引用本文
肖文联, 杨玉斌, 李闽, 李农, 尤靖茜, 赵金洲, 郑玲丽, 周克明, 任吉田, 王玥. 鄂尔多斯盆地不同类型储集层水驱油特征实验[J]. 石油勘探与开发, 2021,48(4): 807-816.
XIAO Wenlian, YANG Yubin, LI Min, LI Nong, YOU Jingxi, ZHAO Jinzhou, ZHENG Lingli, ZHOU Keming, REN Jitian, WANG Yue. Experimental study on the oil production characteristics during the waterflooding of different types of reservoirs in Ordos Basin, NW China[J]. Petroleum Exploration & Development, 2021,48(4): 807-816.  
Doi: 10.11698/PED.2021.04.13
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鄂尔多斯盆地不同类型储集层水驱油特征实验
肖文联1, 杨玉斌1, 李闽1, 李农2, 尤靖茜3, 赵金洲1, 郑玲丽1, 周克明2, 任吉田1, 王玥1
1. 西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,成都 610500
2. 中国石油西南油气田公司,成都 610213
3. 中国石油长庆油田分公司,西安 710018

第一作者简介：肖文联（1983-）,男,四川渠县人,博士,西南石油大学石油与天然气工程学院副教授,主要从事岩石物理与渗流以及油气田开发方面的研究工作。地址：四川省成都市新都区新都大道8号,西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,邮政编码：610500。E-mail: joshxiao@163.com

收稿日期: 2020-11-24 修回日期: 2021-06-24
基金项目: 国家自然科学基金联合基金重点支持项目“黏度可控的原位增黏体系构建及高效驱油机理研究”（U19B2010）; 西南石油大学非常规油气渗流物理青年科技创新团队（2018CXTD10）
摘要

以鄂尔多斯盆地低渗透、特低渗透和超低渗透储集层岩心为研究对象,通过岩心微观可视化水驱油实验和柱塞岩心水驱油核磁共振实验,揭示不同类型储集层水驱油过程中原油赋存状态、动用特征以及剩余油分布,分析孔隙结构和驱替压力对水驱油效率的影响。研究表明,在束缚水状态下,低渗透储集层岩心中原油主要赋存于中—大孔隙,而小孔隙和中等孔隙是特低渗透储集层和超低渗透储集层岩心中原油的主要分布空间。水驱油过程中,3类储集层岩心优先动用中—大孔隙中的原油;随着储集层岩心渗透率的逐渐降低,水驱前缘依次表现出均匀驱替、网状驱替和指状驱替,且驱油效率依次降低。水驱油结束后,低渗透储集层岩心中剩余油主要分布于中等孔隙,且以膜状和角状的分散相为主;特低渗透和超低渗透储集层岩心中剩余油主要分布于小孔隙,且以分散相和绕流形成的连续相为主。低渗透岩心具有较高的稳定驱油效率,特低渗透和超低渗透岩心驱油效率较低,且随着驱替压力的增加表现出一定程度的增加。 图14 表1 参38

关键词: 水驱油特征; 原油赋存状态; 剩余油分布; 核磁共振; 驱替效率; 鄂尔多斯盆地
中图分类号:TE311 文献标志码:A 文章编号:1000-0747(2021)04-0807-10
Experimental study on the oil production characteristics during the waterflooding of different types of reservoirs in Ordos Basin, NW China
XIAO Wenlian1, YANG Yubin1, LI Min1, LI Nong2, YOU Jingxi3, ZHAO Jinzhou1, ZHENG Lingli1, ZHOU Keming2, REN Jitian1, WANG Yue1
1. State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China
2. PetroChina Southwest Oil and Gas Field Branch, Chengdu 610213, China
3. PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi'an 710018, China
Abstract

Waterflooding experiments were conducted in micro-models (microscopic scale) and on plunger cores from low permeability, extra-low permeability and ultra-low permeability reservoirs in the Ordos Basin under different displacement pressures using the NMR techniques to find out pore-scale oil occurrence state, oil production characteristics and residual oil distribution during the process of waterflooding and analyze the effect of pore structure and displacement pressure on waterflooding efficiency. Under bound water condition, crude oil mainly occurs in medium and large pores in the low-permeability sample, while small pores and medium pores are the main distribution space of crude oil in extra-low permeability and ultra-low permeability samples. During the waterflooding, crude oil in the medium and large pores of the three types of samples are preferentially produced. With the decrease of permeability of the samples, the waterflooding front sequentially shows uniform displacement, network displacement and finger displacement, and correspondingly the oil recovery factors decrease successively. After waterflooding, the residual oil in low-permeability samples is mainly distributed in medium pores, and appears in membranous and angular dispersed phase; but that in the extra-low and ultra-low permeability samples is mainly distributed in small pores, and appears in continuous phase formed by a bypass flow and dispersed phase. The low-permeability samples have higher and stable oil displacement efficiency, while the oil displacement efficiency of the extra-low permeability and ultra-low permeability samples is lower, but increases to a certain extent with the increase of displacement pressure.

Keyword: waterflooding characteristics; oil occurrence state; residual oil distribution; NMR; displacement efficiency; Ordos Basin
0 引言

中国陆上油田剩余油气资源中50%以上来自于低渗透、特低渗透和超低渗透储集层, 水驱是这3类储集层最重要的开采方式之一。3类储集层孔隙结构差异大且渗流特征复杂, 以往研究仅集中于某一类储集层[1, 2, 3, 4, 5], 缺乏对不同类型储集层水驱开采过程中原油动用特征和剩余油分布的深入研究。

根据剩余油研究对象体积规模间的差异, 国内外学者采用微模型、柱塞小岩心模型、大模型和宏观模型研究了水驱油后储集层中剩余油分布及其影响[6]。微模型实验是指在岩心微观模型[1, 2, 3, 7, 8, 9, 10, 11]和光刻（仿真）微观模型[12, 13, 14, 15]的基础上, 以某一恒定驱替压差或恒定注入速度完成水驱油实验, 直观地揭示平面上和孔隙内部剩余油的分布。光刻（仿真）微观模型与实际储集层岩石的孔隙结构和表面物理性质差异较大; 而岩心微观模型是将储集层岩心经洗油、切片磨平后粘夹在优质玻璃间制成, 能够真实地反映储集层微观孔隙结构, 但随着岩石孔隙结构越来越复杂, 岩心微观模型水驱油图像的定量分析面临更大的挑战。采用柱塞小岩心模型也可以在某一恒定驱替压差或者注入速度下完成水驱油实验。为了更好地获取原油在岩心孔隙三维空间中的赋存和动用特征以及剩余油分布等, 近年来将CT扫描技术[16, 17, 18]和核磁共振技术[19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26]应用于柱塞小岩心驱替实验。目前, CT扫描技术的分辨率已达到纳米级水平, 但测试周期较长, 完成一个测试点的时间一般在1 h以上; 而核磁共振技术不仅实现了纳米级孔隙的测定, 且每个测试点的时间可以缩至1 min以内, 成像测试最快可在2 min内完成。大模型与宏观模型的研究主要借助矿场测量（如压力测试、示踪剂测试等）或油藏工程理论实现[27, 28, 29]。

微模型和柱塞岩心模型下对岩石孔隙尺度油水流动规律和剩余油分布特征的研究为揭示大模型和宏观模型下储集层水驱油机理奠定了基础[16]。以往学者主要用微模型或者柱塞岩心模型中某单一手段研究储集层水驱油动用特征和剩余油分布。本文以鄂尔多斯盆地低渗透、特低渗透和超低渗透3类砂岩油藏岩心为研究对象, 开展了岩心微观可视化水驱油实验和基于核磁共振技术的柱塞岩心水驱油实验（简称柱塞岩心水驱油核磁共振实验）; 结合恒速压汞和铸体薄片实验等获取的微观研究成果, 从孔隙尺度深入分析了鄂尔多斯盆地不同类型储集层岩心水驱油特征及剩余油分布特征, 为改善储集层水驱开发效果提供依据。

1 水驱油实验
1.1 实验岩心

3对实验岩心分别取自鄂尔多斯盆地镇北地区侏罗系延安组延9段低渗透油藏和五里湾地区三叠系延长组长6段特低渗透和超低渗透油藏[30]; 每一对岩心在同一口井中相邻位置钻取以保证岩心物性和岩性等特征一致, 分别用于岩心微观可视化水驱油实验和柱塞岩心水驱油核磁共振实验（见表1）。2块低渗透岩心取自Z55井的中— 粗粒石英砂岩, 其孔隙以粒间孔为主且连通性较好（见图1a）, 平均孔隙半径大于200 μ m; 喉道以中— 粗喉为主, 其中4 μ m以上的粗喉道占比超过65%, 平均孔喉半径比（简称孔喉比）较小、变异系数较大, 即孔隙结构良好。2块特低渗透岩心取自L352井的中— 粗粒岩屑长石砂岩, 其孔隙以粒间孔为主, 与低渗透岩心相比多为较小孔隙; 发育缩颈喉（见图1b）, 喉道以半径小于4 μ m的中— 细喉道为主, 同时发育粗喉道, 变异系数相对较小, 即孔隙结构相对较差。2块超低渗透岩心取自L49井的细粒石英砂岩, 其孔隙以粒间孔为主, 相对较小孔隙数量和体积占比较多; 发育缩颈喉（见图1c）, 喉道以半径小于2 μ m的细喉道和微喉道为主, 孔喉比较大且变异系数最小, 即孔隙结构在3类储集层中最差。前期研究发现延9段低渗透储集层岩石为弱亲油— 亲油[32]; 本文按照行业标准（SY/T 5153— 2007 油藏岩石润湿性测定方法[33]）实验测得特低渗透岩心L352-5和超低渗透岩心L49-3的润湿指数分别是-0.32和-0.93, 对应的润湿性分别为亲油和强亲油。

表1 实验岩心基本物性、孔喉参数及实验设计

图1 不同类型储集层岩心的孔隙结构

1.2 岩心微观可视化水驱油实验

制作3块岩心微观可视化水驱油实验模型, 模型长、宽、高分别为3, 2, 0.062 cm, 采用西南石油大学岩心微观可视化水驱油实验装置[7], 在室温常压下完成微观模型的水驱油实验。实验流体为等矿化度模拟地层水和模拟油, 其中模拟油是煤油和白油的混合油, 其黏度约等于地层条件下的原油黏度1.5 mPa· s。为了区分和表征实验过程中油水分布, 在模拟地层水中加入甲基蓝使其呈蓝色, 在模拟油中加入油溶红使其呈红色。

实验步骤如下：①将岩心微观模型抽真空饱和模拟地层水; ②用模拟油驱替完全饱和模拟地层水的微观模型到束缚水状态; ③以1 μ L/min的速度开展水驱油, 直至出口端不出油后停止水驱。采集水驱油过程典型的油水分布图像, 用于分析岩心中原油的赋存、动用等特征。

1.3 柱塞岩心水驱油核磁共振实验

1.3.1 核磁共振基本原理

核磁共振（NMR）能够直接探测岩石孔隙中含氢流体的弛豫信号以分析孔隙中流体含量[34]。岩石中弛豫时间（T2）由表面弛豫时间（T2S）、体弛豫时间（T2B）和扩散弛豫时间（T2D）3部分构成, 表达式如下：

$\frac{1}{{{T}_{2}}}\text{=}\frac{1}{{{T}_{2B}}}+\frac{1}{{{T}_{2S}}}+\frac{1}{{{T}_{2D}}}=\frac{1}{{{T}_{2B}}}+{{\rho }_{2}}\frac{S}{V}+\frac{D{{\left( \gamma G{{T}_{E}} \right)}^{2}}}{12}$ （1）

通常在均匀磁场中（即磁场梯度小）, 流体T2B为2~3 s, 远大于T2; 同时, TE值较小, 因此（1）式中T2B和T2D可忽略不计, T2主要由T2S决定：

$\frac{1}{{{T}_{2}}}\text{=}\frac{1}{{{T}_{2S}}}={{\rho }_{2}}\frac{S}{V}$ （2）

岩石孔隙内表面积（S）与孔隙体积（V）的比值一般可以用孔隙形状因子（Fr）与孔隙半径（r）的比值表示[21, 35, 36], 可以得到T2与r的关系式：

${{T}_{2}}=\frac{1}{{{\rho }_{2}}}\frac{V}{S}\text{=}\frac{1}{{{\rho }_{2}}{{F}_{r}}}r\text{=}Cr$ （3）

其中 $C\text{=}\frac{1}{{{\rho }_{2}}{{F}_{r}}}$

对于某一岩心, 因为转换系数是一定的, 所以长弛豫时间对应大孔隙, 短弛豫时间对应小孔隙。确定转换系数, 就可以获取岩石孔隙大小及其流体信息, 因此核磁共振技术可定量表征水驱油实验孔隙尺度下流体动用特征。

1.3.2 实验岩心与实验流体

实验岩心是直径为2.54 cm、长度为4 cm的柱塞样品, 其基本物性参数见表1; 实验用水是矿化度为55 000 mg/L的MnCl2水溶液, 以屏蔽岩心中水相的核磁共振信号; 实验用油与岩心微观可视化水驱油实验中所用模拟油相同。

1.3.3 实验装置与实验步骤

核磁共振岩心水驱油测试系统主要包括岩心夹持器、中间容器、核磁共振仪、高精度驱替泵等[21]。依据实验岩心所在区块的生产压力、井距等资料确定岩心水驱油实验的驱替压差分别为400, 600, 800 kPa。

参照国家标准（GB/T 28912— 2012 岩石中两相流体相对渗透率测定方法[37]）在室温下开展柱塞岩心水驱油核磁共振实验, 主要步骤如下：①调试与设定核磁共振装置系统参数, 选择核磁共振CPMG序列, 回波间隔0.5 ms, 等待时间5 000 ms, 回波个数18 000, 扫描次数32; ②将岩心抽真空至133 Pa, 然后在20 MPa下饱和实验用水（MnCl2溶液）48 h以上, 测量饱和岩心的质量并计算其孔隙度（要求与氦测孔隙度的相对偏差小于2%）; ③用实验用油驱替饱和水的岩心以建立束缚水饱和度, 然后将该岩心浸没在实验用油中, 在地层温度下老化15 d后测定老化后岩心的T2谱曲线; ④将岩心放入岩心夹持器中, 首先在驱替压差400 kPa下进行水驱油实验, 记录驱替过程中累计产水量、累计产油量、驱替压力和驱替时间。当驱替至30倍孔隙体积后停止驱替, 取出岩心测量其质量和T2谱曲线; 将驱替压差分别增加至600 kPa和800 kPa重复步骤④。为了确保实验测试结果的准确性, 在每次测量核磁共振T2谱曲线之前, 需对核磁共振装置进行标定。

2 实验结果分析
2.1 岩心微观可视化水驱油实验

从岩心微观可视化水驱油实验采集的图像中可以看出（见图2— 图4）, 对于孔隙结构好的低渗透储集层岩心Z55-3, 在水驱油过程中, 注入水率先进入阻力小的大孔隙（见图2a）, 然后在平面上逐渐扩大范围（见图2b）, 无明显的高渗通道, 表现出均匀驱替且水驱油效率高。水驱油后, 在岩心中孔隙盲端和颗粒表面分别观察到了分散的角状剩余油和膜状剩余油（见图2c）; 由于实验岩心的润湿性为油湿, 油在岩石壁面的附着力大于水驱过程中的剪切力, 原油更容易呈膜状吸附在岩石壁面。

图2 低渗透储集层岩心Z55-3不同水驱阶段的油水分布

对于孔隙结构相对较差的特低渗透储集层岩心L352-7, 注入水进入模型后会出现多条注入水线交错驱替的现象, 导致水驱油路径呈网状式向出口端推进（见图3a）, 表现为网状驱替。水驱油后, 岩心中除分散的角状剩余油和膜状剩余油外, 还有较多绕流所形成的连片状剩余油块（见图3b）。

图3 特低渗透储集层岩心L352-7微观水驱油模式和剩余油分布

对于孔隙结构最差的超低渗透储集层岩心L49-2, 水驱油过程中注入水率先沿着一条或几条通道向前突进并首先到达出口（见图4a）, 呈现单向指进现象, 注水面积分散。水驱油后, 岩心中除了分散的角状剩余油、膜状剩余油和绕流所形成的连片状剩余油外, 还有部分连续的斑状剩余油（见图4b）。

图4 超低渗透岩心L49-2微观水驱油模式和剩余油分布图

随着岩心渗透率的减小和孔隙结构的变差, 驱替类型依次表现为均匀驱替、网状驱替和指状驱替, 剩余油形态由分散相的角状和膜状逐渐扩展至连片状, 甚至斑块状。

2.2 柱塞岩心水驱油核磁共振实验

在岩心水驱油实验中获取的T2谱曲线变化反映的是岩心中油相的变化。低渗透储集层岩心在束缚水状态下的T2谱曲线呈单峰特征且偏向长弛豫时间（10~1 431 ms）一端, 其峰值对应的T2值为580 ms（见图5）, 说明原油在岩心中主要赋存于分布均匀的较大孔隙中。在压差为400 kPa下驱替, T2值大于10 ms的信号量大幅度降低, 而T2值小于1 ms的信号量却有所增加; 压差增大到600 kPa和800 kPa驱替, 岩心T2谱曲线形态未发生明显变化。特低渗透储集层岩心和超低渗透储集层岩心在束缚水状态下的T2谱曲线均呈双峰特征（见图6、图7）, 其中特低渗透储集层岩心在短弛豫时间（0.01~6.36 ms）和长弛豫时间（6.36~880.00 ms）端的信号幅度峰值几乎相同; 而超低渗透储集层岩心的短弛豫时间（0.01~5.94 ms）对应的信号幅度峰值大于长弛豫时间（5.94~219.00 ms）的峰值。由此可知, 原油在这两类储集层岩心中的分布表现出较强的非均匀性, 且相对于特低渗透储集层岩心, 超低渗透储集层岩心中的原油主要赋存在更小孔隙空间中。压差400 kPa下驱替, 两类岩心核磁共振信号主要幅度降低均源于T2值大于6 ms对应的孔隙, 特低渗透岩心中T2值大于100 ms时对应孔隙中的核磁共振信号量降低更多; 同时, 两类储集层岩心T2值小于1 ms的信号量增加。压差增大到600 kPa和800 kPa驱替后, 岩心T2谱曲线形态未发生显著的变化。

图5 低渗透岩心Z55-2在不同驱替压差下的T2谱

图6 特低渗透岩心L352-5在不同驱替压差下的T2谱曲线

图7 超低渗透岩心L49-3在不同驱替压差下的T2谱曲线

基于核磁共振分析, 低渗透、特低渗透和超低渗透储集层岩心水驱油过程中表现出以下特征：在束缚水状态下, 3类储集层岩心中较长弛豫时间对应孔隙的核磁共振信号幅度随着渗透率的降低而逐渐减少, 这与微观结构分析获取的3类岩石中较小孔隙占比逐渐增加、较大孔隙占比逐渐降低的结果一致; 水驱油后, 3类储集层岩心T2谱曲线的形态存在差异, 说明剩余油在孔隙中的分布不同; 3类储集层岩心T2谱曲线信号幅度在弛豫时间小于约1 ms时都表现出不同程度的增加, 表明水驱油后这部分孔隙对应的含油量增加。

3 原油赋存状态与驱油效率

饱和水岩心被实验油驱替至束缚水状态时, 计量从岩心Z55-2、L352-5和L49-3中驱出的水量Vw分别为1.40, 1.24, 1.16 mL（驱出水量数值上等于岩心中的含油量Voi, 即Voi=Vw）; 此时, 用（4）式计算T2谱曲线相应的核磁共振信号总量Toi分别为58 228.24, 52 416.38和48 726.95（见图5— 图7）。在压差400 kPa下水驱油后, 计量岩心Z55-2、L352-5和L49-3的产油量Vo分别为0.75, 0.50, 0.35 mL; 此时用（5）式计算T2谱曲线对应的核磁共振信号总量Tor分别为27 001.88, 29 245.05和30 720.06。结合水驱油效率的定义, 基于产油数据和核磁共振测试数据分别用（6）式和（7）式计算驱油效率Ec和ENMR。

${{T}_{\text{oi}}}={{\int_{0}^{{{T}_{2, \max }}}{m\left( {{T}_{2}} \right)}}_{\text{oi}}}d{{T}_{2}}$ （4）

${{T}_{\text{or}}}={{\int_{0}^{{{T}_{2, \max }}}{m\left( {{T}_{2}} \right)}}_{\text{or}}}d{{T}_{2}}$ （5）

${{E}_{\text{c}}}=\frac{{{V}_{\text{o}}}}{{{V}_{\text{oi}}}}\times 100\text{ }\!\!%\!\!\text{ }$ （6）

${{E}_{\text{NMR}}}\text{=}\frac{{{T}_{\text{oi}}}-{{T}_{\text{or}}}}{{{T}_{\text{oi}}}}\times \text{100 }\!\!%\!\!\text{ }$ （7）

岩心Z55-2、L352-5和L49-3的ENMR值分别为53.61%, 44.19%和36.95%, Ec值分别为50.00%, 40.34%和29.31%。两种方法计算的采收率相差不大, 说明核磁共振岩心水驱油测试系统参数设置合理, 数据采集可靠。此外, 随岩心渗透率的降低和产油量的减少, ENMR与Ec间的差异逐渐增大, 原因归结为产油量越小, 计量管读数的误差越大。同时, 随着驱替压差的增加, 产油量增加很少以至于计量管无法读取相应的变化量, 因此本文用基于核磁共振测定的数据来研究实验岩心水驱油前后孔隙中原油的动用特征及剩余油分布。

3.1 原油微观赋存特征

基于柱塞岩心水驱油核磁共振实验, 获取岩心中原油赋存及动用特征的关键在于确定（3）式中的转换系数。结合“ 将毛管压力曲线和核磁共振T2谱转换到同一坐标轴中进行刻度对比, 从而求得转换系数” 的计算思路[20, 21, 38]和恒速压汞实验数据, 本文提出以下计算步骤：①将恒速压汞实验获取的孔隙分布曲线和束缚水饱和度下的核磁共振T2谱曲线绘制到同一坐标系中（见图8）; ②将孔隙分布曲线中的孔隙最大值和T2谱曲线弛豫时间的最大值相对应; ③结合（3）式确定转换系数（见表1）。通过此方法计算得到3种不同类型储集层岩心在水驱油过程中不同孔隙下的T2谱曲线（见图5— 图7）。同时, 基于储集层岩石孔隙大小划分标准[20, 21, 22, 23, 24, 25, 26], 将本次实验岩心的孔隙分为3类：孔隙半径小于4 μ m为小孔隙, 4~100 μ m为中等孔隙, 大于100 μ m为大孔隙。

图8 束缚水状态下核磁共振T2谱与恒速压汞孔隙曲线刻度对比

基于微观模型束缚水状态下的图像, 经过Photo Shop软件降噪、油-水-骨架对比度处理后, 结合油-水-骨架间色值（即RGB值）的差异, 用ImageJ从图2— 图4中提取对应的水相、油相和骨架轮廓图, 进而识别不同孔隙中的原油（油滴数）从而得到频率分布曲线（见图9— 图11）。对比不同孔隙下的核磁共振T2谱曲线发现, 基于岩心微观可视化水驱油实验和柱塞岩心水驱油实验获取的原油分布曲线形态基本一致, 说明两种模型中原油具有相同的赋存特征。结合两种模型进一步分析发现, 低渗透储集层岩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%）, 小孔隙中原油含量较少（占比6.32%）。特低渗透岩心和超低渗透岩心中原油主要分布在小孔隙和中等孔隙中, 其中特低渗透储集层岩心的小孔隙和中等孔隙的含油量相近, 分别占比48.8%和41.65%; 而超低渗透岩心中原油在小孔隙中的含量（61.57%）大于中等孔隙（36.16%）, 大孔隙中原油仅占2.27%。对比分析发现, 3类储集层岩心随着渗透率的降低, 束缚水状态下小孔隙中原油赋存量逐渐增加, 中等孔隙和大孔隙中原油赋存量逐渐减少。

图9 低渗透岩心束缚水状态下微观模型中的油相分布

图10 特低渗透岩心束缚水状态下微观模型中的油相分布

图11 超低渗透岩心束缚水状态下微观模型中的油相分布

3.2 水驱油过程中原油动用特征

结合驱替前后不同孔隙下的T2谱曲线（见图5— 图7）和（8）式, 得到3类储集层实验岩心在不同驱替压差下原油的采出程度。

${{E}_{\text{r}}}\text{=}\frac{\int_{{{r}_{i, \min }}}^{{{r}_{i, \max }}}{m{{({{r}_{i}})}_{\text{o}i}}dr}-\int_{{{r}_{i, \min }}}^{{{r}_{i, \max }}}{m{{({{r}_{i}})}_{\text{or}i}}dr}}{\int_{{{r}_{i, \min }}}^{{{r}_{i, \max }}}{m{{({{r}_{i}})}_{\text{o}i}}dr}}$ （8）

水驱油过程中, 随着驱替压差依次增加, 3类储集层岩心优先动用中— 大孔隙中的原油。低渗透岩心Z55-2的中等孔隙采出程度大于56%, 大孔隙采出程度大于75%; 在特低渗透岩心L352-5和超低渗透岩心L49-3中, 中等孔隙和大孔隙的采出程度均大于83%, 这与高辉等[23]在实验中观察的结果一致。原因在于3类储集层岩心的润湿性均为油湿, 水驱油过程中毛管压力是阻力, 注入水会沿着阻力较小的中— 大孔隙动用原油, 而特低渗透和超低渗透储集层岩心的亲油性更强、孔隙结构更差, 注入水更易动用中— 大孔隙中的原油。

水驱油后, 低渗透岩心Z55-2中50%的剩余油赋存于中等孔隙, 在小孔隙和大孔隙中的剩余油占比为29%和21%; 特低渗透岩心L352-5和超低渗透岩心L49-3中剩余油主要赋存于小孔隙（超过85%）, 少量赋存于中等孔隙（小于10%）和大孔隙（小于2%）中。此外, 水驱油后, 3类储集层岩心的T2谱曲线相对于束缚水状态, 在T2值小于1 ms的短弛豫时间内或者孔隙小于1 μ m时的信号量均表现出不同程度的增加（见图5— 图7）, 尤其在低渗透储集层中尤为明显, 在熊伟等[38]和高辉等[23]的实验中也观察到类似结果。然而, 并未在岩心微观可视化水驱油实验中观察到油相在小孔隙中增加的现象。

为了进一步观察油水在孔隙空间中的赋存特征, 选择1块取自五里湾地区长6段的超低渗透储集层岩心L60-1, 孔隙度10.732%, 渗透率0.101× 10-3 μ m2, 利用西南石油大学国家重点实验室Micro-CT扫描仪开展了水驱油实验, 获取了水驱油过程中三维空间上的油水分布, 其中实验流体与岩心水驱油核磁共振实验相同, 在油中添加了10%的碘代正丁烷以屏蔽油相信号。主要实验步骤为：①获取干岩心的三维CT图像; ②建立束缚水饱和度并老化岩心15 d, 再进行三维CT图像扫描, 获取束缚水状态下的油水分布; ③以0.5 MPa的驱替压力开展水驱油实验, 当含水率达到99%时结束实验, 并再次进行三维CT图像扫描, 获取剩余油分布。

以干岩心和束缚水状态下CT扫描数据为基准, 用Avizo软件获取了岩心驱替前后油水分布（见图12）, 以及不同状态下油相在孔隙中的分布频率图（见图13）。岩心L60-1在水驱油后, 中— 大孔隙中的连续油相变成了残留在孔隙盲端的油滴或者吸附在颗粒表面的油膜, 呈现出非连续油相特征, 这与在二维空间中观察到的超低渗透储集层原油分布规律一致（见图4b）。这种非连续相油膜和油滴在核磁共振上的响应对应短弛豫时间, 进而形成小孔隙中核磁信号量增加及小孔隙含更多剩余油的假象, 这也就是在T2谱曲线上小孔隙中表现出含油量增加的原因, 实际上小孔隙中原油并未增加。然而从核磁共振曲线中客观地区分出“ 假象” 信号还有待深入研究。

图12 岩心L60-1同一切片不同部位驱替前后油水分布图

图13 不同状态下岩心L60-1中油相的分布频率

3.3 驱替压力和微观结构影响下的驱油效率

基于实验岩心中原油在束缚水状态和不同压力下驱替后的赋存特征, 计算得到岩心在不同驱替压力下的驱油效率（见图14）。由于低渗透储集层岩心Z55-2孔隙连通性较好, 在水驱油时注入水克服的流动阻力相对较小, 水驱波及面积较广, 水驱油效率较高（均值为54.2%）。特低渗透岩心L352-5和超低渗透岩心L49-3的平均驱油效率分别为47.13%和39.03%。相对于低渗透岩心, 特低渗透岩心孔隙结构相对较差, 导致水驱油过程中多条注入水线交错驱替, 部分连通不好的小孔隙群被注入水绕过, 形成连片状剩余油块; 超低渗透岩心孔隙结构最差, 非均质性最强, 使得水驱油过程中的油相极易发生截断[21], 破坏油相的连续流动特性, 增加注入水的流动阻力, 导致注入水沿着渗流阻力较小的通道快速突破, 水相波及面积最小。

图14 水驱油效率随压力梯度的变化曲线

对比分析还发现, 低渗透储集层岩心Z55-2在初始压差400 kPa（压力梯度约0.09 MPa/cm）下的水驱油效率已达到较高程度, 随驱替压力梯度的增加, 岩心的驱油效率几乎不发生变化（见图14）。而特低渗透岩心L352-5和超低渗透岩心L49-3的驱油效率随着驱替压力梯度的增大而增加; 当压力梯度由0.09 MPa/cm增加至0.17 MPa/cm 时, 岩心中的驱油效率增幅最大且超过了3%, 随后增加驱替压力梯度对驱油效率几乎没有影响。这表明在水驱油实验初期（压力梯度低于0.17 MPa/cm）, 增加驱替压力梯度在一定程度上可以扩大特低渗透和超低渗透储集层岩心注入水的波及区域, 提高驱油效率; 而在水驱油后期（压力梯度高于0.17 MPa/cm）, 增大驱替压力梯度仅增大注入水在渗流通道中的流动速度。

根据毛管压力的定义, 当驱替压力（或压力梯度）增至大于对应孔隙的毛管压力时可动用更小孔隙中的原油。低渗透岩心中原油主要分布于分选性较好的中— 大孔隙, 小孔隙中的原油占比仅为6%, 虽然增加驱替压力梯度能动用小孔隙中的原油, 但这对总驱油效率的贡献并不显著, 因此低渗透岩心的驱油效率随驱替压力梯度的增加变化并不明显。而特低渗透和超低渗透岩心中原油在小孔隙中的占比分别为48%和61%, 大孔隙中的原油含量分别为9%和2%, 意味着增大驱替压力梯度可以动用更多的原油; 然而特低渗透和超低渗透岩心的孔隙结构差, 因此驱油效率仅表现出了一定程度的增加。此外, 本次研究发现采用逐级增加驱替压力的水驱油方式难以显著改变注入水在初始压力下形成的优势渗流通道, 建议在同等条件（如渗透率、饱和度相近等）下进一步研究不同驱替压力对原油动用程度的影响。

4 结论

在束缚水状态下, 低渗透储集层岩心中原油分布较为均匀且主要赋存于中— 大孔隙; 特低渗透和超低渗透储集层岩心中原油主要赋存于小孔隙和中等孔隙中, 且分布非均匀性强。在3类油湿储集层岩心水驱油过程中, 注入水优先动用中— 大孔隙中的原油, 且特低渗透和超低渗透储集层岩心中— 大孔隙采出程度更高。由于岩心的渗透率和孔隙结构会影响水驱油类型和剩余油形态, 随着岩心渗透率减小和孔隙结构变差, 驱替类型依次表现为均匀驱替、网状驱替和指状驱替, 驱油效率逐渐降低, 剩余油形态由分散相的角状和膜状逐渐扩展至连片状, 甚至斑块状。水驱油后, 较大孔隙中非连续相的油膜和油滴在核磁共振响应上对应短弛豫时间, 形成小孔隙中核磁信号量增加的假象, 得出小孔隙中剩余油量增加的错误结果。驱替压差对低渗透储集层水驱油效率影响不显著, 而增加驱替压差可一定程度上提高特低渗透和超低渗透储集层水驱油效率。

符号注释：

C— — 转换系数, ms/μ m; D— — 流体的扩散系数, cm2/ms; Ec— — 基于产油数据计算的驱油效率, %; ENMR— — 基于核磁共振测试数据计算的驱油效率, %; Er— — 采出程度, %; Fr— — 孔隙形状因子, 无因次; G— — 磁场梯度, G/μ m; m(ri)oi— — 第i级孔隙区间驱替前原油的核磁共振信号幅度; m(ri)ori— — 第i级孔隙区间驱替后原油的核磁共振信号幅度; m(T2)oi— — 束缚水饱和度下不同弛豫时间所对应的核磁共振信号幅度; m(T2)or— — 水驱油后不同弛豫时间所对应的核磁共振信号幅度; r— — 孔隙半径, μ m; ri, min— — 某一孔隙区间对应的最小孔隙半径, μ m; ri, max— — 某一孔隙区间对应的最大孔喉半径, μ m; S— — 岩石孔隙内表面积, μ m2; TE— — 回波间隔, μ s; Toi— — 束缚水饱和度下核磁共振信号总量, 无因次; Tor— — 水驱油后核磁共振信号总量, 无因次; T2— — 横向弛豫时间, ms; T2B— — 体弛豫时间, ms; T2D— — 扩散弛豫时间, ms; T2S— — 表面弛豫时间, ms; T2, max— — 最大横向弛豫时间, ms; V— — 岩石孔隙体积, μ m3; Vo— — 岩心产油量, mL; Voi— — 岩心中的含油量, mL; Vw— — 产水量, mL; γ — — 氢原子核的磁旋比, MHz/T; ρ 2— — 表面弛豫率, μ m/ms。

（编辑 刘恋）

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