巖心潤(rùn)濕性對(duì)核磁共振可動(dòng)流體T2截止值的影響

李海波，郭和坤，王學(xué)武，何舉濤，孫玉平，胥法成

(1.中石油勘探開(kāi)發(fā)研究院 廊坊分院，河北 廊坊 065007； 2.中國(guó)科學(xué)院大學(xué) 物理學(xué)院，北京 100049； 3.中國(guó)科學(xué)院 滲流流體力學(xué)研究所，河北 廊坊 065007； 4.長(zhǎng)慶油田 第二采油廠，甘肅 慶城 745100)

巖心潤(rùn)濕性對(duì)核磁共振可動(dòng)流體T2截止值的影響

李海波1,2,3，郭和坤1,3，王學(xué)武1,3，何舉濤4，孫玉平1，胥法成1

(1.中石油勘探開(kāi)發(fā)研究院 廊坊分院，河北 廊坊 065007； 2.中國(guó)科學(xué)院大學(xué) 物理學(xué)院，北京 100049； 3.中國(guó)科學(xué)院 滲流流體力學(xué)研究所，河北 廊坊 065007； 4.長(zhǎng)慶油田 第二采油廠，甘肅 慶城 745100)

對(duì)有代表性的低滲透儲(chǔ)層密閉取巖心平行樣進(jìn)行原始潤(rùn)濕和強(qiáng)親水巖心的T2截止值核磁共振離心實(shí)驗(yàn)標(biāo)定，并將實(shí)驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行比較，分析2種不同潤(rùn)濕性條件下T2截止值的差異及影響因素。研究表明：強(qiáng)親水巖心的T2截止值比對(duì)應(yīng)保持原始潤(rùn)濕性巖心的T2截止值普遍偏小，強(qiáng)親水5塊巖心實(shí)測(cè)T2截止值的分布范圍為9.64～13.89 ms，平均值為12.58 ms；保持原始潤(rùn)濕性5塊巖心實(shí)測(cè)T2截止值的分布范圍為11.57～20.03 ms，平均值為16.33 ms。由于潤(rùn)濕性的影響，原始潤(rùn)濕巖心飽和水T2譜比對(duì)應(yīng)的強(qiáng)親水巖心T2譜偏右，T2幾何平均值增大。巖心滲透率越大，含油性越好，巖石越親油，則原始潤(rùn)濕巖心T2譜越偏右，T2幾何平均值越大，導(dǎo)致T2截止值增大。巖心滲透率越小，巖石孔喉越細(xì)小，由于毛管力作用，原始潤(rùn)濕巖心束縛水飽和度更高，導(dǎo)致對(duì)應(yīng)的T2截止值更大。

低滲透巖心；T2截止值；巖心潤(rùn)濕性；高速離心；核磁共振

核磁共振技術(shù)已廣泛應(yīng)用于石油開(kāi)發(fā)中[1-10]，T2截止值選取的科學(xué)性與準(zhǔn)確性直接影響到巖樣核磁共振測(cè)量結(jié)果。T2截止值源于核磁共振束縛水模型——雙峰模型，該模型假定束縛水占據(jù)小孔隙，可動(dòng)流體占據(jù)大孔隙。由于T2譜反映巖石的孔徑分布,T2截止值將T2譜分為兩部分，小于T2截止值的T2譜反映束縛水孔隙,而大于該值的T2譜為可動(dòng)流體孔隙。針對(duì)強(qiáng)親水巖心，國(guó)內(nèi)外眾多專(zhuān)家學(xué)者應(yīng)用離心等方法進(jìn)行過(guò)T2截止值標(biāo)定[11-15]，取得眾多研究成果和很好應(yīng)用效果。明確巖心在原始地層潤(rùn)濕性條件下的T2截止值以及巖心原始潤(rùn)濕性對(duì)T2截止值的影響，對(duì)油藏巖心束縛水和可動(dòng)流體進(jìn)行準(zhǔn)確、精細(xì)的分析有重要意義。本研究針對(duì)有代表性的密閉取巖心平行樣，通過(guò)離心實(shí)驗(yàn)分別對(duì)原始潤(rùn)濕和強(qiáng)親水巖心的T2截止值進(jìn)行核磁共振標(biāo)定，并對(duì)實(shí)驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行比較，分析在2種不同潤(rùn)濕性條件下T2截止值的差異及影響因素。

1 實(shí)驗(yàn)材料

利用5塊全直徑密閉取巖心，在每塊全直徑巖心內(nèi)部鉆取2塊直徑2.5 cm巖心，分別進(jìn)行常規(guī)洗油和保持巖石潤(rùn)濕性洗油處理后，再分別進(jìn)行可動(dòng)流體T2截止值離心核磁實(shí)驗(yàn)標(biāo)定。10塊巖心的資料見(jiàn)表1。10塊巖心氣測(cè)孔隙度為8.53%～23.31%，平均值為18.57%，氣測(cè)滲透率為(0.05～20.00)×10-3μm2，平均值為4.67×10-3μm2。實(shí)驗(yàn)用水依據(jù)目標(biāo)儲(chǔ)層地層水資料配制，為20 000 mg/L礦化度的標(biāo)準(zhǔn)鹽水，經(jīng)0.4 μm濾膜過(guò)濾。實(shí)驗(yàn)用油為中性脫色煤油，新鮮巖樣浸泡其中或用其進(jìn)行驅(qū)替洗油，不改變巖石原始潤(rùn)濕性。實(shí)驗(yàn)所用氣體介質(zhì)為高純氮?dú)狻?/p>

表1 10塊巖心資料

注：L為長(zhǎng)度；D為直徑；φg為氣測(cè)孔隙度；Kg為氣測(cè)滲透率；φw為水測(cè)孔隙度。

2 實(shí)驗(yàn)方法和步驟

核磁共振實(shí)驗(yàn)使用中科院滲流所Reccore-04型巖心核磁共振分析儀，巖心核磁共振實(shí)驗(yàn)方法參照石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T6490-2007《巖樣核磁共振參數(shù)實(shí)驗(yàn)室測(cè)量規(guī)范》。實(shí)驗(yàn)步驟和方法如下：

(1)巖心準(zhǔn)備。為保證巖心實(shí)驗(yàn)結(jié)果可對(duì)比性，本研究采用平行樣比對(duì)的實(shí)驗(yàn)方法，序號(hào)1-1—5-1巖心用常規(guī)方法(酒精+苯)洗油，巖心強(qiáng)親水，序號(hào)1-2—5-2鮮巖心用中性脫色煤油驅(qū)替方法洗油，巖心基本保持原始潤(rùn)濕性。

(2)巖心常規(guī)分析。巖心烘干，稱(chēng)干重后進(jìn)行氣測(cè)孔隙度、氣測(cè)滲透率，再用抽真空的方法將巖心飽和模擬地層水，稱(chēng)濕重后計(jì)算水測(cè)孔隙度。

(3)巖心飽和地層水狀態(tài)下的核磁共振測(cè)量。對(duì)飽和地層水巖心進(jìn)行核磁共振測(cè)量，獲得該狀態(tài)下巖心的核磁共振T2譜。

(4)在最佳離心力1.38MPa下，對(duì)10塊巖心進(jìn)行離心實(shí)驗(yàn)分析和T2譜測(cè)量。利用離心前飽和水狀態(tài)下的T2譜和離心后束縛水狀態(tài)下的T2譜確定巖心T2截止值大小。具體過(guò)程為，將飽和水T2譜從最小T2弛豫時(shí)間開(kāi)始進(jìn)行累加,得到飽和水T2譜累加曲線,再將離心后T2譜從最小T2弛豫時(shí)間開(kāi)始進(jìn)行累加,得到離心T2譜累加曲線，以離心譜累加曲線的最大值作一條垂直于縱軸的直線，該直線與飽和水T2譜累加曲線有一個(gè)交點(diǎn),該交點(diǎn)在飽和水T2譜上所對(duì)應(yīng)的T2值即為T(mén)2截止值。

(5)比較實(shí)驗(yàn)結(jié)果并進(jìn)行分析。

3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果及分析

10塊巖心T2截止值標(biāo)定結(jié)果見(jiàn)表2，4塊典型巖心離心前后T2譜比較見(jiàn)圖1，10塊巖心T2截止值標(biāo)定結(jié)果分布對(duì)比見(jiàn)圖2。從表2、圖2可看出，強(qiáng)親水巖心的T2截止值比對(duì)應(yīng)的保持原始潤(rùn)濕性巖心的T2截止值普遍偏小，但減小的幅度不大。

圖1 4塊巖心離心前后T2譜比較

圖2 10塊巖心T2截止值標(biāo)定結(jié)果分布對(duì)比

表2 10塊巖心T2截止值實(shí)驗(yàn)結(jié)果

Tab.2 T2cutoff value of 10 cores

編號(hào)Kg/10-3μm2φnmr/%Smf/%Swi/%T2g/msT2c/ms1-113.50021.1151.1748.8311.479.641-220.00021.8854.2745.7314.4311.572-10.0599.1514.0685.943.3813.892-20.0558.6712.4087.603.7620.033-13.91022.8742.1857.8210.1713.893-24.35023.3443.5356.4712.0616.684-11.00020.3728.4571.555.2511.574-20.61019.2020.6279.385.3416.685-10.61016.7433.5566.458.8713.895-22.64021.1938.0661.9410.6616.68

注：φnmr為核磁孔隙度；Smf為可動(dòng)流體飽和度；Swi為束縛水飽 和度；T2g為T(mén)2幾何平均值；T2c為T(mén)2截止值。

依據(jù)核磁共振理論，T2弛豫時(shí)間可表示為

(1)

其中：ρ2是弛豫率，μm/ms，它的大小與巖石礦物組成、巖石表面潤(rùn)濕性等相關(guān)；S/V是孔隙比表面，它與孔隙半徑的關(guān)系為S/V=FS/r，F(xiàn)S為孔隙形狀因子(無(wú)量綱)，它的大小隨孔隙模型的不同而不同，r為孔隙半徑，μm。據(jù)此，式(1)可表示成

(2)

由此可知，T2弛豫時(shí)間是巖石孔隙大小、巖石潤(rùn)濕性等的綜合反映。

8塊巖心飽和水T2譜比較圖見(jiàn)圖3，從表2、圖3可看出，每塊保持原始潤(rùn)濕性巖心T2幾何平均值T2g均不同程度地比對(duì)應(yīng)的強(qiáng)親水巖心T2g大，且滲透率越高的巖心，保持原始潤(rùn)濕性巖心T2g比強(qiáng)親水巖心T2g大的程度越高。這是由于滲透率高的儲(chǔ)層，通常為好儲(chǔ)層，其含油性較高。由于潤(rùn)濕性的影響，保持原始潤(rùn)濕性的巖石孔隙表面表現(xiàn)親油或弱親油特性，核磁共振特征表現(xiàn)為巖石弛豫率ρ2小。在巖石孔隙結(jié)構(gòu)相當(dāng)?shù)臈l件下，保持原始潤(rùn)濕性巖心飽和水T2譜整體比對(duì)應(yīng)的強(qiáng)親水巖心T2譜偏右，T2g較大。T2截止值標(biāo)定實(shí)驗(yàn)中，保持原始潤(rùn)濕性巖心T2截止值相應(yīng)較大。1-1、1-2、3-1和3-2號(hào)巖心滲透率較大，對(duì)應(yīng)儲(chǔ)層含油性較高，儲(chǔ)層潤(rùn)濕性偏親油，1-2和3-2號(hào)巖心為保持原始潤(rùn)濕性巖心，其T2譜比對(duì)應(yīng)強(qiáng)親水平行樣1-1和3-1號(hào)巖心T2譜右移幅度較大，T2g相應(yīng)地也較大。1-2和3-2號(hào)巖心T2g分別為14.43 ms和12.06 ms，1-1和3-1號(hào)巖心T2g分別為11.47 ms和10.17 ms，由于潤(rùn)濕性影響，保持原始潤(rùn)濕性巖心T2g均比對(duì)應(yīng)的強(qiáng)親水巖心大，T2截止值相應(yīng)較大，1-2和3-2號(hào)巖心T2截止值分別為11.57 ms和16.68 ms，1-1和3-1號(hào)巖心T2截止值分別為9.64 ms和13.89 ms，T2截止值變化較大。2-1、2-2、4-1和4-2號(hào)巖心滲透率較小，對(duì)應(yīng)儲(chǔ)層含油性較低，儲(chǔ)層潤(rùn)濕性偏親水或弱親油，從圖3中也可看出，2-2和4-2號(hào)巖心為保持原始潤(rùn)濕性巖心，其T2譜與對(duì)應(yīng)強(qiáng)親水平行樣2-1和4-1號(hào)巖心T2譜相比，只是略微偏右一點(diǎn)，變化不是很明顯。T2g反映為保持原始潤(rùn)濕性巖心與強(qiáng)親水巖心相差不大，2-2和4-2號(hào)巖心T2g分別為3.76 ms和5.34 ms， 2-1和4-1號(hào)巖心T2g分別為3.38 ms和5.25 ms，平行樣T2g變化較小。2-1、2-2、4-1和4-2號(hào)巖心滲透率小，巖心孔喉細(xì)小，由于毛管力作用，同樣離心力下，原始潤(rùn)濕性巖心內(nèi)水更難被離出，束縛水飽和度更高，對(duì)應(yīng)的T2截止值更大，2-2和4-2號(hào)巖心T2截止值分別為20.03 ms和16.68 ms，2-1和4-1號(hào)巖心T2截止值分別為13.89 ms和11.57 ms，T2截止值變化較大。

圖3 8塊巖心飽和水T2譜比較

另外，本研究巖心取自某油田中高含水儲(chǔ)層，且該油田原油為輕質(zhì)油，經(jīng)過(guò)長(zhǎng)期水洗，儲(chǔ)層巖石親油性與原始地層相比，已有一定程度下降，呈弱親油性，故保持原始潤(rùn)濕性巖石與強(qiáng)親水巖石相比，T2譜沒(méi)有特別明顯的右移，T2g沒(méi)有很大幅度地增加，T2截止值增加幅度也不是特別大。

4 結(jié) 論

(1)由于潤(rùn)濕性的影響，原始潤(rùn)濕巖心飽和水T2譜比對(duì)應(yīng)強(qiáng)親水巖心T2譜偏右，T2幾何平均值增大,T2截止值普遍偏小。巖心滲透率越大，含油性越好，巖石越親油，則原始潤(rùn)濕巖心T2譜越偏右，T2幾何平均值越大，導(dǎo)致T2截止值增加幅度越大。

(2)巖心滲透率越小，巖石孔喉越細(xì)小，由于毛管力作用，原始潤(rùn)濕巖心束縛水飽和度更高，導(dǎo)致對(duì)應(yīng)的T2截止值更大。

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責(zé)任編輯：賀元旦

2015-01-10

國(guó)家科技重大專(zhuān)項(xiàng)(編號(hào)：2011ZX05013-006)

李海波(1982-)，男，博士研究生，工程師，主要從事儲(chǔ)層油氣滲流機(jī)理研究。 E-mail：lihaibo05@petrochina.com.cn

1673-064X(2015)05-0043-05

TE311

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