2026年全球深海油气产量预计达到4.2亿吨油当量，比2025年实际产出增长约6.8%。国内方面，2026年深海原油和天然气产量预计分别达到3800万吨和320亿立方米，同比增长9.5%和11.2%。

产量在涨，但一个底层问题一直没变：深海储层的岩心一旦从海底取上来，它在地下承受的高压、高温、高应力状态就消失了。拿回实验室的岩心，测出来的数据跟地下真实情况之间隔着多大距离，很大程度上取决于实验装置能不能把地下环境“搬”回来。

深海岩心分析的痛点

深海储层通常处于高温高压环境。岩心分析中，用多孔板或离心机测得的毛细管压力是基于实验室流体（空气或矿物油）的，要换算到地下真实流体，中间需要做界面张力校正。但深层油气藏条件下活油的界面张力数据本身就不完整，把低压条件下的界面张力外推到高压，不确定性可以达到100%，直接导致储量计算出现严重偏差。

渗透率的问题更具体。孔隙压力升高时，渗透率会呈指数增长，在20000 psi的孔隙压力下，增幅可达50%。如果实验装置没有把孔隙压力这一项考虑进去，测出来的渗透率会被严重低估。

现有的岩心驱替实验还有一个固有短板：线性和单向流动的假设，忽略了毛细管效应，跟真实储层中多相流体在复杂孔隙网络里的流动状态差别很大。

低场核磁在驱替实验里做什么

低场核磁共振技术盯的是氢原子。岩心里有油、有水，油的氢信号和水的氢信号在核磁T₂谱上出现在不同的弛豫时间段。水在孔隙里弛豫快，T₂时间短；油在较大孔隙里弛豫慢，T₂时间长。一台低场核磁设备配上耐高温高压的岩心夹持器，就能在驱替过程中持续扫描岩心，实时看到水把油推到了哪里、推了多少、哪些孔隙里的油推不动。

2025年发表的一项研究，利用低场核磁共振获取一维和T₂信号以及二维成像，评估了气体杂质对海上低渗储层CO₂驱替波及效率的影响。另一项针对海上油田高倍水驱的研究，采用低场核磁在线原位成像，实现了岩心高倍数水驱过程的可视化，并基于水驱过程中的动态T₂谱，量化了不同孔隙内的微观驱油效率。

这些工作的共同点是：不用等实验结束再推算采收率，驱替过程中每个时间点的流体分布都能看到。

这个能力对深海提高采收率意味着什么？

深海油田的开发投资动辄数亿美元。中国石化石油勘探开发研究院在安哥拉深海边际储量项目中，提出“顶密边稀、边缘注水”的井位设计方式，编制的Platina油田“2采2注”方案被英国石油公司采纳并实施，新增权益产量47万吨/年。井位怎么布、注水怎么注，底层依据就是岩心驱替实验里看到的流体在孔隙里的实际运移规律。

南海流花油田二次开发项目也提供了一个参照。这个油田曾面临采出程度不足20%、约1.4亿吨储量难以动用的困境。中国海油通过“筛盲组合、智能分舱”等措施形成了一套海上礁灰岩油藏稳油控水技术体系，将油田开采寿命延长了30年，二次开发项目累计生产原油突破200万吨。这些措施的效果评价，本质上都需要知道水在孔隙里到底怎么走的、油到底被采出了多少、剩余油卡在什么尺度的孔隙里。低场核磁在岩心尺度上提供的，正是这类信息。

小结

深海储层环境模拟的核心矛盾是：地下条件苛刻，取到地面的岩心已经失真。传统岩心分析方法在高温高压校正、多相流可视化、动态采收率评价上都有各自的盲区。低场核磁能做到无损、原位、实时，把驱替过程中流体在孔隙里的分布变化直接呈现出来。对于深海提高采收率研究来说，这不是一个“锦上添花”的工具，而是把实验室数据和地下真实情况拉近的那根线。