砂岩样泡氘水法确定含油饱和度核磁共振实验研究

张旭东，康 楠，何 伟，张铜耀，唐 磊，阳 亮

（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452）

砂岩样泡氘水法确定含油饱和度核磁共振实验研究

张旭东，康 楠，何 伟，张铜耀，唐 磊，阳 亮

（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452）

在岩心核磁共振测试中，目前常用于区分岩心中油水信号的实验方法，是将洗油后饱和了地层水的岩样浸泡在一定浓度的MnCl2溶液中，一定时间后，Mn2+充分扩散进入岩样孔隙内，流体中的水信号就会加速衰减直到消失，而油的信号保持不变，以此实现油、水信号的分离。然而，室内实验结果表明砂岩样浸泡低浓度氯化锰溶液实验获得的T2谱出现偏移现象，锰离子浓度过高又会在一定程度上对核磁共振测试仪磁场产生干扰，获取的油信号存在部分损失，导致砂岩岩心含油饱和度测定结果不准确。本文利用核磁共振和驱替相结合实验分析技术，研究砂岩样泡氘水法核磁共振实验效果，并建立其核磁含油饱和度实验结果分析方法，以此在降低Mn2+浓度的同时，提高砂岩样含油饱和度测定的准确度。

核磁共振；砂岩样；氘水；含油饱和度

核磁共振技术作为一种近几年新兴的探测技术在油田发展很快[1]。在核磁共振实验过程中，一般采用差谱、移谱技术来识别油、水信号并定量测量油、水饱和度[2]。根据核磁共振基础理论可知，若岩心中含有Mn2+、Fe3+等顺磁离子，这些离子会与流体的核自旋发生较强的相互作用，使得核自旋弛豫作用增强，加快信号的衰减，同理，若加入的顺磁离子溶于水而不溶于油，流体中的水信号就会加速衰减直到消失，而油的信号保持不变，测得的T2谱即为油相的弛豫谱[3，4]，此T2谱与之前测量的油+水信号谱图对比可计算出样品的含油饱和度，这样就从谱图上实现了油、水信号的分离。

由于新鲜岩样中含有原油，仅用T2截止值不能直接获得含油饱和度，需要结合泡锰实验，即把待测样品放入一定浓度MnCl2溶液中浸泡的实验，获得原油核磁共振T2弛豫时间谱，从而计算岩心含油饱和度[5]。然而，浸泡低浓度氯化锰溶液使得水相信号并未衰减结束，实验获得的T2谱出现向左偏移现象，锰离子浓度过高又会干扰油水两相核磁共振信号的采集，导致岩样含油饱和度测定结果不准确。本文通过分析研究砂岩样泡氘水法核磁共振实验，建立其含油饱和度实验结果分析方法，提高核磁共振实验测试参数的准确度。

1 泡锰法核磁共振测试方法

1.1 泡锰法核磁共振T2谱偏移因素分析

分别将人造岩心、露头岩心、天然岩心及新鲜砂岩样浸泡在不同浓度的氯化锰溶液中，浸泡48 h后进行核磁共振测量，浸泡不同浓度氯化锰溶液下岩心的T2谱（见图1）。从图中可以看出，四种类型岩心在浸泡浓度小于等于45 000 mg/L的氯化锰溶液时（Mn2+质量浓度约为13 000 mg/L），核磁共振T2谱均出现了向左偏移现象，说明导致核磁共振T2谱偏移与岩心本身并没有关系。

另外，将不同渗透率级别人造岩心浸泡到氯化锰溶液中，岩心核磁共振T2谱同样出现了偏移现象，说明岩石物性并不是导致核磁共振T2谱偏移的关键因素，直到氯化锰溶液浓度达到50 000 mg/L（Mn2+质量浓度约为15 000 mg/L）时，岩心核磁共振信号基本屏蔽，但没有完全屏蔽（见图2），那么T2谱是否偏移决定于Mn2+浓度的高低，所以建议根据岩心物性好坏选取氯化锰溶液浓度范围为55 000 mg/L～70 000 mg/L（Mn2+质量浓度为 16 000 mg/L～20 000 mg/L）。

图1 不同类型岩心浸泡氯化锰溶液核磁共振T2谱

图2 不同物性岩心浸泡氯化锰溶液核磁共振T2谱

1.2 Mn2+浓度对油相核磁信号的影响

将天然岩心洗油洗盐后充分饱和模拟地层水，进行油驱，饱和已知体积的实验模拟油，通过浸泡不同浓度的氯化锰溶液后，所计算的岩心含油饱和度与常规法测定的含油饱和度进行对比分析。

通过浸泡不同浓度的氯化锰溶液，分析不同浓度同一浸泡时间下岩心核磁共振T2谱发现，随着Mn2+浓度的增大，岩心核磁共振T2谱信号强度不断减小，当氯化锰溶液浓度达到50 000 mg/L（Mn2+质量浓度约为15 000 mg/L）时，T2谱信号强度剧烈下降（见图 3），意味着此浓度在一定程度上不仅屏蔽了水信号，而且使得油相信号有所损失，且Mn2+浓度过大容易导致黏土矿物与Mn2+发生水解反应，生成沉淀，堵塞孔隙。在此浸泡浓度下，所选取的6块岩心的常规含油饱和度与核磁含油饱和度的平均相对误差达到了21.9%（见图4）。

图3 浸泡不同浓度氯化锰溶液

图4 常规含油饱和度与泡锰法核磁含油饱和度对比图

2 泡氘水法核磁共振实验测试

2.1 浸泡纯氘水核磁共振实验方法分析

将不同物性砂岩岩心充分饱和模拟地层水后，浸泡纯氘水分析发现，其核磁共振T2谱在浸泡时间达到72 h后，其水信号还没有完全屏蔽，说明其氘水置换水中氢核时间较慢，浸泡时间足够长才可以达到完全屏蔽水信号的效果，且岩心渗透率达到1 500 mD以上的样品出现了破碎现象。

2.2 浸泡氯化锰氘水溶液实验方法

通过以上岩心泡锰法核磁共振实验可以看出:Mn2+质量浓度过低，水相信号还未衰减完，导致岩心核磁共振T2谱向左偏移，而Mn2+质量浓度过高，会干扰核磁共振测试仪，使得部分油信号无法检测到。考虑到浸泡纯氘水容易使疏松岩心颗粒掉落，浸泡时间过长，且成本较高，所以选择以氘水为溶剂，氯化锰为溶质，通过氯化锰和氘水的双重作用，降低Mn2+质量浓度的同时，缩短岩心浸泡时间，还可以完全屏蔽水信号。避免Mn2+质量浓度过大，岩石中黏土矿物与Mn2+发生水解反应，生成氢氧化物沉淀，从而对岩石的孔隙结构造成影响[6]。

选取2块物性不同的露头岩心，饱和同一矿化度模拟地层水，浸泡在同一浓度的氯化锰氘水溶液中，不同物性岩心随着渗透率增加，水相核磁信号逐渐降低（见图5），直到氯化锰溶液浓度达到40 000 mg/L（Mn2+质量浓度约为11 000 mg/L），浸泡时间为48 h时，水相核磁信号完全屏蔽，对于物性好的岩样（1 000 mD以上），浸泡时间为36 h，即可完全屏蔽水信号。

3 实验应用分析及讨论

将天然砂岩岩心饱和一定矿化度的模拟地层水，利用核磁共振成像驱替相结合实验技术，用已知体积的油量驱替饱和，进行核磁共振实验测试。首先，扫描岩心原始信号量，然后用氘水驱替。由于在水驱油实验过程中，用氘水作为水相，氘水中不含氢核，核磁共振T2谱测试时不产生核磁共振信号，所测核磁共振T2谱为岩心孔隙内油相的T2谱[7]。

此处引入了含氢指数概念。含氢指数定义为流体样品中氢原子含量与等体积纯水中氢原子含量的比值，由此可见纯水的含氢指数为1[8]。通过建立标线相关性确立相应信号量下的含油量（见表1），利用含氢指数校正方法（见图6），计算校正之后的含油量。

图5 不同物性岩心浸泡同一浓度氯化锰氘水溶液核磁共振T2谱

表1 饱和不同油量岩心核磁信号量

图6 驱替过程标线相关性图（含氢指数校正）

通过以上方法分析计算，将泡锰法和泡氘水法核磁共振测试所对应的信号下油量进行对比发现（见表2），泡氯化锰氘水溶液法核磁共振测试所获得的含油量误差较泡锰法所获得的含油量误差小很多，说明岩样浸泡氘水核磁共振测试方法较泡锰法更加准确有效。

4 结论

（1）导致砂岩样核磁共振T2谱偏移现象与岩心类型没有关系，影响其偏移的关键因素是浸泡溶液的浓度；

（2）岩心浸泡氯化锰氘水溶液核磁共振T2谱未发生偏移现象，且岩心最佳浸泡溶液浓度为40 000 mg/L（Mn2+质量浓度约为11 000 mg/L）；

（3）物性好的岩样（1 000 mD以上），建议浸泡时间36 h，物性差的岩样浸泡时间以48 h为宜（1 000 mD以下）；

（4）将核磁共振成像技术与驱替实验相结合，建立标线相关性，以此通过含氢指数校正，计算岩心含油饱和度，提高了岩心核磁共振测试参数准确度；

表2 泡锰法与泡氘水法校正后油含量对比

（5）泡氯化锰氘水溶液法核磁共振测试所获得的含油量误差在7%之内，较泡锰法所获得的含油量误差小很多。

［1］Kleinberg R L，Vinegar H J.NM R properties of reservoir fluids［J］.The Log Analyst，1996，37：20-32.

［2］王为民，郭和坤，叶朝辉.陆相储层岩石核磁共振物理特征的实验研究［J］.波谱学杂志，2001，18（2）：113-121.

［3］翁爱华，姜亦忠.矿化度对流体核磁共振性质影响的试验研究［J］.测井技术，2001，25（6）：401-404.

［4］彭石林，等.顺磁物质对岩石核磁弛豫特性影响的试验研究［J］.测井技术，2002，41（3）：372-376.

［5］王胜.新鲜油砂岩油水饱和度核磁共振测试方法研究［J］.石油天然气学报，2009，31（3）：236-237.

［6］王为民.核磁共振岩石物理研究及其在石油工业中的应用［D］.武汉:中国科学院武汉物理与数学研究所，2001.

［7］高辉，王小鹏，等.特低渗透砂岩的核磁共振水驱油特征及其影响因素［J］.高校地质学报，2013，19（2）：365-366.

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Experimental study on nuclear magnetic resonance of sandstone samples by the methods of soaking deuterium water

ZHANG Xudong，KANG Nan，HE Wei，ZHANG Tongyao，TANG Lei，YANG Liang
（Energy Technology and Services-Oilfield Engineering Research Institute，CNOOC，Tianjin 300452，China）

In the core nuclear magnetic resonance test,the experimental method,which is commonly used to distinguish oil and water signals in the core,is to soak the formation water saturated rock samples in a certain concentration of MnCl2solution at present.After a certain period of time,Mn2+fully diffuse into the pore of rock sample,the water signal in the fluid will accelerate the decay until it disappears,and the oil signal remains unchanged,in order to achieve oil and water signal separation.However,the experimental results show that the T2spectra of the sandstone-like foam with low concentration of manganese chloride showed the migration phenomenon,excessive high manganese ion concentration will interfere with the magnetic field strength of the NMR tester to a certain extent,which lose oil water two phase nuclear magnetic resonance signal and result in inaccurate measurement of nuclear magnetic oil saturation.This paper adopts the combined experimental analysis techniques including nuclear magnetic and displacement phase to study the effect of sandstone-like deuterium water nuclear magnetic resonance experiment,and built experimental results analysis methods of nuclear magnetic oil saturation.This method can reduce the Mn2+concentration while improving the accuracy of sandstone-like magnetic oil saturation.

nuclear magnetic resonance；sandstone；deuterium water；oil saturation

TE132.1

A

1673-5285（2017）11-0032-06

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.11.008

2017-10-21

张旭东，男，工程师，本科，石油工程，现主要从事开发实验等相关研究工作，邮箱：zhangxd2@cnooc.com.cn。