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1 2013 年 6 月, 第 19 卷, 第 2 期, 页 June 2013,Vol. 19,No.2, p 高校地质学报 Geological Journal of China Universities 特低渗透砂岩的核磁共振水驱油特征及其影响因素以鄂尔多斯盆地延长组为例高辉 1, 王小鹏 2 3, 齐银 1. 西安石油大学石油工程学院, 西安 ;2. 中国石油塔里木油田公司, 库尔勒 ; 3. 中国石油长庆油田公司超低渗透油藏研究中心, 西安摘要 : 为分析特低渗透砂岩的水驱油特征, 揭示影响水驱油效果的主要因素, 利用核磁共振技术对鄂尔多斯盆地延长组样品进行了水驱油前后的 T 2 谱测试结果表明, 实验样品束缚水状态下的油相 T 2 谱呈双峰形态, 两峰之间的交点在 ms 左右, 可动油参数对渗透率变化敏感 ; 水驱油后 T 2 谱右峰下降程度不同, 左峰的下降与毛细管的自吸作用有关, 发挥好毛细管的自吸作用, 有助于提高采收率 38 块样品的平均可动油百分数达到了 57.62%, 驱油效率为 37.33%, 还有约 20.29% 的可动油没有被驱出, 水驱油后的开发潜力仍然较大物性孔喉匹配关系微裂缝发育程度粘土矿物赋存形态是影响驱油效率的主要因素驱油效率与可动油百分数之间的对比结果从实验角度印证了核磁共振可动油百分数是驱油效率的上限关键词 : 核磁共振 ; 水驱油 ; 微观成因 ; 可动油百分数 ; 特低渗透砂岩 ; 鄂尔多斯盆地中图分类号 :P539.2 文献标识码 :A 文章编号 : (2013) Characteristics of NMR Water Displacing Oil and Influencing Factors in Extra-low Permeable Sandstones: Taking the Yanchang Group in Ordos Basin as an Example GAO Hui 1 WANG Xiaopeng 2, QI Yin 3 1. College of petroleum engineering, Xi, an Shiyou University, Xi, an , China; 2. Tarim Oilfeild Company of Petrochina, Kuerle , China; 3. Petroleum Technology Research Institute of Petrochina Changqing Oilfeild Company, Xi, an , China Abstract: Samples of Yanchang group in Ordos Basin were tested using the NMR technique before and after the water-looding experiments in order to analyze the characteristics of water displacing oil and to reveal the dominant factors for extra-low permeable sandstones. The results show that oil phase T 2 patterns present double peaks in an irreducible water condition with crossing points at about ms and movable oil parameters are sensitive to permeability. The right peak decreases to different extents after water-flooding; while the drop of left peak is related to the imbibition of capillary. If the imbibition of capillary can be utilized effectively, recovery can be enhanced. Average value of movable oil percentage is and displacement efficiency is There is about 20.29% movable oil that has not been flooded out and the development potential is still great after water displacing oil for extra-low permeable sandstones. Physical property, matching relationship of pore throat, degrees of microcrack development, occurrence forms of clay mineral are the main factors affecting displacement efficiency. Correlation between displacement efficiency and movable oil percentage confirms that movable oil percentage of NMR is the upper limit of displacement efficiency. 收稿日期 : ; 修回日期 : 基金项目 : 本文由国家自然科学基金 ( ); 教育部科学技术研究重点项目 (212172); 陕西省自然科学基础研究计划 (2012JQ5003) 和国家科技重大专项 (2011ZX ) 联合资助作者简介 : 高辉,1979 年生, 男, 博士, 副教授, 主要从事油气田地质与开发方面的教学和科研工作 ; ghtopsun@yahoo.com.cn

2 2 期高辉等 : 特低渗透砂岩的核磁共振水驱油特征及其影响因素 365 Key words: NMR; water displacing oil; micro-origins; movable oil percentage; extra-low permeability sandstone; Ordos Basin First author: GAO Hui, Assoclate Professor; ghtopsun@yahoo.com.cn 特低渗透砂岩储层具有巨大的开发潜力, 同时亦具有较大的开发难度, 成为国内外油气田地质与开发专家们关注的焦点 ( 郝明强等,2007; 高辉和孙卫,2010; 杨正明等,2010; 魏浩光等,2011) 因其物性差孔喉细小孔隙结构非均质性强渗流特征明显不同于常规储层 ( 孙卫,1997; 王瑞飞等,2009,2010) 特低渗透砂岩水驱油特征研究方面常用的方法有 3 种, 一是常规的岩心驱替实验 (Nguyen et al.,2006; 杨艳芳等,2011), 通过不同注入参数条件下的驱油效率变化来分析水驱油特征, 其缺点是不能给出对应的可动孔喉半径范围 ; 二是真实砂岩微观驱替 ( 孙卫,1997; 孙卫等,1999;Sun et al., 2004;Sun and Tang,2006; 朱玉双等,2000), 该方法可在显微镜下直观观察水驱油过程中的油水运动规律, 但难以实现定量化 ; 三是 CT 扫描水驱油实验 (Schembre and Kovscek,2003; 孙卫等,2006; 宋广寿等,2009), 该方法依靠不同断面的水驱油效果 CT 扫描成像后拟合出整块岩心的油水分布, 进而来研究水驱油特征, 也不能反应参与渗流的孔喉半径大小而核磁共振技术对岩石骨架没有响应, 可以直接测量岩石中的流体特性, 目前, 国内外主要利用核磁共振技术研究岩石颗粒表面润湿性和对渗流特征的影响以及注 CO2 对驱油效果的影响 (Guan et al.,2002;chen et al.,2006;al-mahrooqi et al.,2003,2006; 张硕,2009; 赵越超等,2012) 对于核磁共振水驱油技术而言, 其优点在于既能够定量给出水驱油效率的变化, 又能够提供可动孔喉的范围 (T 2 谱分布反映孔喉大小 ), 相比于其他方法更加全面和直观笔者以鄂尔多斯盆地延长组 38 块岩心样品水驱油前后的核磁共振测试结果为基础, 分析特低渗透砂岩的微观水驱油特征及其影响因素, 评价水驱油后的开发潜力 1 实验原理水驱油实验过程中, 用重水 (D 2 O) 作为水相, 因重水中不含氢核, 核磁共振 T 2 谱测试时不产生核磁共振信号, 所以测得的核磁共振 T 2 谱为岩心孔隙内油相的 T 2 谱水驱前原始含油状态下的油相 T 2 谱反映原始饱和油状态下油在孔隙中的赋存状态, 可对岩心原始饱和油状态下的可动油进行定量分析同理水驱后剩余油状态下的油相 T 2 谱反映水驱后剩余油在孔隙内的赋存状态利用水驱前后的油相 T 2 谱可以定量测量岩心孔隙内原始饱和油状态的含油量和水驱剩余油量 2 实验方法与样品信息从全直径岩心上钻取直径为 2.5 cm 规格的标准岩心, 洗油后烘干, 然后气测岩心渗透率 ; 岩心抽真空后饱和用重水配制的模拟地层水 ( 总矿化度为 mg/l), 并计算岩心孔隙度 ; 再用油田原油 + 煤油配制模拟油, 粘度为 2.12 mpa.s (22.0 ), 用油相驱替水相, 建立岩心的原始含油状态 ; 接下来, 进行岩心水驱油前原始含油状态下核磁共振 T 2 谱测试 ; 用模拟地层水驱油至累积注入 3 PV( 出口含水率接近 100%) 后, 进行岩心剩余油状态下的核磁共振 T 2 谱测试 ; 其中核磁共振系统频率 2~5 MHZ, 磁场强度 0.12 T 实验样品分别取自鄂尔多斯盆地的西峰地区合水地区吴起地区姬塬地区靖安地区和安塞地区的 28 口井中, 层位为延长组的长 4+5, 长 6 和长 8 储层 ( 图 1) 根据岩心物性分析, 实验样品孔隙度最大为 16.1%, 最小为 4.24%, 平均为 10.62%; 渗透率分布在 ~ μm 2 之间, 平均为 μm 2, 含油性以油浸油斑和油迹为主, 岩性主要为中细粒长石岩屑砂岩细中粒长石岩屑砂岩细粒长石砂岩细中粒长石砂岩和中细粒长石砂岩 ( 表 1) 3 实验结果与分析 3.1 基本参数定义基于可动流体参数的油层物理学含义 ( 王瑞飞等,2009; 高辉和孙卫,2010), 定义可动油百分数为孔喉半径大于截止孔径的孔隙内油相占岩样总孔隙油相的百分数, 反映油相在岩石孔隙

3 366 高校地质学报 1 9 卷 2 期图 1 取样点平面分布 Fig. 1 Map showing sampling sites 体积内的赋存状态, 即为油相 T 2 谱右峰所包围的面积左峰下包面积占 T 2 谱总面积的百分比为不可动油百分数, 而 3 PV 水驱后的剩余可动油在数值上应等于可动油百分数减去驱油效率 ( 图 2), 反映水驱后的剩余开发潜力 ; 可动油饱和度等于原始 Fig. 2 图 2 水驱前后 T 2 谱分布 T 2 pattern distribution before and after the waterflooding experiments 含油饱和度与可动油百分数的乘积 3.2 核磁共振水驱油特征 T 2 截止值中等偏大小孔喉发育水驱油实验所分析的 38 块岩心饱和油束缚水状态下的油相 T 2 谱呈双峰形态 ( 双峰是特低渗透砂岩核磁共振 T 2 谱的典型分布特征 ( 王为民等, 2001a; 高辉和孙卫,2010)), 两峰之间的凹点 (T 2 截止值 ) 在 ms 左右根据王为民等人对低渗透砂岩岩心饱和模拟地层水条件下的 T 2 谱测试 ( 王为民等,2001a,b,c),T 2 截止值应分布于 1~20 ms 之间, 可见实验样品的 T 2 截止值属中等偏大范围, 反映小孔喉发育程度高驱替前后 T 2 谱分布差异大图 3 为不同渗透率级别样品水油驱前后 T 2 谱的变化, 对比发现, 岩心水驱油前后不同状态下的油相 T 2 谱明显不同, 左峰代表不可动油含量 ( 主要受小孔喉束缚 ), 右峰反应可动油分布 ( 取决

4 2 期高辉等 : 特低渗透砂岩的核磁共振水驱油特征及其影响因素 367 表 1 实验样品基础参数统计 Table 1 Summary of major parameters of samples 井号样品编号层位孔隙度 /% 渗透率 /10-3 μm 2 含油性描述岩性描述庄 A-1 长油浸中细粒长石岩屑砂岩庄 B-1 长油浸中细粒长石岩屑砂岩庄 A-1 长油浸中细粒长石岩屑砂岩 C-1 长油浸中细粒长石岩屑砂岩庄 110 A-1 长油斑细中粒长石岩屑砂岩 B-1 长油浸细中粒长石岩屑砂岩庄 A-1 长油浸细中粒长石岩屑砂岩西 171 A-3 长油浸细中粒岩屑长石砂岩西 A-1 长油斑细中粒岩屑长石砂岩西 A-1 长油浸细中粒岩屑长石砂岩西 A-1 长油浸细中粒岩屑长石砂岩西 C-1 长油斑细中粒岩屑长石砂岩西 A-2 长油浸细中粒岩屑长石砂岩西 161 A-1 长油浸细中粒岩屑长石砂岩 B-1 长油浸细中粒岩屑长石砂岩西 164 A-1 长油浸细中粒岩屑长石砂岩西 185 A-2 长油斑细中粒岩屑长石砂岩董 A-1 长油浸细中粒岩屑长石砂岩 A-1 长油浸细中粒岩屑长石砂岩董 A-2 长油浸细中粒岩屑长石砂岩 B-1 长油斑细中粒岩屑长石砂岩 C-1 长油浸中细粒岩屑长石砂岩镇 227 C-1 长油浸细中粒岩屑长石砂岩沿 A-1 长油迹细粒长石砂岩 B-1 长油浸细粒长石砂岩沿 A-1 长油浸细粒长石砂岩 A-3 长油浸细粒长石砂岩杏 A-2 长油浸细中粒长石砂岩王 C-4 长油浸细粒长石砂岩罗 A-3 长油浸中细粒长石砂岩罗 C-1 长油斑细中粒长石砂岩 B-1 长油浸中细粒长石砂岩柳 A-1 长油浸细中粒岩屑长石砂岩白 123 B-1 长油浸细粒长石砂岩 A-1 长油浸细粒长石砂岩元 210 A-1 长油浸细粒长石砂岩于 C-1 长油浸中细粒长石砂岩天 153 A-1 长油迹中细粒长石砂岩于大孔喉含量 ), 样品渗透率越大,T 2 谱分布区间越宽, 大孔喉含量越高水驱后的 T 2 谱右峰都有不同程度的下降, 而 T 2 谱的左峰基本不变或者下降很小, 这表明用初始状态下的油相 T 2 谱来定量分析岩心的可动油含量是可行的驱替后岩心内的油含量主要由剩余可动油剩余不可动油和已驱出油组成, 剩余可动油是下一步挖潜的主要对象, 反映油田的剩余开发潜力, 同时 T 2 谱的分布也反映了挖潜对象的孔喉大小及分布, 即剩余油大部分集中于小孔喉, 小孔喉越发育, 采出程度越低开

5 368 高校地质学报 1 9 卷 2 期发过程中应重视小孔喉的动用, 一旦大孔喉先开发, 小孔喉中的油就很难动用, 加之小孔喉异常强烈的应力敏感及各种附加阻力效应, 使得小孔喉开发变的更为困难而水驱油后不可动油 ( 左峰 ) 幅度的下降主要与特低渗透砂岩毛细管的天然自吸作用有关, 小孔喉中的原油靠毛细管力的作用吸入水排出油 ( 李士奎等,2007; 朱维耀等,2002) 同时比较发现, 随着样品渗透率的减小, 自吸作用的驱油效果更加明显, 即 T 2 谱左峰下降幅度更大, 说明小孔喉中的剩余油含量减少 ( 图 3), 可见发挥好毛细管力吸入水排出油的自吸作用, 对提高特低渗透砂岩采收率具有重要意义束缚水状态下可动油参数对渗透率变化敏感图 4 和图 5 为束缚水状态下的储层物性与可动油参数相关关系, 可动油百分数可动油饱和度与孔隙度之间并没有相关性可动油百分数与渗透率之间也没有表现出明显的相关关系, 这反映出特低渗透砂岩可动油百分数不完全受物性控制的特点, 渗透率较小时可动油百分数分布范围宽, 这也是特低渗透砂岩储层开发中的难点之王井 C-4 号样品 :Φ=11.09%,K= μm 2 ; 西井 A-2 号样品 :Φ=10.88%,K= μm 2 ; 西井 A-1 号样品 :Φ=12.1%,K= μm 2 SampleC-4 of Wang well:φ=11.09%,k= μm 2 ; Sample A-2 of Xi well: Φ=10.88%,K= μm 2 ; Saple A-1 of Xi well: Φ=12.1%,K= μm 2 图 3 不同渗透率级别样品水驱前后 T 2 谱 Fig. 3 T 2 pattern before and after the water-flooding experiments with samples of different permeability 一, 渗透率越小, 越难以反映复杂变化的孔喉特征, 可动油百分数的影响因素越多, 但同时部分样品表现出较高的可动油百分数也为储层改造提供了实验支撑, 即渗透性较差储层中的可动油百分数可以通过储层改造手段来提高此外, 可 Fig. 4 图 4 物性与可动油百分数相关关系 Correlation between physical properties and movable oil percentage Fig. 5 图 5 物性与可动油饱和度相关关系 Correlation between physical properties and movable oil saturation

6 2 期高辉等 : 特低渗透砂岩的核磁共振水驱油特征及其影响因素 369 动油饱和度与渗透率之间表现出了一定的正相关关系, 随着样品渗透率的增加, 可动油饱和度均随之增大, 而且比较发现, 渗透率较小时, 可动油饱和度的变化较小, 当样品的渗透率大于 μm 2 后, 可动油饱和度的变化幅度增大, 数据点变散可见特低渗透砂岩的可动用程度对渗透率反映敏感, 但却又不完全受控于渗透率的变化, 这一特征源于复杂多变的微观孔隙结构特征剩余可动油百分数受物性影响小图 6 为注入体积倍数达到 3 PV 后剩余可动油百分数与物性的相关关系, 物性与剩余可动油百分数之间没有表现出明显的相关性, 说明剩余可动油百分数受物性影响小, 渗透率小于 μm 2 时, 剩余可动油百分数的变化幅度大, 非均质性强, 剩余可动油主要集中分布于小孔喉中, 样品渗透率较小时, 小孔喉发育程度高, 孔喉间连通性越复杂, 剩余可动油的影响因素越多, 分布范围越宽其主要原因在于如果喉道与孔隙之间的差异较小, 即孔隙和喉道的半径比小, 那么水驱油过程中由于贾敏效应产生的附加阻力将会减小, 驱油效果较好, 剩余可动油百分数较低 ; 反之, 如果喉道与孔隙之间的差异较大 ( 即孔喉半径比大 ), 水驱油过程的渗流阻力会随之增大, 驱油效果较差, 剩余可动油百分数较高 4 驱油效率的差异性成因驱油效率的影响因素众多, 为了从微观上分析影响核磁共振水驱油效果的主要因素, 笔者同时进行了样品的环境电镜扫描和 CT 扫描测试 4.1 物性影响驱油效率通过水驱油前初始含油状态下的油相 T 2 谱和水驱后剩余油状态下的油相 T 2 谱进行比较后计算得到, 图 7 为物性与驱油效率相关关系, 驱油效率与渗透率表现出了一定的正相关关系 ( 相关性较差 ), 与孔隙度之间没有明显的相关性, 这也表明驱油效率受渗透率的影响更大孔隙度参数仅反映储层的储集能力, 其中的油能否被驱出, 则主要取决于连通孔隙的喉道参数, 渗透率是喉道参数的宏观表现, 能够在一定程度上反映喉道对孔隙的连通情况随着渗透率的增加, 驱油效率表现出增大趋势, 但增加趋势减小, 当渗 Fig. 6 图 6 物性与剩余可动油百分数相关关系 Correlation between physical properties and residual movable oil percentage Fig. 7 图 7 物性与驱油效率相关关系 Correlation between physical properties and displacement efficiency

370 高校地质学报 1 9 卷 2 期透率较小时, 驱油效率下降幅度明显较差的相关性也说明驱油效率不完全受控于物性 ( 尤其是渗透率 ) 参数, 对于孔隙度和渗透率相近的样品, 其驱油效率可能存在较大差异, 如西 161 井的 B-1 号和西 164 井的 A-1 号样品, 孔隙度分别为 8.63% 和 8.05%, 渗透率分别为 0.36 10-3 μm 2 和 0.

2 孔喉匹配关系的影响特低渗透砂岩孔隙喉道细小, 孔喉比大且波动明显, 从水驱前后 T 2 谱变化对比不难发现, 水驱过程中, 水总是优先进入较大孔道 (T 2 谱表现为高值区下降幅度大 ), 而绕过小孔道真实砂岩微观驱替发现, 此时即使增大驱替压力, 注入水基本还是优先进入已经打通的较大孔道, 对最终的驱替效果影响甚微 ( 孙卫,1997; 孙卫等,1999,2006;Sun et al.

原因在于次生孔隙能够将孔隙间较好地沟通起来, 提供更多的渗流通道, 使孔隙和喉道间保持良好的匹配关系和较小的孔喉比, 这样既减小了连续油相被卡断成为油滴油珠的几率, 又保证了近活塞式的驱替特征, 注入水波及面积大, 水驱油效果好室内水驱油实验结果也证实了这一结论, 分选系数反映孔喉的集中程度, 也反映孔喉间的匹配关系, 该值越小反映孔喉分选越好, 孔喉比差异越小 ( 高辉等, 2011)

7 370 高校地质学报 1 9 卷 2 期透率较小时, 驱油效率下降幅度明显较差的相关性也说明驱油效率不完全受控于物性 ( 尤其是渗透率 ) 参数, 对于孔隙度和渗透率相近的样品, 其驱油效率可能存在较大差异, 如西 161 井的 B-1 号和西 164 井的 A-1 号样品, 孔隙度分别为 8.63% 和 8.05%, 渗透率分别为 μm 2 和 μm 2, 驱油效率分别为 14.08% 和 31.22% 高压压汞测试结果表明, 西 164 井的 A-1 号样品大孔喉含量高, 中值压力低, 平均孔喉半径和主流孔喉半径均要大于西 161 井的 B-1 号样品, 而特低渗透砂岩的渗透性主要由占少部分的较大喉道来控制, 这些含量较少的较大孔喉为流体渗流提供了主要通道, 使水驱油效率增加 4.2 孔喉匹配关系的影响特低渗透砂岩孔隙喉道细小, 孔喉比大且波动明显, 从水驱前后 T 2 谱变化对比不难发现, 水驱过程中, 水总是优先进入较大孔道 (T 2 谱表现为高值区下降幅度大 ), 而绕过小孔道真实砂岩微观驱替发现, 此时即使增大驱替压力, 注入水基本还是优先进入已经打通的较大孔道, 对最终的驱替效果影响甚微 ( 孙卫,1997; 孙卫等,1999,2006;Sun et al.,2004; 朱玉双等, 2000) 而造成这一现象的本质在于孔隙和喉道之间的匹配关系和连通程度, 粒间孔作为特低渗透砂岩最好的储集空间, 其含量在很大程度上决定着初始含油饱和度, 但如果没有良好的渗流通道与之相匹配, 那么将会有大量的油滞留于其中而难以采出相反对于粒间孔发育程度较差的样品, 如果次生孔隙发育, 即使孔喉整体细小, 驱油效率仍然会比较高, 原因在于次生孔隙能够将孔隙间较好地沟通起来, 提供更多的渗流通道, 使孔隙和喉道间保持良好的匹配关系和较小的孔喉比, 这样既减小了连续油相被卡断成为油滴油珠的几率, 又保证了近活塞式的驱替特征, 注入水波及面积大, 水驱油效果好室内水驱油实验结果也证实了这一结论, 分选系数反映孔喉的集中程度, 也反映孔喉间的匹配关系, 该值越小反映孔喉分选越好, 孔喉比差异越小 ( 高辉等, 2011) 姬塬地区长 4+5 储层和合水区的长 8 储层的孔喉分选系数分别为 1.47,2.09, 平均驱油效率分别为 45.5%,40.4%; 这正是得益于姬塬地区长 4+5 储层孔喉之间良好的匹配关系同样, 对于庄井 B-1 号沿井 A-3 号和庄井 C-1 号样品, 其孔隙分别为 4.24%, 9.60%,4.37%, 渗透率分别为 μm 2, μm 2 和 μm 2, 但水驱油效率可分别达到 38.8%,43.11% 和 36.6% 环境电镜扫描发现, 这三块样品虽然粒间孔发育程度差, 但次生孔隙发育程度高, 孔隙间连通性好 ( 图 8) 4.3 微裂缝发育程度的影响特低渗透砂岩微裂缝发育, 可动油饱和度与裂缝发育程度密切相关, 裂缝沟通了基质孔隙, 提高了储层的渗透性, 增加了可动油含量, 使可动油饱和度提高 ( 曾联波,2004) 但微裂缝的发育同样增加了微观孔隙结构的非均质程度,X-CT 扫描水驱油实验发现, 微裂缝发育的样 (a) (b) (c) 5 μm 500 μm 5 μm (a) 庄井 B-1 号样品, 长石淋滤现象明显,3000 ;(b) 沿井 A-3 号样品, 次生孔隙较发育, 连通性较好,60 ; (c) 庄井 C-1 号样品, 长石淋滤现象,3000 (a) Zhuang85-25 well, sample B-1, obvious feldspar corrosion, 3000 ; (b) Yan well, sample A-3, secondary pore development, 60 ; (c) Zhuang86-20, sample C-1, feldspar corrosion, 图 8 环境扫描电镜典型照片 Fig. 8 Representative photos of ESEM

8 2 期高辉等 : 特低渗透砂岩的核磁共振水驱油特征及其影响因素 371 品, 水驱过程中, 注入水沿着裂缝优势通道快速前行, 即使增大驱替压差, 注入水在横向和纵向上的波及程度也仍然很小, 最终的驱油效率较差 ( 孙卫等,2006; 宋广寿等,2009) 实验样品中的沿井 A-1,B-1 号, 孔隙度分别为 8.14% 和 8.48%, 渗透率分别为 μm 2 和 μm 2,CT 扫描发现 1 号样品中有微裂缝存在, 且微裂缝较为发育, 方向为垂向同时环境扫描电镜也同样发现该样品微裂缝发育 ( 图 9a), 驱油效率只有 10.13%, 而 2 号样品却达到了 35.42% 可见对于特低渗透砂岩而言, 孔隙度低渗透率小并不可怕, 较强的微观孔隙结构非均质性才是制约注水开发效果的关键所在实际生产中, 经常会出现油井水淹快, 含水上升快的现象, 这与特低渗透砂岩储层中发育的微裂缝 ( 更确切地说是微裂缝中的隐裂缝 ) 有着不可割裂的关系注水压力较小时, 隐裂缝处于闭合状态, 随着注入水压力的逐渐增大, 隐裂缝开启, 导致油井迅速水淹, 含水率快速上升 (a) 需要说明的是虽然取样时充分考虑了沉积微相成岩作用以及岩性物性等特征, 但由于鄂尔多斯盆地范围大, 所取样品数量有限, 加之特低渗透砂岩孔隙结构异常复杂, 实验结果有一定的代表性但也有一定的局限性一般情况下, 物性 ( 尤其是渗透率 ) 越大, 可动油参数驱油效率越高, 但部分实验样品却表现出了相反的情况, 笔者认为主要原因在于低频磁场的核磁共振技术难以有效地识别微裂缝的发育程度, 在水驱油前后的 T2 谱上也不能清晰地反映出来, 水驱油特征分析时往往忽视了微裂缝的影响 4.4 粘土矿物赋存形态的影响粘土矿物赋存形态也会对水驱油效果产生一定影响, 实验样品中伊利石绿泥石蒙脱石要么充填孔喉生长, 要么沿颗粒表面形成薄膜 ( 图 9b-d) 充填孔喉生长的粘土矿物往往将大的粒间孔隙束缚, 产生大量的微孔, 而这些微孔中的流体基本不参与流动, 这样既增加束缚流体含量, 也明显减少了水驱油的渗流通道而沿颗粒表面生长的 (b) 50 μm 5 μm (c) (d) 5 μm 5 μm (a) Y 井 1 号样品, 微裂隙发育, 连通性好,400 ;(b) Y 井 3 号样品, 粒间粒表可见绿泥石粘土填充,1500 ; (c) Zh 井 A-1 号样品, 粒表伊利石蒙脱石充填,1500 ;(d)zh 井 A-1 号样品, 粒间伊利石蒙脱石石英共生,1200 (a) Y well, sample 1, development of microcracks and good connecnon, 400 ; (b) Y well, sample 3, chlorite filling in intergranular and granule surface, 1500 ; (c) Zh well, sample A-1, goeschwitzite and montmorillonite filling in granule surface, 1500 ; (d) Zh86-20 well, sample A-1, goeschwitzite, montmorillonite and quartz growth in intergranular. 图 9 环境扫描电镜典型照片 Fig. 9 Representative photos of ESEM

9 372 高校地质学报 1 9 卷 2 期粘土矿物, 表面往往因为吸附烃类组分而形成一层厚厚的沥青质薄膜, 不仅使流体渗流空间减小, 同时也增加了流体渗流过程中的边界效应此外硅质胶结中的自生石英晶体也常占据孔隙空间, 使水驱油渗流通道变得更加迂回曲折如庄井 A-1 号样品, 粒表伊利石蒙脱石充填 ( 图 9c), 使孔喉半径减小, 微孔含量增加, 驱油效率只有 32.84% 庄井 A-1 号样品粒间伊利石蒙脱石石英共生 ( 图 9,d), 水驱渗流通道变得迂回曲折, 渗流阻力增加, 驱油效率也只有 23.24% 5 结论 1) 低频磁场模拟地层水 ( 总矿化度为 m g / L ) 模拟油条件下 ( 粘度为 m P a. s (22.0 )), 特低渗透砂岩束缚水状态下的油相 T 2 谱呈双峰形态, 两峰之间的交点 ( 凹点 ) 在 16.68ms 左右,38 块样品的可动油百分数平均值为 57.62%, 可动油饱和度平均值为 27.92% 驱油效率与核磁共振可动油百分数之间的对比结果从实验的角度印证了核磁共振可动油百分数是驱油效率的上限 38 块样品可动油百分数平均值达到了 57.62%, 而驱油效率仅为 37.33%, 还有约 20.29% 的可动油没有被驱出可见, 特低渗透砂岩水驱油后的开发潜力仍然较大 2) 水驱后 T 2 谱右峰幅度明显下降, 但程度不同, 而左峰的下降与毛细管的自吸作用有关, 发挥好毛细管力的渗吸作用, 有助于提高特低渗透砂岩的采收率可动油参数对渗透率变化敏感, 但却又不完全受控于渗透率的变化 ; 剩余可动油百分数受物性影响小, 影响因素更为复杂繁多 3) 孔隙度和渗透率相近的样品, 驱油效率可能存在较大差异, 微观上物性孔喉匹配关系微裂缝发育程度粘土矿物赋存形态是造成特低渗透砂岩驱油效率差异的主要成因参考文献 (References): 高辉, 孙卫特低渗透砂岩储层可动流体变化特征与差异性成因 [J]. 地质学报, 84(8): 高辉, 解伟, 杨建鹏, 等基于恒速压汞技术的特低超低渗砂岩储层微观孔喉特征 [J]. 石油实验地质, 33(2): 郝明强, 刘先贵, 胡永乐, 等微裂缝性特低渗透油藏储层特征研究 [J]. 石油学报, 28(5): 李士奎, 刘卫东, 张海琴, 等低渗透油藏自发渗吸驱油实验研究 [J]. 石油学报, 28(2): 宋广寿, 高辉, 高静乐, 等西峰油田长 8 储层微观孔隙结构非均质性与渗流机理实验 [J]. 吉林大学学报 ( 地球科学版 ), 39(1): 孙卫安塞油田长 6 油层微观模型化学堵水实验 [J]. 石油与天然气地质, 18(3): 孙卫, 曲志浩, 李劲峰安塞特低渗透油田见水后的水驱油机理及开发效果分析 [J]. 石油实验地质, 31(3): 孙卫, 史成恩, 赵惊蛰, 等 X-CT 扫描成像技术在特低渗透储层微观孔隙结构及渗流机理研究中的应用以西峰油田庄 19 井区长 82 储层为例 [J]. 地质学报, 80(5): 王瑞飞, 沈平平, 宋子齐, 等特低渗透砂岩油藏储层微观孔喉特征 [J]. 石油学报, 30(4): 王瑞飞, 孙卫, 杨华特低渗透砂岩油藏水驱微观机理 [J]. 兰州大学学报 ( 自然科学版 ), 46(6): 王为民, 郭和坤, 叶朝辉. 2001a. 利用核磁共振可动流体评价特低渗透油田开发潜力 [J]. 石油学报, 22(6): 王为民, 李培, 叶朝辉. 2001b. 核磁共振弛豫信号的多指数反演 [J]. 中国科学 (A 辑 ), 31(8): 王为民, 叶朝辉, 郭和坤. 2001c. 陆相储层岩石核磁共振物理特征的实验研究 [J]. 波谱学杂志, 18(2): 魏浩光, 岳湘安, 赵永攀, 等特低渗透油藏天然气非混相驱实验 [J]. 石油学报, 32(2): 杨艳芳, 罗静兰, 杨金龙, 等姬塬地区长 8 砂岩储层渗流曲线特征及其影响因素分析 [J]. 高校地质学报, 17(2): 杨正明, 于荣泽, 苏致新, 等特低渗透油藏非线性渗流数值模拟 [J]. 石油勘探与开发, 37(1): 曾联波低渗透砂岩油气储层裂缝及其渗流特征 [J]. 地质科学, 39(1): 张硕低渗透油藏 CO 2 气驱渗流机理核磁共振研究 [J]. 深圳大学学报理工版, 26(3): 赵越超, 宋永臣, 郝敏, 等磁共振成像在 CO 2 驱油实验中应用 [J]. 52(1): 朱维耀, 鞠岩, 赵明, 等低渗透裂缝性砂岩油藏多孔介质渗吸机理研究 [J]. 石油学报, 23(6): 朱玉双, 曲志浩, 孔令荣, 等安塞油田坪桥区王窑区长 6 油层储层特征及驱油效率分析 [J]. 沉积学报, 18(2): Al-M ahrooqi S H, Grattoni C A, Moss A K, et al An investigation of the effect of wettability on NMR characteristics of sandstone rock and fluid systems [J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 39: Al-M ahrooqi S H, Grattoni C A, Muggeridge A H, et al Pore-scale modelling of NMR relaxation for the characterization of wettability [J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 52: Chen J, Hirasaki G J and Flaum M NMR wettability indices: Effect of OBM on wettability and NMR responses [J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 52: Guan H, Brougham D, Sorbie K S, et al Wettability effects in a sandstone reservoir and outcrop cores from NMR relaxation time distributions [J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 34: Nguye n V H, Sheppard A P, Knackstedt M A, et al The effect of displacement rate on imbibition relative permeability and residual saturation [J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 52: Sche mbre J M and Kovscek A R A technique for measuring two-phase relative permeability in porous media via X-ray CT measurements [J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 39: Sun W, Qu Z, Tang G Characterization of water injection in low permeability rock using sandstone micromobles [J]. Journal of Petroleum Technology, 56(5): Sun W and Tang G Q Visual study of water injection in low permeable sandstone [J]. JCPT, 11(45):

4 : Fig.1 PositionofShanansaginBohaiBayBasin 12.75% 0.80~ % 2.26% 2.24% ( 2) X 10% ; ;F. ;R. ;Q. 2 Fig.2 Triangulardiagramfor

4 : Fig.1 PositionofShanansaginBohaiBayBasin 12.75% 0.80~ % 2.26% 2.24% ( 2) X 10% ; ;F. ;R. ;Q. 2 Fig.2 Triangulardiagramfor 36 4 2017 7 GeologicalScienceandTechnologyInformation Vol.36 No.4 Jul. 2017 doi:10.19509/j.cnki.dzkq.2017.0420. [J]. 201736(4):160-165. ( ) 300459) : 93 A 3000m : ; ; ; :TE122.2 :A :1000-7849(2017)04-0160-06

2 期 高辉等 : 特低渗透砂岩的核磁共振水驱油特征及其影响因素 365 Key words: NMR; water displacing oil; micro-origins; movable oil percentage; extra-low permeability sandstone; Or

2 期高辉等 : 特低渗透砂岩的核磁共振水驱油特征及其影响因素 365 Key words: NMR; water displacing oil; micro-origins; movable oil percentage; extra-low permeability sandstone; Or