核磁共振技术在水驱油实验中的应用.docxVIP

核磁共振技术在水驱油实验中的应用邓瑞健(中原油田分公司勘探开发科学研究院)摘要为了更直观地研究油藏的微观油水渗流特征,探索水驱油的微观剩余油分布规律,找出储层非均质性对水驱油效果的影响规律,采用低磁场和高磁场核磁共振技术,进行了天然岩心水驱油实验研究。研究表明:串联组合的平面非均质岩石出口端的剩余油饱和度明显高于入口端的剩余油饱和度,其剩余油主要分布于中小喉道内;而完全得到水驱的岩石,其剩余油分布相对比较均匀,高含油孔隙度层与低含油孔隙度层内均有一定量的剩余油存在。其结论可直接指导实际油藏剩余油的挖潜方向。关键词核磁共振技术储层非均质性水驱油剩余油分布剩余油的挖潜核磁共振成像是近年来开始应用到石油勘探与开发中的高新技术,它可以检测储层岩心的油层物理参数,具有快速、无损、非侵入、多参量、多维测量等显著特点。在探测岩心内孔隙度、流体饱和度分布、流体空间分布及采收率方面,核磁共当某一样品含水达到100%以后,关闭该岩心,对剩余的岩心继续进行并联实验。低磁场核磁共振T2谱给出了岩心内部的含油孔径分布,高磁场核磁共振图像给出了岩心内部的含油孔隙度分布。。Ξ振成像比X-CT具有明显的优越性122.1实验结果和分析平面非均质岩石水驱油实验进行了两组串联组合的实验。核磁分析的单1111实验方法实验材料和设备饱和岩心以及水驱均采用重水(D2O)配制的样驱油效率与单样的驱替顺序、渗透率的关系见图1。得出以下结论:入口端岩心驱油效率明显高于出口端岩心驱油效率,而与前、后岩心的渗透率的大小无关。标准盐水,总矿化度为290g/L。造束缚水使用的模拟油是用真空泵油与煤油配制的,其油水粘度比为8.2。低磁场核磁共振T2弛豫测量(弛豫是磁化矢量在受到射频场的激发下发生核磁共振时偏离平衡态后又恢复到平衡态的过程,T2弛豫时间反映岩石物性和流体特征)在MAGNET-2000型核磁共振岩心分析仪上进行。高磁场核磁共振成像在SPEC-3000型核磁共振成像仪上进行。1.2实验步骤首先将每块岩心均抽真空、饱和,然后用油相驱替水相即建立束缚水。3块高、中、低渗透率的岩心串联(模拟平面非均质)或并联(模拟纵向非均质)起来,最后用水相驱替油相。对每块岩心进行初始含油和剩余油状态下的低磁场核磁共振T2测量和高磁场核磁共振成像。并联实验中,图1串联组合实验单岩心驱油效率变化规律收稿日期2002-04-15Ξ作者简介邓瑞健,1962年生,高级工程师,现从事油气田开发研究和管理工作,地址(457001):河南省濮阳市中原路157号,电话:(0393)4810906。332002年7月断块油气田第9卷第4期根据两组对比实验的结果看,较低渗样品对驱替顺序更敏感,不同的驱替顺序下,二者的驱油效率相差很明显,在前端时的驱油效率高于位于后端时的数值达5.1个百分点。分析其原因(见图2),大孔径中(T2226ms)的原油都能被充分水驱,但是,对于小、中孔径中的原油则有明显的不同,在注水前端时,较低渗样品中的小、中孔径内的剩余油明显低于位于后端时的剩余油。说明从不同的驱替顺序对比看,在相同的流量条件下,驱替前端岩心的剩余油主要分布在很小的孔径内,中、大孔径内的水驱较为充分,剩余油较少,采出程度高;在驱替末端的岩心内,只有相对大的孔径内的水驱较为充分,小孔径内的原油水驱很差,采出程度很低,导致整个岩心的采出程度降低。图2较低渗样品不同驱替顺序油相T2谱比较图油频率曲线并不吻合。但是,当较低渗位于前端时,相对较大孔径内(T290ms)的剩余油多于较高渗位于前端时的剩余油(见图3)。对于同处于中间位置的中等渗透样品而言,较低渗样品在前或高渗样品在前时的影响均不明显,驱油效率仅相差0.2个百分点。两个原始含图3中等渗透样品不同驱替顺序油相T2谱比较图对于较高渗样品,位于水驱前端时的驱油效率仅高于位于后端时的1.1个百分点。从孔径分布频率较高时的区间范围内看,位于前端时的剩余油则明显低于后端时的剩余油频率(见图4)。2.2纵向非均质岩石水驱油实验进行了两组并联实验,其中一组的初始含油和剩余油两种状态下的T2谱图见图5。T2谱图中的剩余油反映的是各样品完全水驱结束时的状34第9卷第4期邓瑞健.核磁共振技术在水驱油实验中的应用2002年7月态。两组实验结果具有以下共同的特征:岩心的初始含油孔径分布很不均匀,最大含油孔径与最小含油孔径相差两个数量级以上。整体看,各岩心不同孔径下的水驱采出程度均具有随孔径的增大而变大的特征。不同大小孔隙的最终驱油效率即孔隙利用系数明显不同,较大孔隙的孔隙利用系数较高,较小孔隙的孔隙利用系数较低。但在剩余油状态下,较大孔隙内仍有剩余油存在,剩余油分布在很宽的孔径分布范围内。图4较高渗样品不同驱替顺序油相T2谱比较图图5第一组并联实验岩心初始含油和剩余油T2谱曲线对比图对于同样大小的