岩心润湿性对核磁共振可动流体T2截止值的影响

李海波，郭和坤，王学武，何举涛，孙玉平，胥法成

(1.中石油勘探开发研究院 廊坊分院，河北 廊坊 065007； 2.中国科学院大学 物理学院，北京 100049； 3.中国科学院 渗流流体力学研究所，河北 廊坊 065007； 4.长庆油田 第二采油厂，甘肃 庆城 745100)

岩心润湿性对核磁共振可动流体T2截止值的影响

李海波1,2,3，郭和坤1,3，王学武1,3，何举涛4，孙玉平1，胥法成1

(1.中石油勘探开发研究院 廊坊分院，河北 廊坊 065007； 2.中国科学院大学 物理学院，北京 100049； 3.中国科学院 渗流流体力学研究所，河北 廊坊 065007； 4.长庆油田 第二采油厂，甘肃 庆城 745100)

对有代表性的低渗透储层密闭取岩心平行样进行原始润湿和强亲水岩心的T2截止值核磁共振离心实验标定，并将实验结果进行比较，分析2种不同润湿性条件下T2截止值的差异及影响因素。研究表明：强亲水岩心的T2截止值比对应保持原始润湿性岩心的T2截止值普遍偏小，强亲水5块岩心实测T2截止值的分布范围为9.64～13.89 ms，平均值为12.58 ms；保持原始润湿性5块岩心实测T2截止值的分布范围为11.57～20.03 ms，平均值为16.33 ms。由于润湿性的影响，原始润湿岩心饱和水T2谱比对应的强亲水岩心T2谱偏右，T2几何平均值增大。岩心渗透率越大，含油性越好，岩石越亲油，则原始润湿岩心T2谱越偏右，T2几何平均值越大，导致T2截止值增大。岩心渗透率越小，岩石孔喉越细小，由于毛管力作用，原始润湿岩心束缚水饱和度更高，导致对应的T2截止值更大。

低渗透岩心；T2截止值；岩心润湿性；高速离心；核磁共振

核磁共振技术已广泛应用于石油开发中[1-10]，T2截止值选取的科学性与准确性直接影响到岩样核磁共振测量结果。T2截止值源于核磁共振束缚水模型——双峰模型，该模型假定束缚水占据小孔隙，可动流体占据大孔隙。由于T2谱反映岩石的孔径分布,T2截止值将T2谱分为两部分，小于T2截止值的T2谱反映束缚水孔隙,而大于该值的T2谱为可动流体孔隙。针对强亲水岩心，国内外众多专家学者应用离心等方法进行过T2截止值标定[11-15]，取得众多研究成果和很好应用效果。明确岩心在原始地层润湿性条件下的T2截止值以及岩心原始润湿性对T2截止值的影响，对油藏岩心束缚水和可动流体进行准确、精细的分析有重要意义。本研究针对有代表性的密闭取岩心平行样，通过离心实验分别对原始润湿和强亲水岩心的T2截止值进行核磁共振标定，并对实验结果进行比较，分析在2种不同润湿性条件下T2截止值的差异及影响因素。

1 实验材料

利用5块全直径密闭取岩心，在每块全直径岩心内部钻取2块直径2.5 cm岩心，分别进行常规洗油和保持岩石润湿性洗油处理后，再分别进行可动流体T2截止值离心核磁实验标定。10块岩心的资料见表1。10块岩心气测孔隙度为8.53%～23.31%，平均值为18.57%，气测渗透率为(0.05～20.00)×10-3μm2，平均值为4.67×10-3μm2。实验用水依据目标储层地层水资料配制，为20 000 mg/L矿化度的标准盐水，经0.4 μm滤膜过滤。实验用油为中性脱色煤油，新鲜岩样浸泡其中或用其进行驱替洗油，不改变岩石原始润湿性。实验所用气体介质为高纯氮气。

表1 10块岩心资料

注：L为长度；D为直径；φg为气测孔隙度；Kg为气测渗透率；φw为水测孔隙度。

2 实验方法和步骤

核磁共振实验使用中科院渗流所Reccore-04型岩心核磁共振分析仪，岩心核磁共振实验方法参照石油天然气行业标准SY/T6490-2007《岩样核磁共振参数实验室测量规范》。实验步骤和方法如下：

(1)岩心准备。为保证岩心实验结果可对比性，本研究采用平行样比对的实验方法，序号1-1—5-1岩心用常规方法(酒精+苯)洗油，岩心强亲水，序号1-2—5-2鲜岩心用中性脱色煤油驱替方法洗油，岩心基本保持原始润湿性。

(2)岩心常规分析。岩心烘干，称干重后进行气测孔隙度、气测渗透率，再用抽真空的方法将岩心饱和模拟地层水，称湿重后计算水测孔隙度。

(3)岩心饱和地层水状态下的核磁共振测量。对饱和地层水岩心进行核磁共振测量，获得该状态下岩心的核磁共振T2谱。

(4)在最佳离心力1.38MPa下，对10块岩心进行离心实验分析和T2谱测量。利用离心前饱和水状态下的T2谱和离心后束缚水状态下的T2谱确定岩心T2截止值大小。具体过程为，将饱和水T2谱从最小T2弛豫时间开始进行累加,得到饱和水T2谱累加曲线,再将离心后T2谱从最小T2弛豫时间开始进行累加,得到离心T2谱累加曲线，以离心谱累加曲线的最大值作一条垂直于纵轴的直线，该直线与饱和水T2谱累加曲线有一个交点,该交点在饱和水T2谱上所对应的T2值即为T2截止值。

(5)比较实验结果并进行分析。

3 实验结果及分析

10块岩心T2截止值标定结果见表2，4块典型岩心离心前后T2谱比较见图1，10块岩心T2截止值标定结果分布对比见图2。从表2、图2可看出，强亲水岩心的T2截止值比对应的保持原始润湿性岩心的T2截止值普遍偏小，但减小的幅度不大。

图1 4块岩心离心前后T2谱比较

图2 10块岩心T2截止值标定结果分布对比

表2 10块岩心T2截止值实验结果

Tab.2 T2cutoff value of 10 cores

编号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为核磁孔隙度；Smf为可动流体饱和度；Swi为束缚水饱 和度；T2g为T2几何平均值；T2c为T2截止值。

依据核磁共振理论，T2弛豫时间可表示为

(1)

其中：ρ2是弛豫率，μm/ms，它的大小与岩石矿物组成、岩石表面润湿性等相关；S/V是孔隙比表面，它与孔隙半径的关系为S/V=FS/r，FS为孔隙形状因子(无量纲)，它的大小随孔隙模型的不同而不同，r为孔隙半径，μm。据此，式(1)可表示成

(2)

由此可知，T2弛豫时间是岩石孔隙大小、岩石润湿性等的综合反映。

8块岩心饱和水T2谱比较图见图3，从表2、图3可看出，每块保持原始润湿性岩心T2几何平均值T2g均不同程度地比对应的强亲水岩心T2g大，且渗透率越高的岩心，保持原始润湿性岩心T2g比强亲水岩心T2g大的程度越高。这是由于渗透率高的储层，通常为好储层，其含油性较高。由于润湿性的影响，保持原始润湿性的岩石孔隙表面表现亲油或弱亲油特性，核磁共振特征表现为岩石弛豫率ρ2小。在岩石孔隙结构相当的条件下，保持原始润湿性岩心饱和水T2谱整体比对应的强亲水岩心T2谱偏右，T2g较大。T2截止值标定实验中，保持原始润湿性岩心T2截止值相应较大。1-1、1-2、3-1和3-2号岩心渗透率较大，对应储层含油性较高，储层润湿性偏亲油，1-2和3-2号岩心为保持原始润湿性岩心，其T2谱比对应强亲水平行样1-1和3-1号岩心T2谱右移幅度较大，T2g相应地也较大。1-2和3-2号岩心T2g分别为14.43 ms和12.06 ms，1-1和3-1号岩心T2g分别为11.47 ms和10.17 ms，由于润湿性影响，保持原始润湿性岩心T2g均比对应的强亲水岩心大，T2截止值相应较大，1-2和3-2号岩心T2截止值分别为11.57 ms和16.68 ms，1-1和3-1号岩心T2截止值分别为9.64 ms和13.89 ms，T2截止值变化较大。2-1、2-2、4-1和4-2号岩心渗透率较小，对应储层含油性较低，储层润湿性偏亲水或弱亲油，从图3中也可看出，2-2和4-2号岩心为保持原始润湿性岩心，其T2谱与对应强亲水平行样2-1和4-1号岩心T2谱相比，只是略微偏右一点，变化不是很明显。T2g反映为保持原始润湿性岩心与强亲水岩心相差不大，2-2和4-2号岩心T2g分别为3.76 ms和5.34 ms， 2-1和4-1号岩心T2g分别为3.38 ms和5.25 ms，平行样T2g变化较小。2-1、2-2、4-1和4-2号岩心渗透率小，岩心孔喉细小，由于毛管力作用，同样离心力下，原始润湿性岩心内水更难被离出，束缚水饱和度更高，对应的T2截止值更大，2-2和4-2号岩心T2截止值分别为20.03 ms和16.68 ms，2-1和4-1号岩心T2截止值分别为13.89 ms和11.57 ms，T2截止值变化较大。

图3 8块岩心饱和水T2谱比较

另外，本研究岩心取自某油田中高含水储层，且该油田原油为轻质油，经过长期水洗，储层岩石亲油性与原始地层相比，已有一定程度下降，呈弱亲油性，故保持原始润湿性岩石与强亲水岩石相比，T2谱没有特别明显的右移，T2g没有很大幅度地增加，T2截止值增加幅度也不是特别大。

4 结 论

(1)由于润湿性的影响，原始润湿岩心饱和水T2谱比对应强亲水岩心T2谱偏右，T2几何平均值增大,T2截止值普遍偏小。岩心渗透率越大，含油性越好，岩石越亲油，则原始润湿岩心T2谱越偏右，T2几何平均值越大，导致T2截止值增加幅度越大。

(2)岩心渗透率越小，岩石孔喉越细小，由于毛管力作用，原始润湿岩心束缚水饱和度更高，导致对应的T2截止值更大。

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责任编辑：贺元旦

2015-01-10

国家科技重大专项(编号：2011ZX05013-006)

李海波(1982-)，男，博士研究生，工程师，主要从事储层油气渗流机理研究。 E-mail：lihaibo05@petrochina.com.cn

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

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