǔn)確表征油水運(yùn)動和剩余油分布規(guī)律。建立的儲層尺度滲透率時變模型可以有效提升數(shù)值模擬在高含水期的適應(yīng)性，提高剩余油預(yù)測精度，為海上油田高含水期剩余油挖潛提供技術(shù)支撐。

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（編輯 李志芬）

基金項目：中國海洋石油集團(tuán)公司“十四五”重大科技項目（KJGG2021-0501）

第一作者及通信作者：李彥來（1982-），男，高級工程師，碩士，研究方向為海上油氣田開發(fā)和提高采收率。E-mail：liyl5@cnooc.com.cn。

引用格式：李彥來，楊東東，劉春艷，等.海上油田高倍水驅(qū)油微觀驅(qū)油規(guī)律試驗［J］.中國石油大學(xué)學(xué)報（自然科學(xué)版），2025，49（2）：183-188.

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