基于核磁共振的天然氣驅儲集層孔喉動用下限

白振強，王清華，宋文波

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

天然氣是一種寶貴能源，也是一種綠色、優質的驅油介質，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油開發試驗，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，提升天然氣調峰和戰略保供能力[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勢。因此，天然氣驅具有較高的驅替效率，而且與儲集層的匹配性較好，不會對儲集層產生水敏、酸敏、堿敏等傷害。由于開展天然氣驅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儲集層[7]，或者水驅后或化學驅后開展天然氣驅與儲氣庫協同開發，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替效果的重要參數，對評價天然氣驅開發效果具有重要意義。

核磁共振可以定量表征巖石內部孔隙結構[8]，廣泛應用于礦場和室內研究。巖心中只有孔喉內的流體產生核磁共振信號，因此，巖心核磁共振T2譜能夠反映孔隙流體的分布。國內外學者研究發現，核磁共振弛豫時間與孔喉半徑具有良好的數學關系，依據高壓壓汞實驗資料，弛豫時間可以通過轉換系數直接換算成孔喉半徑。中國學者進行了大量研究，如分析了弛豫時間與孔隙半徑的關系，通過孔喉比將孔隙半徑轉換為喉道半徑，并將核磁共振孔喉半徑分布曲線應用到油田開發評價中[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用效果[11]；提出了基于核磁共振標定的高壓壓汞孔喉半徑分布定量評價方法，統計了不同孔喉半徑下的流體賦存狀態[12]；對恒速壓汞、核磁共振及微米CT 測試實驗結果進行了綜合對比，提出聯合核磁共振和恒速壓汞測定致密砂巖孔喉結構的方法[13]。前人主要利用核磁共振技術對各類儲集層的孔喉和孔隙半徑的分布進行了研究，針對注水和注氣開發過程中不同開發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和天然氣驅時得到的數據，分析不同注氣參數下巖心不同位置的剩余油分布情況，進而推斷出不同驅替階段不同注氣參數下能夠動用的最小孔喉半徑，為天然氣驅以及儲氣庫協同開發提供一種新的評價思路。

1 數學機理

根據多孔介質飽和流體的核磁共振基礎理論，當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

地層孔隙結構復雜，如果把孔隙結構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。有學者通過大量核磁共振與孔隙結構關系實驗研究認為，T2譜與孔隙半徑呈冪指數關系[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)式變為

對(5)式取自然對數，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換成孔隙半徑分布。

2 實驗內容

實驗采用大慶喇嘛甸油田脫水原油，45 ℃下黏度為10.3 mPa·s；質量分數為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)；復配天然氣。設備主要包括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 高場核磁共振設備(磁場強度為0.28 T，氫質子共振頻率為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是否能夠形成較為穩定的重力驅，因此，注氣速度盡可能小，使驅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，驅替界面移動速度分別為0.1 mm/min 和0.9 mm/min，驅替界面為水平面，未產生明顯的指進現象。在此基礎上，共設計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。每組實驗依次進行抽真空、飽和水、飽和油、水驅和頂部注氣5 個步驟，并分別在飽和油后、水驅后和頂部注氣后進行核磁掃描。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 速度驅替至出口端不產油，或者出口端含水率超過99%，進行核磁掃描；③用復配天然氣以實驗注氣速度驅替至出口端不產油后，進行核磁掃描；④清洗儀器，檢查儀器密封性及連通性，優化實驗方案進行后續實驗。

3 T2譜轉換為孔喉半徑分布

地層多孔介質的孔喉大小和形狀具有多樣性和復雜性，由于研究方法的限制，高壓壓汞實驗數據不能反映孔喉半徑小于最大進汞壓力對應喉道相關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較好的部分進行取值(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

根據最小二乘法[7]：

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

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

4 實驗結果分析

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，可以進入水驅波及不到的微小孔喉，驅替吸附或者滯留在微小孔隙和孔喉中的原油。研究表明，天然氣驅能夠波及到納米孔喉內的原油[20]。因此，確定天然氣驅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 處產生明顯分異(圖4)。注氣壓力為11.4 MPa，水驅后和天然氣驅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，水驅主要動用的是大孔隙內的剩余油，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的主要動用對象；而水驅后頂部氣驅主要動用半徑為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值來看，天然氣驅動用的孔喉半徑范圍很大，但是天然氣驅與水驅相比，對半徑大于2.00 μm 的孔隙的驅替效果有限，其核磁共振信號幅度下降數值明顯低于水驅。因此，在非混相條件下，天然氣驅提高水驅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，進一步動用的主要是更小孔喉內的剩余油。較高的注氣壓力使注入氣體具有較高的動用細小孔喉內剩余油的能力，高壓使得氣體與原油之間的界面張力降低，達到提高氣體驅油效率的目的。水驅的孔喉動用下限為1.00 μm，對小孔喉內剩余油動用情況較差，后續天然氣驅彌補了該不足。

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

根據不同注氣壓力下的各級孔喉提高采收率貢獻率可以看出(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 孔喉內的剩余油，但不同注氣速度下的孔喉動用下限不同，導致不同注氣速度下不同孔喉的提高采收率貢獻率不同?？缀戆霃綖?.01～1.00 μm 時，高注氣速度下提高采收率貢獻率最大，因為高注氣速度對該范圍孔喉內剩余

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率相近，原因是前期水驅已經將較大孔隙內部的原油采出，后續天然氣驅雖然仍能夠驅替水驅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較小。

低注氣速度對巖心低部位小孔喉內剩余油的動用能力較弱，但對于高部位小孔喉內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%，在驅替過程中形成了穩定的驅替效果，頂部低注氣速度驅替后，高部位和低部位孔喉內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率相差27.2%。造成該現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致氣體發生氣竄，形成主流通道，后續所注氣體沿主流通道優先流動，對巖心低部位波及范圍小，孔喉動用下限較高。

5 結論

(1)水驅主要驅替儲集層微米級孔隙內原油，水驅后頂部注氣提高采收率過程中半徑為1.00～10.00 μm的孔喉內剩余油采出最多，是水驅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，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；

m——總測量數，個；

n——冪指數；

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。