核磁共振测量孔隙结构实验研究

刘 学

(东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室 黑龙江 大庆 163318)

核磁共振测量孔隙结构实验研究

刘 学

(东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室 黑龙江 大庆 163318)

随着油田的不断开发，储层中岩石的物性也在不断变化，影响着下一步的油田开发，因此了解岩心变好或变差显得尤为重要。岩石物性的变化与储层岩石矿物学特征、储层流体性质、注入的流体性质和多少以及地面的工艺措施等诸多因素有关。本文利用核磁共振技术，对于现场天然岩心进行长期驱替实验，并在驱替过程中改变其驱替速度，观察在驱替速度逐渐增大的过程中储层岩石孔隙变化情况，进一步加深储层物性变化的认识。为下一步剩余油的挖潜提供指导。

核磁共振；水驱；孔隙结构；剩余油

在注水开发过程中，储层水洗后结构发生的变化是由于注入的流体与原始地层发生了各种作用，从而改变了原有的性质，其中储层岩石矿物学特征是影响和决定储层变化的重要内因之一，其次就是储层流体的性质，即注入的流体性质和多少以及地面的工艺措施等是引起储层变化的外部因素。储层岩石的成岩作用、矿物组成、粒度中值、粘土矿物的成分等储层特征都决定着储层水洗后的变化方向，而储层流体的成分、粘度、温度以及压力等决定着变化的大小。

一、核磁共振测试原理

核磁共振现象是磁性核子对外加磁场的一种物理响应[1,2]。所有含奇数个核子以及偶数个核子但原子序数为奇数的原子核，都具有磁动量。在静磁场中，磁性核子沿磁场方向排列[3-5]。当有干扰使之偏离磁场方向时，其会沿磁场方向进动。若沿垂直方向加一交变电磁场，且频率与某一核子共振频率相同，该类核子就会发生核磁共振现象，沿新磁场方向排列[6]。去掉交变磁场后，该类核子又会以进动方式向静磁场方向趋近，此时可以探测该类核子信息。核磁共振测量的是H1发生核磁共振后自由进动过程的衰减时间和振幅[7]。振幅信息与H1的数量成正比，通过刻度可以获得地层的孔隙度信息。衰减时间又被称为弛豫时间。核磁共振中有2种作用机制不同的弛豫，分别为纵向弛豫和横向弛豫。弛豫速度由岩石物性和流体特征决定。对于同一种流体，弛豫速度只取决于岩石物性。虽然纵向弛豫时间T1和横向弛豫时间T2均反映岩石物性和流体特征，但T1弛豫时间测量较费时间，现代核磁共振通常测量T2弛豫时间[8]。仪器所测原始数据为自旋回波串，是多种横向弛豫分量共同贡献的结果，通过多指数反演，可以转换为T2分布。

二、核磁共振测量室内长期水驱实验不同状态下的T2谱

实验所取岩心为大庆油田取心井所取的水驱后的天然岩心，洗油烘干后进行实验。岩心号为13号，气测渗透率为92.4×10-3μm2，孔隙度为17.42%，孔隙体积4.13cm3。

实验步骤：①实验前岩心切至5cm左右，110℃烘干；测岩心长度、直径后测岩心常规孔隙度、渗透率及岩石视密度；岩心抽真空加压饱和地层水；测岩心饱和水状态下核磁，核磁文件名为“饱和水状态”；②长期用水驱替岩心，首先用驱替速度为0.1mL/min，共驱替约28PV，驱替到0.2、0.5、1、2、4、7、11、16、28PV时测岩心该状态下核磁，核磁标号分别为状态2-10；③28PV后，改用驱替速度0.2mL/min，共驱替约5PV，驱替0.2、0.5、1、2、3、5PV后测岩心该状态下核磁，核磁标号分别为11-16，此时共驱替33个PV；④改用驱替速度0.4mL/min，共驱替约5PV，驱替0.5、1.5、3、5PV后测岩心该状态下核磁，核磁标号分别为状态17-20，此时共驱替38个PV；⑤改用驱替速度0.8mL/min，共驱替约5PV，驱替0.5、1.5、3、5PV后测岩心该状态下核磁，核磁标号分别为状态21-24。

三、实验结果及分析

图1 岩心长期水驱不同状态下T2谱比较图

图1为天然岩心长期水驱不同状态下核磁共振T2谱，状态1、2、3、4分别为饱和水状态、水驱速度为0.1ml/min驱替0.2PV、0.5PV、1PV时的T2谱曲线，从核磁共振测得长期水驱不同状态下岩心的T2谱信号可以看出，驱替开始阶段，由于岩心内粘土矿物膨胀，导致孔隙空间变小，状态2、3、4分别比原孔隙减小了5.48%、8.06%、9.09%。其中，由于粘土矿物主要存在于较大孔隙中，细小喉道中含量较少，故主要是中大孔隙变小。

图2 岩心长期水驱不同状态下T2谱比较图

随着驱替PV数逐渐增加，由于受到大量水的冲刷，孔道逐渐变大，在30PV时达到最大。此时的驱替速度为0.2mL/min。而在驱替速度提到0.4mL/min以上时总孔隙信号反而又减小，图2-12中状态20、22分别为驱替速度为0.4mL/min和0.8mL/min时的T2谱，比在0.2mL/min时的状态14分别减小了5.50%和6.87%。分析由于低渗透油层微观孔道结构及微观非均质性影响的原因，水驱速度的进一步增加导致微观孔道发生细微的变化，大中小孔隙均有减小趋势。

由此可以得到结论：含水率在81%以下时，岩心孔道并未被完全冲刷，优势通道尚未完全形成，孔隙空间由于粘土膨胀等原因有减小的趋势，尤其大孔隙中减小的更为明显。在含水81%到98%过程中，水驱优势通道基本形成，驱替过程中，由于水的冲刷，部分孔喉半径略有增加，此时驱替速度也仅为0.2mL/min，说明在驱替速度变化不大的情况下，含水80%以后，孔隙物性随着含水率增加而逐渐变好。

[1]沈焕文,李化斌,王碧涛,等.特低渗油藏水驱后储层动态特征变化研究——以盘古梁A油藏为例[J].石油化工应用,2016,35(3):72-75.

[2]孟庆芬.油田开发过程中岩石与流体作用机理及储层动态模型研究——以羊三木油田馆陶组河道砂储层为例[D].中国石油大学(北京),2009.

[3]李岩.碳酸盐岩岩心孔隙空间的三维成像和特征描述,预测单相流和两相流性质[J].测井技术信息,2007(1):32-42.

[4]Knackstedt,李庆华,黎发文.应用碳酸盐岩岩心孔隙空间的三维成象和特征描述结果预测单相流和两相流性质[J].国外油气地质信息,2007(1):63-74.

[5]高旺来.安塞油田低渗透储层岩石物性特征实验研究[J].特种油气藏,1998,5(tz):51-55.

[6]万永清,王云翠,夏丹,等.水敏性储层微观物性特征变化及其对采收率的影响——以吐哈油田温西三区块为例[J].新疆石油天然气,2015(3):45-48.

刘学(1993-)，女，研究生，东北石油大学，从事油气田开发理论与技术研究。