唐 寧，唐洪明

（西南石油大學 地球科學與技術(shù)學院，四川成都 610500）

疏松砂巖儲層具有物性好、原油充滿程度高、儲量大、豐度高、埋深淺、易開發(fā)等特點。目前，疏松砂巖儲層為我國最重要的油氣儲集層類型之一，疏松砂巖儲層的開發(fā)已成為我國石油工業(yè)最為重要的經(jīng)濟增長點之一，對我國石油工業(yè)的發(fā)展有非常重要的意義。稠油油藏原油的黏度高，在采油過程中油水乳化、溫壓下降，以及外來流體等作用下，油井不同生產(chǎn)階段不同程度地出砂，尤其在投產(chǎn)初期、修井、微壓裂和增產(chǎn)作業(yè)后生產(chǎn)初期，微粒運移表現(xiàn)更為嚴重。近井滲流速度大，原油乳化程度高、溫壓下降快，以及防砂管和礫石充填層的遮擋，近井微粒堵塞、運移聚集帶，部分微粒會攜帶到井筒，導致砂埋、卡泵等；隨著細顆粒在孔隙介質(zhì)中流動，流體攜帶流體能力降低或者滲流通道迂曲變化，滲流場的改變，顆粒將在孔喉中發(fā)生機械捕獲、滯留及沉淀，地層堵塞會嚴重降低油井產(chǎn)能，甚至油井報廢。因為儲層的孔隙結(jié)構(gòu)最能直接控制儲層的滲流與儲集能力，因而影響與限制油田采收率[1-4]，與其做出巨大努力來補救其影響，不如避免形成[5]。在這種情況下，定量地研究儲層孔隙結(jié)構(gòu)的變化規(guī)律，對指導油田方案調(diào)整、剩余油定量描述、三次采油和提高最終采收率有著非常重要作用[7-10]。文章通過核磁在線高倍油驅(qū)實驗，研究儲層稠油開采前后孔隙結(jié)構(gòu)變化，為油田稠油開采方案調(diào)整、剩余油定量描述、三次采油和提高最終采收率提供依據(jù)。

1 實驗步驟

傳統(tǒng)的表征孔喉分布方法是采用壓汞測試法，其分析孔喉分布過程具有破壞性的缺點，且無法在高倍油驅(qū)實驗過程中實時在線檢測孔喉變化，而低磁場強核磁共振巖樣分析技術(shù)具有檢測迅速、無污染、操作簡單、在線、無損測試孔喉結(jié)構(gòu)等特點[7]。適用于室內(nèi)實驗，是測量巖石物性參數(shù)的新型方法之一。該技術(shù)利用油氣或者水中的氫原子核在磁場中具有共振并能產(chǎn)生信號的特性來探測油、氣、水及其分布和巖石物性參數(shù)。

具體實驗步驟如下：

在巖樣高倍水驅(qū)過程中加以核磁共振技術(shù)，實時監(jiān)測巖樣孔喉變化；①選取對核磁信號無影響的材料制作合適的夾持裝置。②選用實驗區(qū)塊的取得的油砂制作高滲填砂管。③用50mPa·S的硅油以不同泵速驅(qū)替不同PV數(shù)，后增加泵速繼續(xù)驅(qū)替。記錄每一個過程的孔喉分布以及MRI成像（泵速按照0.2mL/min，0.5mL/min，1mL/min，2mL/min，4mL/min，6mL/min增加）。

④實驗后通過電腦軟件，分析油驅(qū)后巖樣孔隙結(jié)構(gòu)特征及分布情況。

2 核磁T2譜結(jié)果分析

儲層巖樣核磁共振T2譜通過C值轉(zhuǎn)換后橫坐標代表巖樣孔喉分布，縱坐標代表巖樣孔喉分布頻率，呈雙峰態(tài)。自左向右第一個峰孔喉半徑分布在1.047～3.41μm，代表著巖樣內(nèi)較小孔隙或細喉道，下文統(tǒng)稱為小孔細喉分布峰，占比為7.0%，說明巖樣在驅(qū)替前，小孔隙、細喉道占比較低；第二個峰孔喉半徑分布在20.7～235.4μm，代表著巖樣內(nèi)較大孔隙或粗喉道，下文統(tǒng)稱為大孔粗喉分布峰，其占比為93.0%。從整體來看在驅(qū)替前儲層內(nèi)相對以大孔隙、粗喉占優(yōu)。

從驅(qū)替結(jié)果來看，對比驅(qū)替前后的孔喉分布，儲層高倍油驅(qū)后大孔隙或粗喉道的占比上升且大于驅(qū)替前，所對應的孔喉半徑增加，孔喉半徑中值較驅(qū)替前增加32.1%。從驅(qū)替過程來看，油驅(qū)流速小于1mL/min的過程表現(xiàn)為一個孔喉半徑先緩慢減小的過程，當增加驅(qū)替流速大于1mL/min，并隨著流速的增大孔隙結(jié)構(gòu)變化幅度增大，小孔喉的占比表現(xiàn)為持續(xù)減少，大孔喉的占比則持續(xù)增加。對比驅(qū)替過程中的孔喉分布曲線發(fā)現(xiàn)，曲線雙峰峰型不斷變集中，并且驅(qū)替結(jié)束后較驅(qū)替前較大的孔喉半徑變得更大而較小的孔喉半徑變得更小，有著朝兩極發(fā)展的趨勢?？缀矸植嫉姆蔷|(zhì)性增強（圖1）。

圖1 儲層巖樣不同階段孔喉分布圖

3 核磁共振成像（MRI）結(jié)果分析

核磁共振T2反映的是巖樣內(nèi)部所有含有氫信號的總體情況，而核磁共振成像（MRI）能夠直觀形象地反映出巖樣某個切片厚度范圍內(nèi)的流體分布情況，又因為巖樣中的流體的多少往往取決孔隙和喉道的數(shù)量和大小，因此通過核磁共振成像（MRI）可以間接反映巖樣內(nèi)孔喉的分布和非均質(zhì)性。MRI成像圖中顏色明暗代表的是氫信號的強與弱，色彩越亮巖樣內(nèi)氫信號越強，反之異然。本次核磁共振MRI選取巖樣縱剖面，對不同流速階段的巖樣核磁共振成像。通過對水信號的強弱判斷，對巖樣內(nèi)孔喉結(jié)構(gòu)變化及其分布有一個整體的認識。巖樣MRI如圖2所示，左側(cè)為巖樣注入端，右側(cè)為巖樣出液端。

圖2 儲層巖樣不同驅(qū)替階段核磁成像（a-驅(qū)替前；b-驅(qū)替100PV；c-驅(qū)替280PV；d-.驅(qū)替460PV；e-驅(qū)替600PV；f-驅(qū)替1 000PV）

巖樣累計驅(qū)替至100PV可以發(fā)現(xiàn)強信號色域明顯減少，說明通過該區(qū)域的流體減少，可能是孔喉半徑減小以及連通性變差造成的。累計驅(qū)替體積達280PV時發(fā)現(xiàn)較前一階段，強信號色彩區(qū)域進一步減少，孔喉的連通性進一步變差。增加驅(qū)替流速累計驅(qū)替達460PV時，可以清晰地觀察到強信號彩色呈條帶狀橫向展布，表明較上一驅(qū)替階段孔喉的連通性有比較明顯的改善。累計驅(qū)替至1 000PV，可以清晰觀察到色彩信號強度要高于之前的任意一個驅(qū)替階段，并且強信號色彩連續(xù)，孔喉連通性變好，同時亦可以清晰地觀察到靠近巖心注入端的這一側(cè)信號更為強烈，這說明儲層巖樣高倍油驅(qū)后，越靠近注入端一側(cè)孔喉半徑越大，即大孔隙、粗喉道的數(shù)量越多。

與核磁T2實驗結(jié)果對比，加之驅(qū)替過程中出液端有砂粒被驅(qū)出，證明了油驅(qū)微粒運移現(xiàn)象的存在。因此，究其原因，可能是在驅(qū)替初期，由于驅(qū)替速度較小，驅(qū)動力較弱，所攜帶的微粒分散運移距離短，其沉降或堵塞造成孔喉半徑的減小甚至堵塞，但是隨著流速的增加，驅(qū)動力的增強使得越來越多的微粒從骨架顆粒剝離隨流體流動運移，這些微粒會優(yōu)先以形成的大孔隙、粗喉道為主要的運移通道，且這些微粒無法對大孔、粗喉進行封堵從而被帶出巖樣，這使得對應的孔喉半徑越變越大，但仍有部分微粒由于其啟動位置等因素導致未被帶出巖樣就近滯留沉降，降低了孔喉半徑甚至堵塞孔喉，因此導致了大孔、粗喉的孔喉半徑越來越大而小孔、細喉的孔喉半徑越來越小，非均質(zhì)性增加。

4 結(jié)論

核磁T2譜及成像結(jié)果表明：儲層初始孔喉分布均相對以大孔、粗喉占優(yōu)，整個油驅(qū)過程，大孔、粗喉占比及其對應的孔喉半徑呈先緩慢下降后明顯上升的趨勢，且油驅(qū)后占比及其對應的孔喉半徑＞油驅(qū)前；小孔、細喉的占比及其對應的孔喉半徑與大孔、粗喉的變化特征相反；儲層油驅(qū)后總體的孔喉半徑中值增大，孔喉的連通性變好。