稠油开采对疏松砂岩储层孔隙结构的影响

唐 宁，唐洪明

（西南石油大学 地球科学与技术学院，四川成都 610500）

疏松砂岩储层具有物性好、原油充满程度高、储量大、丰度高、埋深浅、易开发等特点。目前，疏松砂岩储层为我国最重要的油气储集层类型之一，疏松砂岩储层的开发已成为我国石油工业最为重要的经济增长点之一，对我国石油工业的发展有非常重要的意义。稠油油藏原油的黏度高，在采油过程中油水乳化、温压下降，以及外来流体等作用下，油井不同生产阶段不同程度地出砂，尤其在投产初期、修井、微压裂和增产作业后生产初期，微粒运移表现更为严重。近井渗流速度大，原油乳化程度高、温压下降快，以及防砂管和砾石充填层的遮挡，近井微粒堵塞、运移聚集带，部分微粒会携带到井筒，导致砂埋、卡泵等；随着细颗粒在孔隙介质中流动，流体携带流体能力降低或者渗流通道迂曲变化，渗流场的改变，颗粒将在孔喉中发生机械捕获、滞留及沉淀，地层堵塞会严重降低油井产能，甚至油井报废。因为储层的孔隙结构最能直接控制储层的渗流与储集能力，因而影响与限制油田采收率[1-4]，与其做出巨大努力来补救其影响，不如避免形成[5]。在这种情况下，定量地研究储层孔隙结构的变化规律，对指导油田方案调整、剩余油定量描述、三次采油和提高最终采收率有着非常重要作用[7-10]。文章通过核磁在线高倍油驱实验，研究储层稠油开采前后孔隙结构变化，为油田稠油开采方案调整、剩余油定量描述、三次采油和提高最终采收率提供依据。

1 实验步骤

传统的表征孔喉分布方法是采用压汞测试法，其分析孔喉分布过程具有破坏性的缺点，且无法在高倍油驱实验过程中实时在线检测孔喉变化，而低磁场强核磁共振岩样分析技术具有检测迅速、无污染、操作简单、在线、无损测试孔喉结构等特点[7]。适用于室内实验，是测量岩石物性参数的新型方法之一。该技术利用油气或者水中的氢原子核在磁场中具有共振并能产生信号的特性来探测油、气、水及其分布和岩石物性参数。

具体实验步骤如下：

在岩样高倍水驱过程中加以核磁共振技术，实时监测岩样孔喉变化；①选取对核磁信号无影响的材料制作合适的夹持装置。②选用实验区块的取得的油砂制作高渗填砂管。③用50mPa·S的硅油以不同泵速驱替不同PV数，后增加泵速继续驱替。记录每一个过程的孔喉分布以及MRI成像（泵速按照0.2mL/min，0.5mL/min，1mL/min，2mL/min，4mL/min，6mL/min增加）。

④实验后通过电脑软件，分析油驱后岩样孔隙结构特征及分布情况。

2 核磁T2谱结果分析

储层岩样核磁共振T2谱通过C值转换后横坐标代表岩样孔喉分布，纵坐标代表岩样孔喉分布频率，呈双峰态。自左向右第一个峰孔喉半径分布在1.047～3.41μm，代表着岩样内较小孔隙或细喉道，下文统称为小孔细喉分布峰，占比为7.0%，说明岩样在驱替前，小孔隙、细喉道占比较低；第二个峰孔喉半径分布在20.7～235.4μm，代表着岩样内较大孔隙或粗喉道，下文统称为大孔粗喉分布峰，其占比为93.0%。从整体来看在驱替前储层内相对以大孔隙、粗喉占优。

从驱替结果来看，对比驱替前后的孔喉分布，储层高倍油驱后大孔隙或粗喉道的占比上升且大于驱替前，所对应的孔喉半径增加，孔喉半径中值较驱替前增加32.1%。从驱替过程来看，油驱流速小于1mL/min的过程表现为一个孔喉半径先缓慢减小的过程，当增加驱替流速大于1mL/min，并随着流速的增大孔隙结构变化幅度增大，小孔喉的占比表现为持续减少，大孔喉的占比则持续增加。对比驱替过程中的孔喉分布曲线发现，曲线双峰峰型不断变集中，并且驱替结束后较驱替前较大的孔喉半径变得更大而较小的孔喉半径变得更小，有着朝两极发展的趋势。孔喉分布的非均质性增强（图1）。

图1 储层岩样不同阶段孔喉分布图

3 核磁共振成像（MRI）结果分析

核磁共振T2反映的是岩样内部所有含有氢信号的总体情况，而核磁共振成像（MRI）能够直观形象地反映出岩样某个切片厚度范围内的流体分布情况，又因为岩样中的流体的多少往往取决孔隙和喉道的数量和大小，因此通过核磁共振成像（MRI）可以间接反映岩样内孔喉的分布和非均质性。MRI成像图中颜色明暗代表的是氢信号的强与弱，色彩越亮岩样内氢信号越强，反之异然。本次核磁共振MRI选取岩样纵剖面，对不同流速阶段的岩样核磁共振成像。通过对水信号的强弱判断，对岩样内孔喉结构变化及其分布有一个整体的认识。岩样MRI如图2所示，左侧为岩样注入端，右侧为岩样出液端。

图2 储层岩样不同驱替阶段核磁成像（a-驱替前；b-驱替100PV；c-驱替280PV；d-.驱替460PV；e-驱替600PV；f-驱替1 000PV）

岩样累计驱替至100PV可以发现强信号色域明显减少，说明通过该区域的流体减少，可能是孔喉半径减小以及连通性变差造成的。累计驱替体积达280PV时发现较前一阶段，强信号色彩区域进一步减少，孔喉的连通性进一步变差。增加驱替流速累计驱替达460PV时，可以清晰地观察到强信号彩色呈条带状横向展布，表明较上一驱替阶段孔喉的连通性有比较明显的改善。累计驱替至1 000PV，可以清晰观察到色彩信号强度要高于之前的任意一个驱替阶段，并且强信号色彩连续，孔喉连通性变好，同时亦可以清晰地观察到靠近岩心注入端的这一侧信号更为强烈，这说明储层岩样高倍油驱后，越靠近注入端一侧孔喉半径越大，即大孔隙、粗喉道的数量越多。

与核磁T2实验结果对比，加之驱替过程中出液端有砂粒被驱出，证明了油驱微粒运移现象的存在。因此，究其原因，可能是在驱替初期，由于驱替速度较小，驱动力较弱，所携带的微粒分散运移距离短，其沉降或堵塞造成孔喉半径的减小甚至堵塞，但是随着流速的增加，驱动力的增强使得越来越多的微粒从骨架颗粒剥离随流体流动运移，这些微粒会优先以形成的大孔隙、粗喉道为主要的运移通道，且这些微粒无法对大孔、粗喉进行封堵从而被带出岩样，这使得对应的孔喉半径越变越大，但仍有部分微粒由于其启动位置等因素导致未被带出岩样就近滞留沉降，降低了孔喉半径甚至堵塞孔喉，因此导致了大孔、粗喉的孔喉半径越来越大而小孔、细喉的孔喉半径越来越小，非均质性增加。

4 结论

核磁T2谱及成像结果表明：储层初始孔喉分布均相对以大孔、粗喉占优，整个油驱过程，大孔、粗喉占比及其对应的孔喉半径呈先缓慢下降后明显上升的趋势，且油驱后占比及其对应的孔喉半径＞油驱前；小孔、细喉的占比及其对应的孔喉半径与大孔、粗喉的变化特征相反；储层油驱后总体的孔喉半径中值增大，孔喉的连通性变好。