核磁共振研究致密砂岩孔隙结构的方法及应用

李爱芬，任晓霞，王桂娟，王永政，江凯亮

（中国石油大学石油工程学院，山东青岛266580）

核磁共振研究致密砂岩孔隙结构的方法及应用

李爱芬，任晓霞，王桂娟，王永政，江凯亮

（中国石油大学石油工程学院，山东青岛266580）

基于核磁共振的原理，推导T2弛豫时间与孔隙半径的关系，由孔喉比将孔隙半径转换为喉道半径，结合压汞喉道半径分布，利用插值和最小二乘法，将岩心100%饱和水的核磁共振T2谱转换为孔喉半径分布，并将核磁孔喉分布曲线应用到油田开发评价中。以鄂尔多斯盆地延长组致密储层为例，结合岩心驱替试验，利用转化的核磁孔喉分布对研究区块储层的孔隙结构、可动流体和可动油分布以及可动流体喉道半径下限进行研究。结果表明：研究区块孔隙结构复杂，发育微米级和纳米-亚微米级孔喉，孔喉半径均值在0.095～1.263 μm，0.001～0.01 μm的孔喉内束缚流体分布较多，可动流体主要分布在喉道半径大于0.01 μm的孔隙内，水驱主要动用喉道半径大于0.1 μm的孔隙内的油，研究区可动流体喉道半径截止值平均为0.013 μm。

低渗油藏；核磁共振；高压压汞；孔隙结构；可动流体

致密储层中流体渗流特征不同于常规储层，与储层的微观孔隙结构有很大关系［1-2］，正确认识油藏孔隙结构对于计算可采储量、制定合理的开发方案非常重要［3-5］。低磁场核磁共振T2谱分布与孔隙结构有直接关系，可以一定程度上反映样品的孔隙分布［5］。Yakov［6］、运华云［7］、刘堂宴［8］等假设T2和孔径分布之间呈线性关系，将核磁共振T2分布转化得到核磁毛管力曲线。随后，一些学者在此基础上对构造方法进行了改进。阚洪培［9］用迭代方法得到校正烃影响后的油藏实测T2分布与压汞毛管力之间的换算关系；何雨丹［10］、李海波［11］分别建立了消除薄膜束缚水对T2分布的贡献和考虑岩样SHg＜100%时核磁毛管压力曲线的构造方法；王学武［12］、李艳［13］等采用幂函数对T2分布构造毛管压力曲线，提高了构造精度。关于核磁孔喉分布曲线在油田开发评价中应用尚未有系统介绍，并且构造方法的基本思路都是将孔隙半径直接等同于喉道半径，忽略了二者之间的差异，而实际储层中孔隙半径和喉道半径有明显差别［4，6，14］。笔者以鄂尔多斯盆地延长组致密砂岩样品为例，考虑孔隙半径与喉道半径的区别，完成核磁共振T2曲线向孔喉半径分布曲线的转化，结合岩心驱替试验，介绍核磁孔喉分布在评价孔隙结构、可动流体和可动油分布及可动流体喉道半径截止值等方面的应用，对正确评价储层开发潜力，制定相应开发技术政策具有一定的理论参考价值。

1 理论分析和数学推导

根据核磁共振理论分析，岩石饱和单相流体的核磁共振T2谱可以反映其内部孔隙结构，均匀磁场中饱和水的单个孔道内的原子横向弛豫时间可近似表示［12，15-16］为

式中，T2为横向弛豫时间，ms；ρ2为横向表面弛豫强度，取决于孔隙表面性质和矿物组成的大小和饱和流体性质，μm/ms；S/V为单个孔隙的比表面，μm2/ μm3。

式中，Fs为孔隙形状因子（对球形孔隙Fs=3；对柱状孔隙Fs=2）；rc为孔隙半径，μm。

实际地层中孔隙结构复杂，通过对大量试验结果的分析发现，T2分布与孔隙半径呈幂函数关系［12-13，17］：

式中，n为幂指数。

依靠目前的设备和研究手段较难测得ρ2和Fs，无法通过式（3）将核磁共振T2分布转换为孔隙半径分布曲线。

由压汞法测毛管力曲线的原理可知，压汞毛管力曲线可以得到储层岩石孔隙喉道的大小及与其联通的孔隙体积分布，而岩心100%饱和水的核磁共振T2谱可以评价孔隙大小和对应的孔隙体积分布。对于砂岩储层，砂粒粒径决定了孔隙和喉道尺寸。两种测量反映出的孔隙分布的几何形态相同［4，6，9］，建立T2弛豫时间与喉道半径的关系就可以将核磁共振T2分布曲线转换为孔喉半径分布曲线。

孔隙半径等于喉道半径与孔喉比的乘积，即：rc=c1rt，代入式（3），可得到T2弛豫时间与喉道半径的关系为

式中，c1为平均孔喉比；rt为喉道半径，μm。

求得C和n的值即可将岩心100%饱和水的T2分布转换为孔喉半径分布曲线。

2 试 验

2.1 试验样品及条件

试验样品取自鄂尔多斯盆地中生界延长组储层，19块岩样的孔隙度为3.143%～16.934%，平均为12.163%；渗透率为（0.015～3.307）×10-3μm2，平均为0.727×10-3μm2。驱替试验用水为CaCl2型模拟地层水，矿化度为22.11 g/L，50℃下密度为1.003 g/cm3，黏度为0.845 mPa·s；试验用油为去氢模拟油，50℃下密度为1.800 g/cm3，黏度为2.454 mPa·s。驱替和核磁共振分析试验温度分别为50和20℃。

2.2 试验设备

岩心驱替试验设备为油藏高温高压模拟驱替装置，可模拟油藏条件下的恒压、恒流驱替，流程如图1所示。核磁共振与高压压汞试验主要仪器为上海纽迈科技生产的MicroMR 23-025Ⅶ23 MHz核磁共振分析仪及AutoPoreⅣ9510全自动压汞仪。

图1 油藏高温高压模拟驱替装置Fig.1 Simulation device of reservoir displacement under high temperature and high pressure

2.3 试验过程

将核磁共振和岩心驱替试验相结合，分别得到岩样饱和水、饱和油（Swc）及残余油状态下的T2谱。由于驱替过程中油为不含氢核的模拟油，核磁共振检测到的信号全部为水相信息。岩样饱和水状态下的T2分布与压汞孔喉分布结合可得到T2弛豫时间与喉道半径的对应关系，对比不同驱替状态下水相核磁信息的变化即可得到可动流体、可动油以及残余油在孔隙中的分布。试验过程如图2所示，具体试验步骤如下：

（1）岩心经洗油烘干后称干重，测量长度和直径，用N2测试岩心的孔隙度、渗透率。

（2）将岩心放入超低渗岩心真空饱和仪中抽真空至1 mPa，并在25 MPa压力下加压饱和模拟地层水，至饱和罐压力不再下降，取出岩心称湿重，计算液测孔隙度。

（3）测试岩心饱和水状态的T2谱，主要测试参数为回波间隔0.2 ms、等待时间6000 ms、回波个数8000。

（4）将岩心放入岩心夹持器，用去氢模拟油驱至岩心末端不出水，取出岩心测试束缚水状态下岩心的T2谱线；将测试完的岩心放回岩心夹持器，用水驱至岩心末端不出油，取出岩心测试残余油状态下的T2谱线，测试参数同（2）。

（5）将完成以上试验的岩心重新洗油、烘干，放入压汞仪进行压汞试验，最高进汞压力为241 MPa，可识别出的最小喉道直径为0.003 μm。

图2 试验过程示意图Fig.2 Sketch map of experimental process

3 核磁孔喉分布曲线的转化

多孔介质孔喉尺寸大小不一，高压压汞时汞优先进入尺寸最大的孔道，随着压力增加逐渐进入较小的孔道。压汞孔喉分布不能反映小于最大进汞压力对应的喉道所联通的孔隙的信息［4］，而岩心饱和水时的T2谱可以反映岩心内所有的孔喉分布［8］，若将两条曲线直接对比，存在较大误差。在进行计算时，只选取与压汞孔喉半径分布对应的部分T2谱与压汞孔喉半径分布进行对比。如图3所示，绘制核磁共振T2弛豫时间和高压压汞孔喉半径的累积分布曲线，在红线左端（累积分布频率＜SHgmax，SHgmax为最大进汞饱和度）区域，任意喉道半径为rt（i）时累积分布频率为S（i），取S=S（i）对核磁共振T2累积分布曲线进行插值，得到累积分布频率为S（i）时的弛豫时间T2（i）。

图3 核磁共振T2与孔喉半径转换Fig.3 Transforming nuclear magnetic resonance T2to throat radius

对式（5）两边同时取对数得

图4为渗透率不同的岩心核磁共振T2谱换算的孔喉分布与压汞孔喉分布的对比图，两条曲线在形态、幅度上都具有较好一致性，证明了拟合计算方法的合理性。分析样品的孔喉分布呈单峰状，内部孔喉分布均匀。在波峰处，相同的喉道半径对应的核磁孔喉分布频率大于压汞孔喉分布频率，并且岩心渗透率越低，这种差异越明显。通过分析认为，压汞试验受进汞压力的限制，无法分析出小于最大进汞压力对应的喉道所联通的孔隙，饱和水的核磁共振T2谱换算的孔喉分布反映了岩样中所有孔隙，因此出现上述差异，而喉道控制孔隙的渗透能力，岩心渗透率越低，喉道越细小，通过压汞无法分析出的孔隙越多，这种差异越明显。下的核磁共振T2谱转换的孔喉半径分布。从孔喉尺寸来看，转换的核磁孔隙分布可分析出的孔喉尺寸范围增加，数据点明显增多，显示了T2谱在反映微小孔隙、复杂孔隙分布上独特的优点。对比5块渗透率不同岩心的核磁孔喉分布发现，分析样品的孔喉在0.01～1 μm区间内较集中，曲线呈现出双峰状，随着渗透率的降低，曲线右峰降低，左峰升高，即大孔喉所占比例减小，小孔喉所占比例增加。

表1 鄂尔多斯盆地不同渗透率岩心转化系数Table 1 Conversion coefficients of Ordos Basin cores with different permeability

图4 不同渗透率岩心核磁孔喉半径分布与压汞孔喉半径分布对比Fig.4 Comparison of throat size distribution by NMR relaxation and mercury intrusion of different permeability cores

根据转换的核磁孔喉分布曲线统计（图6）可知，研究区块储层19块岩心平均核磁孔喉半径为0.095～1.263 μm，平均值为0.58 μm，随岩石渗透率增加，平均核磁孔喉半径变大。对于渗透率较大的岩心（kg＞0.5×10-3μm2），半径大于0.01 μm的亚微米级孔喉分布较多，而渗透率较低的岩心（kg＜0.5×10-3μm2），微米级和纳米-亚微米级孔喉发育。

4 核磁孔喉分布曲线的应用

4.1 孔隙结构分析

图5为任意选取的不同渗透率岩心饱和水状态

图5 不同渗透率岩心核磁孔喉频率分布Fig.5 Distribution of nuclear magnetic pore throat frequency of different permeability cores

图6 不同渗透率岩心核磁孔喉分布频率统计Fig.6 Statistics of nuclear magnetic pore throat frequency distribution in different size of throat

4.2 可动流体分布

油藏储层中流体按其在多孔介质中的赋存状态分为束缚流体和可动流体。致密储层岩石由于孔隙微细、孔隙比表面积大，束缚流体含量较高，对储层流体渗流性能的影响不容忽视，评价束缚流体（或可动流体）分布对于致密油气藏的开发具有重要意义［3，18］。

图7为不同驱替状态下水相在岩心孔隙中的分布。其中，束缚水状态的曲线代表油驱后不可流动的水在孔隙中的分布，饱和水与束缚水状态两条曲线之间、残余油与束缚水状态两条曲线之间以及饱和水与残余油状态两条曲线之间分别为可动流体、可动油和残余油在孔隙中的分布。

采用相同的方法对其他岩心进行了试验，呈现与图7中岩心一致的规律，对19块岩心的驱替结果进行统计：半径为0.001～0.01 μm的孔隙中束缚流体含量较高，这部分孔隙孔径细小，流体受毛管力或黏滞力束缚而难以流动；半径为0.1～10 μm的孔隙壁面处的流体因受岩石骨架较大的作用力也被束缚在孔隙内。可动流体主要分布在半径大于0.01 μm的孔隙空间内，这部分空间内的流体受岩石骨架的作用力较小，在一定的外加驱动力作用下流动性较好。经过一定压差的水驱作用后，主要动用的是半径大于0.1 μm的孔喉内的油，即可动油主要分布在半径大于0.1 μm的孔隙内。

图7 不同驱替状态下流体在岩心中的分布Fig.7 Fluid distribution in cores under different displacement state

4.3 可动流体喉道半径下限的确定

根据渗流力学理论可知，当储层孔隙半径小到一定程度时，孔隙中的流体将被毛管力或黏滞力所束缚而无法流动。在T2谱上存在一个分界点，将赋存在其中的流体划分为两部分，小于该值的所有孔隙中的流体均为束缚状态，在现有的开发技术下难以流动；大于该值的孔隙中的流体可动，T2弛豫时间界限即被称为储层可动流体T2截止值，对应的喉道为可动流体半径截止值［19-20］，也即可动流体喉道半径下限。根据累积线截止法可以确定不同渗透率岩心的可动流体T2截止值［21-22］，由岩心100%饱和水的T2分布与孔喉半径的关系，计算可得对应的可动流体喉道半径截止值。

式中，rtcutoff为可动流体喉道半径截止值，μm；T2cutoff为可动流体T2截止值，ms。

图8为鄂尔多斯盆地延长组19块不同渗透率岩心的可动流体喉道半径截止值与渗透率的关系。

图8 不同渗透率岩心的可动流体喉道半径截止值Fig.8 Throat radius cutoff value of movable fluid of different permeability cores

由图8可知，鄂尔多斯盆地延长组致密储层不同渗透率岩心的可动流体喉道半径截止值主要分布在0.003～0.02 μm，平均可动流体喉道半径截止值为0.013 μm，储层孔喉半径低于该值时可动流体饱和度较低。

5 结 论

（1）研究区块发育微米级和纳米-亚微米级孔喉，孔喉半径均值在0.095～1.263 μm，平均0.58 μm；核磁孔喉分布曲线呈双峰状，且随着渗透率的降低，右峰降低，左峰升高。

（3）鄂尔多斯盆地延长组储层束缚流体主要分布在0.001～0.01 μm的孔隙中；可动流体主要分布在半径大于0.01 μm的孔隙空间内，水驱主要动用的是半径大于0.1 μm的孔喉内的流体。

（4）鄂尔多斯盆地延长组可动流体喉道半径截止值主要分布在0.003～0.02 μm，平均可动流体喉道半径截止值为0.013 μm。

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（编辑 李志芬）

Characterization of pore structure of low permeability reservoirs using a nuclear magnetic resonance method

LI Aifen，REN Xiaoxia，WANG Guijuan，WANG Yongzheng，JIANG Kailiang
（School of Petroleum Engineering in China University of Petroleum，Qingdao 266580，China）

The flow conductivity of low permeability reservoirs is constrained by their pore structures.Nuclear magnetic resonance（NMR）T2spectra and mercury intrusion methods can be used to characterize the pore structures of different rocks.In this study，the correlations of NMR T2relaxation time with pore throat radius（in terms of pore-throat ratio）for fully waterbearing rocks were studied in combination with the mercury intrusion technique，in which the NMR T2distribution can be converted into a pore throat radius distribution using a method of interpolation and multiple regression.The pore structure，movable fluid distribution，movable oil distribution and the minimum movable fluid pore radius of a tight sand-rock from Ordos Basin were investigated using the inverted pore throat distribution curve.The results show that the complicated pore structure of the tight sand-rock studied is characterized by micro pores and nano-submicron pores with average pore throat radius in the range of 0.095-1.263 microns，and the fluid is mainly bounded in the pores of 0.001-0.01 microns.The movable fluid is mainly distributed in the pores with radius larger than 0.01 microns，and the movable oil that can be displaced by water is mostly in the pores larger than 0.1 microns.The average cutoff value of the pore radius for movable fluid is characterized as 0.013 microns.

low permeability reservoir；nuclear magnetic resonance（NMR）；high pressure Hg injection；pore structure；movable fluid

E 348

A

李爱芬，任晓霞，王桂娟，等.核磁共振研究致密砂岩孔隙结构的方法及应用［J］.中国石油大学学报（自然科学版），2015，39（6）：92-98.

LI Aifen，REN Xiaoxia，WANG Guijuan，et al.Characterization of pore structure of low permeability reservoirs using a nuclear magnetic resonance method［J］.Journal of China University of Petroleum（Edition of Natural Science），2015，39（6）：92-98.

1673-5005（2015）06-0092-07

10.3969/j.issn.1673-5005.2015.06.012

2014-12-20

国家科技重大专项（2011ZX05044）；高等学校学科创新引智计划（B08028）；长江学者和创新团队发展计划（IRT1294）；国家自然科学基金青年项目（51304232）

李爱芬（1962-），女，教授，博士，博士生导师，研究方向为油气渗流提高采收率机制。E-mail：aifenli123@163.com。