肖文聯(lián)，楊玉斌，李閩，李農(nóng)，尤靖茜，趙金洲，鄭玲麗，周克明，任吉田，王玥

（1.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，成都 610500；2.中國石油西南油氣田公司，成都 610213；3.中國石油長慶油田分公司，西安 710018）

0 引言

中國陸上油田剩余油氣資源中 50%以上來自于低滲透、特低滲透和超低滲透儲(chǔ)集層，水驅(qū)是這3類儲(chǔ)集層最重要的開采方式之一。3類儲(chǔ)集層孔隙結(jié)構(gòu)差異大且滲流特征復(fù)雜，以往研究僅集中于某一類儲(chǔ)集層[1-5]，缺乏對不同類型儲(chǔ)集層水驅(qū)開采過程中原油動(dòng)用特征和剩余油分布的深入研究。

根據(jù)剩余油研究對象體積規(guī)模間的差異，國內(nèi)外學(xué)者采用微模型、柱塞小巖心模型、大模型和宏觀模型研究了水驅(qū)油后儲(chǔ)集層中剩余油分布及其影響[6]。微模型實(shí)驗(yàn)是指在巖心微觀模型[1-3,7-11]和光刻（仿真）微觀模型[12-15]的基礎(chǔ)上，以某一恒定驅(qū)替壓差或恒定注入速度完成水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，直觀地揭示平面上和孔隙內(nèi)部剩余油的分布。光刻（仿真）微觀模型與實(shí)際儲(chǔ)集層巖石的孔隙結(jié)構(gòu)和表面物理性質(zhì)差異較大；而巖心微觀模型是將儲(chǔ)集層巖心經(jīng)洗油、切片磨平后粘夾在優(yōu)質(zhì)玻璃間制成，能夠真實(shí)地反映儲(chǔ)集層微觀孔隙結(jié)構(gòu)，但隨著巖石孔隙結(jié)構(gòu)越來越復(fù)雜，巖心微觀模型水驅(qū)油圖像的定量分析面臨更大的挑戰(zhàn)。采用柱塞小巖心模型也可以在某一恒定驅(qū)替壓差或者注入速度下完成水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)。為了更好地獲取原油在巖心孔隙三維空間中的賦存和動(dòng)用特征以及剩余油分布等，近年來將 CT掃描技術(shù)[16-18]和核磁共振技術(shù)[19-26]應(yīng)用于柱塞小巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)。目前，CT掃描技術(shù)的分辨率已達(dá)到納米級水平，但測試周期較長，完成一個(gè)測試點(diǎn)的時(shí)間一般在1 h以上；而核磁共振技術(shù)不僅實(shí)現(xiàn)了納米級孔隙的測定，且每個(gè)測試點(diǎn)的時(shí)間可以縮至1 min以內(nèi)，成像測試最快可在2 min內(nèi)完成。大模型與宏觀模型的研究主要借助礦場測量（如壓力測試、示蹤劑測試等）或油藏工程理論實(shí)現(xiàn)[27-29]。

微模型和柱塞巖心模型下對巖石孔隙尺度油水流動(dòng)規(guī)律和剩余油分布特征的研究為揭示大模型和宏觀模型下儲(chǔ)集層水驅(qū)油機(jī)理奠定了基礎(chǔ)[16]。以往學(xué)者主要用微模型或者柱塞巖心模型中某單一手段研究儲(chǔ)集層水驅(qū)油動(dòng)用特征和剩余油分布。本文以鄂爾多斯盆地低滲透、特低滲透和超低滲透 3類砂巖油藏巖心為研究對象，開展了巖心微觀可視化水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)和基于核磁共振技術(shù)的柱塞巖心水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)（簡稱柱塞巖心水驅(qū)油核磁共振實(shí)驗(yàn)）；結(jié)合恒速壓汞和鑄體薄片實(shí)驗(yàn)等獲取的微觀研究成果，從孔隙尺度深入分析了鄂爾多斯盆地不同類型儲(chǔ)集層巖心水驅(qū)油特征及剩余油分布特征，為改善儲(chǔ)集層水驅(qū)開發(fā)效果提供依據(jù)。

1 水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

1.1 實(shí)驗(yàn)巖心

3對實(shí)驗(yàn)巖心分別取自鄂爾多斯盆地鎮(zhèn)北地區(qū)侏羅系延安組延 9段低滲透油藏和五里灣地區(qū)三疊系延長組長 6段特低滲透和超低滲透油藏[30]；每一對巖心在同一口井中相鄰位置鉆取以保證巖心物性和巖性等特征一致，分別用于巖心微觀可視化水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)和柱塞巖心水驅(qū)油核磁共振實(shí)驗(yàn)（見表 1）。2塊低滲透巖心取自Z55井的中—粗粒石英砂巖，其孔隙以粒間孔為主且連通性較好（見圖1a），平均孔隙半徑大于200 μm；喉道以中—粗喉為主，其中 4 μm以上的粗喉道占比超過65%，平均孔喉半徑比（簡稱孔喉比）較小、變異系數(shù)較大，即孔隙結(jié)構(gòu)良好。2塊特低滲透巖心取自L352井的中—粗粒巖屑長石砂巖，其孔隙以粒間孔為主，與低滲透巖心相比多為較小孔隙；發(fā)育縮頸喉（見圖1b），喉道以半徑小于4 μm的中—細(xì)喉道為主，同時(shí)發(fā)育粗喉道，變異系數(shù)相對較小，即孔隙結(jié)構(gòu)相對較差。2塊超低滲透巖心取自 L49井的細(xì)粒石英砂巖，其孔隙以粒間孔為主，相對較小孔隙數(shù)量和體積占比較多；發(fā)育縮頸喉（見圖1c），喉道以半徑小于2 μm的細(xì)喉道和微喉道為主，孔喉比較大且變異系數(shù)最小，即孔隙結(jié)構(gòu)在 3類儲(chǔ)集層中最差。前期研究發(fā)現(xiàn)延 9段低滲透儲(chǔ)集層巖石為弱親油—親油[32]；本文按照行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)（SY/T 5153—2007 油藏巖石潤濕性測定方法[33]）實(shí)驗(yàn)測得特低滲透巖心L352-5和超低滲透巖心L49-3的潤濕指數(shù)分別是?0.32和?0.93，對應(yīng)的潤濕性分別為親油和強(qiáng)親油。

表1 實(shí)驗(yàn)巖心基本物性、孔喉參數(shù)及實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)

圖1 不同類型儲(chǔ)集層巖心的孔隙結(jié)構(gòu)

1.2 巖心微觀可視化水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

制作 3塊巖心微觀可視化水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ停Ｐ烷L、寬、高分別為3，2，0.062 cm，采用西南石油大學(xué)巖心微觀可視化水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)裝置[7]，在室溫常壓下完成微觀模型的水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)流體為等礦化度模擬地層水和模擬油，其中模擬油是煤油和白油的混合油，其黏度約等于地層條件下的原油黏度1.5 mPa·s。為了區(qū)分和表征實(shí)驗(yàn)過程中油水分布，在模擬地層水中加入甲基藍(lán)使其呈藍(lán)色，在模擬油中加入油溶紅使其呈紅色。

實(shí)驗(yàn)步驟如下：①將巖心微觀模型抽真空飽和模擬地層水；②用模擬油驅(qū)替完全飽和模擬地層水的微觀模型到束縛水狀態(tài)；③以1 μL/min的速度開展水驅(qū)油，直至出口端不出油后停止水驅(qū)。采集水驅(qū)油過程典型的油水分布圖像，用于分析巖心中原油的賦存、動(dòng)用等特征。

1.3 柱塞巖心水驅(qū)油核磁共振實(shí)驗(yàn)

1.3.1 核磁共振基本原理

核磁共振（NMR）能夠直接探測巖石孔隙中含氫流體的弛豫信號以分析孔隙中流體含量[34]。巖石中弛豫時(shí)間（T2）由表面弛豫時(shí)間（T2S）、體弛豫時(shí)間（T2B）和擴(kuò)散弛豫時(shí)間（T2D）3部分構(gòu)成，表達(dá)式如下：

通常在均勻磁場中（即磁場梯度?。?，流體T2B為2～3 s，遠(yuǎn)大于T2；同時(shí)，TE值較小，因此（1）式中T2B和T2D可忽略不計(jì)，T2主要由T2S決定：

巖石孔隙內(nèi)表面積（S）與孔隙體積（V）的比值一般可以用孔隙形狀因子（Fr）與孔隙半徑（r）的比值表示[21,35-36]，可以得到T2與r的關(guān)系式：

對于某一巖心，因?yàn)檗D(zhuǎn)換系數(shù)是一定的，所以長弛豫時(shí)間對應(yīng)大孔隙，短弛豫時(shí)間對應(yīng)小孔隙。確定轉(zhuǎn)換系數(shù)，就可以獲取巖石孔隙大小及其流體信息，因此核磁共振技術(shù)可定量表征水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)孔隙尺度下流體動(dòng)用特征。

1.3.2 實(shí)驗(yàn)巖心與實(shí)驗(yàn)流體

實(shí)驗(yàn)巖心是直徑為2.54 cm、長度為4 cm的柱塞樣品，其基本物性參數(shù)見表 1；實(shí)驗(yàn)用水是礦化度為55 000 mg/L的MnCl2水溶液，以屏蔽巖心中水相的核磁共振信號；實(shí)驗(yàn)用油與巖心微觀可視化水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)中所用模擬油相同。

1.3.3 實(shí)驗(yàn)裝置與實(shí)驗(yàn)步驟

核磁共振巖心水驅(qū)油測試系統(tǒng)主要包括巖心夾持器、中間容器、核磁共振儀、高精度驅(qū)替泵等[21]。依據(jù)實(shí)驗(yàn)巖心所在區(qū)塊的生產(chǎn)壓力、井距等資料確定巖心水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)的驅(qū)替壓差分別為400，600，800 kPa。

參照國家標(biāo)準(zhǔn)（GB/T 28912—2012 巖石中兩相流體相對滲透率測定方法[37]）在室溫下開展柱塞巖心水驅(qū)油核磁共振實(shí)驗(yàn)，主要步驟如下：①調(diào)試與設(shè)定核磁共振裝置系統(tǒng)參數(shù)，選擇核磁共振CPMG序列，回波間隔0.5 ms，等待時(shí)間5 000 ms，回波個(gè)數(shù)18 000，掃描次數(shù)32；②將巖心抽真空至133 Pa，然后在20 MPa下飽和實(shí)驗(yàn)用水（MnCl2溶液）48 h以上，測量飽和巖心的質(zhì)量并計(jì)算其孔隙度（要求與氦測孔隙度的相對偏差小于 2%）；③用實(shí)驗(yàn)用油驅(qū)替飽和水的巖心以建立束縛水飽和度，然后將該巖心浸沒在實(shí)驗(yàn)用油中，在地層溫度下老化 15 d后測定老化后巖心的 T2譜曲線；④將巖心放入巖心夾持器中，首先在驅(qū)替壓差400 kPa下進(jìn)行水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，記錄驅(qū)替過程中累計(jì)產(chǎn)水量、累計(jì)產(chǎn)油量、驅(qū)替壓力和驅(qū)替時(shí)間。當(dāng)驅(qū)替至30倍孔隙體積后停止驅(qū)替，取出巖心測量其質(zhì)量和T2譜曲線；將驅(qū)替壓差分別增加至600 kPa和800 kPa重復(fù)步驟④。為了確保實(shí)驗(yàn)測試結(jié)果的準(zhǔn)確性，在每次測量核磁共振T2譜曲線之前，需對核磁共振裝置進(jìn)行標(biāo)定。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

2.1 巖心微觀可視化水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

從巖心微觀可視化水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)采集的圖像中可以看出（見圖2—圖4），對于孔隙結(jié)構(gòu)好的低滲透儲(chǔ)集層巖心Z55-3，在水驅(qū)油過程中，注入水率先進(jìn)入阻力小的大孔隙（見圖2a），然后在平面上逐漸擴(kuò)大范圍（見圖2b），無明顯的高滲通道，表現(xiàn)出均勻驅(qū)替且水驅(qū)油效率高。水驅(qū)油后，在巖心中孔隙盲端和顆粒表面分別觀察到了分散的角狀剩余油和膜狀剩余油（見圖2c）；由于實(shí)驗(yàn)巖心的潤濕性為油濕，油在巖石壁面的附著力大于水驅(qū)過程中的剪切力，原油更容易呈膜狀吸附在巖石壁面。

圖2 低滲透儲(chǔ)集層巖心Z55-3不同水驅(qū)階段的油水分布

對于孔隙結(jié)構(gòu)相對較差的特低滲透儲(chǔ)集層巖心L352-7，注入水進(jìn)入模型后會(huì)出現(xiàn)多條注入水線交錯(cuò)驅(qū)替的現(xiàn)象，導(dǎo)致水驅(qū)油路徑呈網(wǎng)狀式向出口端推進(jìn)（見圖3a），表現(xiàn)為網(wǎng)狀驅(qū)替。水驅(qū)油后，巖心中除分散的角狀剩余油和膜狀剩余油外，還有較多繞流所形成的連片狀剩余油塊（見圖3b）。

圖3 特低滲透儲(chǔ)集層巖心L352-7微觀水驅(qū)油模式和剩余油分布

對于孔隙結(jié)構(gòu)最差的超低滲透儲(chǔ)集層巖心L49-2，水驅(qū)油過程中注入水率先沿著一條或幾條通道向前突進(jìn)并首先到達(dá)出口（見圖4a），呈現(xiàn)單向指進(jìn)現(xiàn)象，注水面積分散。水驅(qū)油后，巖心中除了分散的角狀剩余油、膜狀剩余油和繞流所形成的連片狀剩余油外，還有部分連續(xù)的斑狀剩余油（見圖4b）。

圖4 超低滲透巖心L49-2微觀水驅(qū)油模式和剩余油分布圖

隨著巖心滲透率的減小和孔隙結(jié)構(gòu)的變差，驅(qū)替類型依次表現(xiàn)為均勻驅(qū)替、網(wǎng)狀驅(qū)替和指狀驅(qū)替，剩余油形態(tài)由分散相的角狀和膜狀逐漸擴(kuò)展至連片狀，甚至斑塊狀。

2.2 柱塞巖心水驅(qū)油核磁共振實(shí)驗(yàn)

在巖心水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)中獲取的T2譜曲線變化反映的是巖心中油相的變化。低滲透儲(chǔ)集層巖心在束縛水狀態(tài)下的T2譜曲線呈單峰特征且偏向長弛豫時(shí)間（10～1 431 ms）一端，其峰值對應(yīng)的T2值為580 ms（見圖5），說明原油在巖心中主要賦存于分布均勻的較大孔隙中。在壓差為400 kPa下驅(qū)替，T2值大于10 ms的信號量大幅度降低，而T2值小于1 ms的信號量卻有所增加；壓差增大到600 kPa和800 kPa驅(qū)替，巖心T2譜曲線形態(tài)未發(fā)生明顯變化。特低滲透儲(chǔ)集層巖心和超低滲透儲(chǔ)集層巖心在束縛水狀態(tài)下的T2譜曲線均呈雙峰特征（見圖 6、圖 7），其中特低滲透儲(chǔ)集層巖心在短弛豫時(shí)間（0.01～6.36 ms）和長弛豫時(shí)間（6.36～880.00 ms）端的信號幅度峰值幾乎相同；而超低滲透儲(chǔ)集層巖心的短弛豫時(shí)間（0.01～5.94 ms）對應(yīng)的信號幅度峰值大于長弛豫時(shí)間（5.94～219.00 ms）的峰值。由此可知，原油在這兩類儲(chǔ)集層巖心中的分布表現(xiàn)出較強(qiáng)的非均勻性，且相對于特低滲透儲(chǔ)集層巖心，超低滲透儲(chǔ)集層巖心中的原油主要賦存在更小孔隙空間中。壓差400 kPa下驅(qū)替，兩類巖心核磁共振信號主要幅度降低均源于T2值大于6 ms對應(yīng)的孔隙，特低滲透巖心中T2值大于100 ms時(shí)對應(yīng)孔隙中的核磁共振信號量降低更多；同時(shí)，兩類儲(chǔ)集層巖心 T2值小于 1 ms的信號量增加。壓差增大到600 kPa和800 kPa驅(qū)替后，巖心T2譜曲線形態(tài)未發(fā)生顯著的變化。

圖5 低滲透巖心Z55-2在不同驅(qū)替壓差下的T2譜

圖6 特低滲透巖心L352-5在不同驅(qū)替壓差下的T2譜曲線

圖7 超低滲透巖心L49-3在不同驅(qū)替壓差下的T2譜曲線

基于核磁共振分析，低滲透、特低滲透和超低滲透儲(chǔ)集層巖心水驅(qū)油過程中表現(xiàn)出以下特征：在束縛水狀態(tài)下，3類儲(chǔ)集層巖心中較長弛豫時(shí)間對應(yīng)孔隙的核磁共振信號幅度隨著滲透率的降低而逐漸減少，這與微觀結(jié)構(gòu)分析獲取的 3類巖石中較小孔隙占比逐漸增加、較大孔隙占比逐漸降低的結(jié)果一致；水驅(qū)油后，3類儲(chǔ)集層巖心 T2譜曲線的形態(tài)存在差異，說明剩余油在孔隙中的分布不同；3類儲(chǔ)集層巖心 T2譜曲線信號幅度在弛豫時(shí)間小于約1 ms時(shí)都表現(xiàn)出不同程度的增加，表明水驅(qū)油后這部分孔隙對應(yīng)的含油量增加。

3 原油賦存狀態(tài)與驅(qū)油效率

飽和水巖心被實(shí)驗(yàn)油驅(qū)替至束縛水狀態(tài)時(shí)，計(jì)量從巖心Z55-2、L352-5和L49-3中驅(qū)出的水量Vw分別為1.40，1.24，1.16 mL（驅(qū)出水量數(shù)值上等于巖心中的含油量 Voi，即 Voi=Vw）；此時(shí)，用（4）式計(jì)算 T2譜曲線相應(yīng)的核磁共振信號總量Toi分別為58 228.24，52 416.38和48 726.95（見圖5—圖7）。在壓差400 kPa下水驅(qū)油后，計(jì)量巖心Z55-2、L352-5和L49-3的產(chǎn)油量 Vo分別為 0.75，0.50，0.35 mL；此時(shí)用（5）式計(jì)算 T2譜曲線對應(yīng)的核磁共振信號總量 Tor分別為27 001.88，29 245.05和30 720.06。結(jié)合水驅(qū)油效率的定義，基于產(chǎn)油數(shù)據(jù)和核磁共振測試數(shù)據(jù)分別用（6）式和（7）式計(jì)算驅(qū)油效率Ec和ENMR。

巖心 Z55-2、L352-5和 L49-3的 ENMR值分別為53.61%，44.19%和36.95%，Ec值分別為50.00%，40.34%和29.31%。兩種方法計(jì)算的采收率相差不大，說明核磁共振巖心水驅(qū)油測試系統(tǒng)參數(shù)設(shè)置合理，數(shù)據(jù)采集可靠。此外，隨巖心滲透率的降低和產(chǎn)油量的減少，ENMR與Ec間的差異逐漸增大，原因歸結(jié)為產(chǎn)油量越小，計(jì)量管讀數(shù)的誤差越大。同時(shí)，隨著驅(qū)替壓差的增加，產(chǎn)油量增加很少以至于計(jì)量管無法讀取相應(yīng)的變化量，因此本文用基于核磁共振測定的數(shù)據(jù)來研究實(shí)驗(yàn)巖心水驅(qū)油前后孔隙中原油的動(dòng)用特征及剩余油分布。

3.1 原油微觀賦存特征

基于柱塞巖心水驅(qū)油核磁共振實(shí)驗(yàn)，獲取巖心中原油賦存及動(dòng)用特征的關(guān)鍵在于確定（3）式中的轉(zhuǎn)換系數(shù)。結(jié)合“將毛管壓力曲線和核磁共振T2譜轉(zhuǎn)換到同一坐標(biāo)軸中進(jìn)行刻度對比，從而求得轉(zhuǎn)換系數(shù)”的計(jì)算思路[20-21,38]和恒速壓汞實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，本文提出以下計(jì)算步驟：①將恒速壓汞實(shí)驗(yàn)獲取的孔隙分布曲線和束縛水飽和度下的核磁共振T2譜曲線繪制到同一坐標(biāo)系中（見圖 8）；②將孔隙分布曲線中的孔隙最大值和T2譜曲線弛豫時(shí)間的最大值相對應(yīng)；③結(jié)合（3）式確定轉(zhuǎn)換系數(shù)（見表1）。通過此方法計(jì)算得到3種不同類型儲(chǔ)集層巖心在水驅(qū)油過程中不同孔隙下的T2譜曲線（見圖 5—圖 7）。同時(shí)，基于儲(chǔ)集層巖石孔隙大小劃分標(biāo)準(zhǔn)[20-26]，將本次實(shí)驗(yàn)巖心的孔隙分為 3類：孔隙半徑小于4 μm為小孔隙，4～100 μm為中等孔隙，大于100 μm為大孔隙。

圖8 束縛水狀態(tài)下核磁共振T2譜與恒速壓汞孔隙曲線刻度對比

基于微觀模型束縛水狀態(tài)下的圖像，經(jīng)過 Photo Shop軟件降噪、油-水-骨架對比度處理后，結(jié)合油-水-骨架間色值（即 RGB值）的差異，用 ImageJ從圖 2—圖 4中提取對應(yīng)的水相、油相和骨架輪廓圖，進(jìn)而識(shí)別不同孔隙中的原油（油滴數(shù)）從而得到頻率分布曲線（見圖9—圖11）。對比不同孔隙下的核磁共振T2譜曲線發(fā)現(xiàn)，基于巖心微觀可視化水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)和柱塞巖心水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)獲取的原油分布曲線形態(tài)基本一致，說明兩種模型中原油具有相同的賦存特征。結(jié)合兩種模型進(jìn)一步分析發(fā)現(xiàn)，低滲透儲(chǔ)集層巖心中原油主要分布于中等孔隙（占比 53.72%）和大孔隙（占比39.96%），小孔隙中原油含量較少（占比 6.32%）。特低滲透巖心和超低滲透巖心中原油主要分布在小孔隙和中等孔隙中，其中特低滲透儲(chǔ)集層巖心的小孔隙和中等孔隙的含油量相近，分別占比48.8%和 41.65%；而超低滲透巖心中原油在小孔隙中的含量（61.57%）大于中等孔隙（36.16%），大孔隙中原油僅占2.27%。對比分析發(fā)現(xiàn)，3類儲(chǔ)集層巖心隨著滲透率的降低，束縛水狀態(tài)下小孔隙中原油賦存量逐漸增加，中等孔隙和大孔隙中原油賦存量逐漸減少。

圖9 低滲透巖心束縛水狀態(tài)下微觀模型中的油相分布

圖10 特低滲透巖心束縛水狀態(tài)下微觀模型中的油相分布

圖11 超低滲透巖心束縛水狀態(tài)下微觀模型中的油相分布

3.2 水驅(qū)油過程中原油動(dòng)用特征

結(jié)合驅(qū)替前后不同孔隙下的 T2譜曲線（見圖 5—圖7）和（8）式，得到3類儲(chǔ)集層實(shí)驗(yàn)巖心在不同驅(qū)替壓差下原油的采出程度。

水驅(qū)油過程中，隨著驅(qū)替壓差依次增加，3類儲(chǔ)集層巖心優(yōu)先動(dòng)用中—大孔隙中的原油。低滲透巖心Z55-2的中等孔隙采出程度大于56%，大孔隙采出程度大于 75%；在特低滲透巖心 L352-5和超低滲透巖心L49-3中，中等孔隙和大孔隙的采出程度均大于83%，這與高輝等[23]在實(shí)驗(yàn)中觀察的結(jié)果一致。原因在于 3類儲(chǔ)集層巖心的潤濕性均為油濕，水驅(qū)油過程中毛管壓力是阻力，注入水會(huì)沿著阻力較小的中—大孔隙動(dòng)用原油，而特低滲透和超低滲透儲(chǔ)集層巖心的親油性更強(qiáng)、孔隙結(jié)構(gòu)更差，注入水更易動(dòng)用中—大孔隙中的原油。

水驅(qū)油后，低滲透巖心 Z55-2中 50%的剩余油賦存于中等孔隙，在小孔隙和大孔隙中的剩余油占比為29%和 21%；特低滲透巖心 L352-5和超低滲透巖心L49-3中剩余油主要賦存于小孔隙（超過85%），少量賦存于中等孔隙（小于10%）和大孔隙（小于2%）中。此外，水驅(qū)油后，3類儲(chǔ)集層巖心的 T2譜曲線相對于束縛水狀態(tài)，在T2值小于1 ms的短弛豫時(shí)間內(nèi)或者孔隙小于1 μm時(shí)的信號量均表現(xiàn)出不同程度的增加（見圖 5—圖 7），尤其在低滲透儲(chǔ)集層中尤為明顯，在熊偉等[38]和高輝等[23]的實(shí)驗(yàn)中也觀察到類似結(jié)果。然而，并未在巖心微觀可視化水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)中觀察到油相在小孔隙中增加的現(xiàn)象。

為了進(jìn)一步觀察油水在孔隙空間中的賦存特征，選擇1塊取自五里灣地區(qū)長6段的超低滲透儲(chǔ)集層巖心 L60-1，孔隙度 10.732%，滲透率 0.101×10?3μm2，利用西南石油大學(xué)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室Micro-CT掃描儀開展了水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，獲取了水驅(qū)油過程中三維空間上的油水分布，其中實(shí)驗(yàn)流體與巖心水驅(qū)油核磁共振實(shí)驗(yàn)相同，在油中添加了10%的碘代正丁烷以屏蔽油相信號。主要實(shí)驗(yàn)步驟為：①獲取干巖心的三維CT圖像；②建立束縛水飽和度并老化巖心15 d，再進(jìn)行三維CT圖像掃描，獲取束縛水狀態(tài)下的油水分布；③以0.5 MPa的驅(qū)替壓力開展水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，當(dāng)含水率達(dá)到 99%時(shí)結(jié)束實(shí)驗(yàn)，并再次進(jìn)行三維CT圖像掃描，獲取剩余油分布。

以干巖心和束縛水狀態(tài)下CT掃描數(shù)據(jù)為基準(zhǔn)，用Avizo軟件獲取了巖心驅(qū)替前后油水分布（見圖12），以及不同狀態(tài)下油相在孔隙中的分布頻率圖（見圖13）。巖心L60-1在水驅(qū)油后，中—大孔隙中的連續(xù)油相變成了殘留在孔隙盲端的油滴或者吸附在顆粒表面的油膜，呈現(xiàn)出非連續(xù)油相特征，這與在二維空間中觀察到的超低滲透儲(chǔ)集層原油分布規(guī)律一致（見圖4b）。這種非連續(xù)相油膜和油滴在核磁共振上的響應(yīng)對應(yīng)短弛豫時(shí)間，進(jìn)而形成小孔隙中核磁信號量增加及小孔隙含更多剩余油的假象，這也就是在T2譜曲線上小孔隙中表現(xiàn)出含油量增加的原因，實(shí)際上小孔隙中原油并未增加。然而從核磁共振曲線中客觀地區(qū)分出“假象”信號還有待深入研究。

圖12 巖心L60-1同一切片不同部位驅(qū)替前后油水分布圖

圖13 不同狀態(tài)下巖心L60-1中油相的分布頻率

3.3 驅(qū)替壓力和微觀結(jié)構(gòu)影響下的驅(qū)油效率

基于實(shí)驗(yàn)巖心中原油在束縛水狀態(tài)和不同壓力下驅(qū)替后的賦存特征，計(jì)算得到巖心在不同驅(qū)替壓力下的驅(qū)油效率（見圖14）。由于低滲透儲(chǔ)集層巖心Z55-2孔隙連通性較好，在水驅(qū)油時(shí)注入水克服的流動(dòng)阻力相對較小，水驅(qū)波及面積較廣，水驅(qū)油效率較高（均值為 54.2%）。特低滲透巖心 L352-5和超低滲透巖心L49-3的平均驅(qū)油效率分別為47.13%和39.03%。相對于低滲透巖心，特低滲透巖心孔隙結(jié)構(gòu)相對較差，導(dǎo)致水驅(qū)油過程中多條注入水線交錯(cuò)驅(qū)替，部分連通不好的小孔隙群被注入水繞過，形成連片狀剩余油塊；超低滲透巖心孔隙結(jié)構(gòu)最差，非均質(zhì)性最強(qiáng)，使得水驅(qū)油過程中的油相極易發(fā)生截?cái)郲21]，破壞油相的連續(xù)流動(dòng)特性，增加注入水的流動(dòng)阻力，導(dǎo)致注入水沿著滲流阻力較小的通道快速突破，水相波及面積最小。

圖14 水驅(qū)油效率隨壓力梯度的變化曲線

對比分析還發(fā)現(xiàn)，低滲透儲(chǔ)集層巖心 Z55-2在初始壓差400 kPa（壓力梯度約0.09 MPa/cm）下的水驅(qū)油效率已達(dá)到較高程度，隨驅(qū)替壓力梯度的增加，巖心的驅(qū)油效率幾乎不發(fā)生變化（見圖14）。而特低滲透巖心L352-5和超低滲透巖心L49-3的驅(qū)油效率隨著驅(qū)替壓力梯度的增大而增加；當(dāng)壓力梯度由0.09 MPa/cm增加至0.17 MPa/cm 時(shí)，巖心中的驅(qū)油效率增幅最大且超過了3%，隨后增加驅(qū)替壓力梯度對驅(qū)油效率幾乎沒有影響。這表明在水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)初期（壓力梯度低于0.17 MPa/cm），增加驅(qū)替壓力梯度在一定程度上可以擴(kuò)大特低滲透和超低滲透儲(chǔ)集層巖心注入水的波及區(qū)域，提高驅(qū)油效率；而在水驅(qū)油后期（壓力梯度高于0.17 MPa/cm），增大驅(qū)替壓力梯度僅增大注入水在滲流通道中的流動(dòng)速度。

根據(jù)毛管壓力的定義，當(dāng)驅(qū)替壓力（或壓力梯度）增至大于對應(yīng)孔隙的毛管壓力時(shí)可動(dòng)用更小孔隙中的原油。低滲透巖心中原油主要分布于分選性較好的中—大孔隙，小孔隙中的原油占比僅為6%，雖然增加驅(qū)替壓力梯度能動(dòng)用小孔隙中的原油，但這對總驅(qū)油效率的貢獻(xiàn)并不顯著，因此低滲透巖心的驅(qū)油效率隨驅(qū)替壓力梯度的增加變化并不明顯。而特低滲透和超低滲透巖心中原油在小孔隙中的占比分別為 48%和61%，大孔隙中的原油含量分別為 9%和 2%，意味著增大驅(qū)替壓力梯度可以動(dòng)用更多的原油；然而特低滲透和超低滲透巖心的孔隙結(jié)構(gòu)差，因此驅(qū)油效率僅表現(xiàn)出了一定程度的增加。此外，本次研究發(fā)現(xiàn)采用逐級增加驅(qū)替壓力的水驅(qū)油方式難以顯著改變注入水在初始壓力下形成的優(yōu)勢滲流通道，建議在同等條件（如滲透率、飽和度相近等）下進(jìn)一步研究不同驅(qū)替壓力對原油動(dòng)用程度的影響。

4 結(jié)論

在束縛水狀態(tài)下，低滲透儲(chǔ)集層巖心中原油分布較為均勻且主要賦存于中—大孔隙；特低滲透和超低滲透儲(chǔ)集層巖心中原油主要賦存于小孔隙和中等孔隙中，且分布非均勻性強(qiáng)。在 3類油濕儲(chǔ)集層巖心水驅(qū)油過程中，注入水優(yōu)先動(dòng)用中—大孔隙中的原油，且特低滲透和超低滲透儲(chǔ)集層巖心中—大孔隙采出程度更高。由于巖心的滲透率和孔隙結(jié)構(gòu)會(huì)影響水驅(qū)油類型和剩余油形態(tài)，隨著巖心滲透率減小和孔隙結(jié)構(gòu)變差，驅(qū)替類型依次表現(xiàn)為均勻驅(qū)替、網(wǎng)狀驅(qū)替和指狀驅(qū)替，驅(qū)油效率逐漸降低，剩余油形態(tài)由分散相的角狀和膜狀逐漸擴(kuò)展至連片狀，甚至斑塊狀。水驅(qū)油后，較大孔隙中非連續(xù)相的油膜和油滴在核磁共振響應(yīng)上對應(yīng)短弛豫時(shí)間，形成小孔隙中核磁信號量增加的假象，得出小孔隙中剩余油量增加的錯(cuò)誤結(jié)果。驅(qū)替壓差對低滲透儲(chǔ)集層水驅(qū)油效率影響不顯著，而增加驅(qū)替壓差可一定程度上提高特低滲透和超低滲透儲(chǔ)集層水驅(qū)油效率。

符號注釋：

C——轉(zhuǎn)換系數(shù)，ms/μm；D——流體的擴(kuò)散系數(shù)，cm2/ms；Ec——基于產(chǎn)油數(shù)據(jù)計(jì)算的驅(qū)油效率，%；ENMR——基于核磁共振測試數(shù)據(jù)計(jì)算的驅(qū)油效率，%；Er——采出程度，%；Fr——孔隙形狀因子，無因次；G——磁場梯度，G/μm；m(ri)oi——第i級孔隙區(qū)間驅(qū)替前原油的核磁共振信號幅度；m(ri)ori——第i級孔隙區(qū)間驅(qū)替后原油的核磁共振信號幅度；m(T2)oi——束縛水飽和度下不同弛豫時(shí)間所對應(yīng)的核磁共振信號幅度；m(T2)or——水驅(qū)油后不同弛豫時(shí)間所對應(yīng)的核磁共振信號幅度；r——孔隙半徑，μm；ri,min——某一孔隙區(qū)間對應(yīng)的最小孔隙半徑，μm；ri,max——某一孔隙區(qū)間對應(yīng)的最大孔喉半徑，μm；S——巖石孔隙內(nèi)表面積，μm2；TE——回波間隔，μs；Toi——束縛水飽和度下核磁共振信號總量，無因次；Tor——水驅(qū)油后核磁共振信號總量，無因次；T2——橫向弛豫時(shí)間，ms；T2B——體弛豫時(shí)間，ms；T2D——擴(kuò)散弛豫時(shí)間，ms；T2S——表面弛豫時(shí)間，ms；T2,max——最大橫向弛豫時(shí)間，ms；V——巖石孔隙體積，μm3；Vo——巖心產(chǎn)油量，mL；Voi——巖心中的含油量，mL；Vw——產(chǎn)水量，mL；γ——?dú)湓雍说拇判?，MHz/T；ρ2——表面弛豫率，μm/ms。