基于核磁共振实验研究致密砂岩渗吸特征

周德胜，师煜涵，李 鸣，张 争，刘 顺

(1.西安石油大学 石油工程学院，陕西 西安 710065； 2.西部低渗-特低渗油田开发与治理教育部工程研究中心，陕西 西安 710065)

周德胜,师煜涵,李鸣,等.基于核磁实验研究致密砂岩渗吸特征[J].西安石油大学学报(自然科学版),2018,33(2):51-57.

ZHOU Desheng,SHI Yuhan,LI Ming,et al.Study on spontaneous imbibition feature of tight sandstone based on NMR experiment[J].Journal of Xi'an Shiyou University (Natural Science Edition),2018,33(2):51-57.

引　言

目前与致密储层渗吸相关的研究有很多，朱维耀等[1]人利用常规室内渗吸实验和核磁共振技术研究了低渗透裂缝性砂岩油藏中不同因素对渗吸的影响程度；蒙冕模等[2]人应用低磁场核磁共振技术,研究压裂液在页岩自发渗吸过程中的分布特征；陈权等[3]人利用核磁共振成像及多弛豫分离技术,研究了亲水岩心渗吸过程中流体饱和度分布、弛豫时间谱的变化规律及渗吸微观机理；韦青等[4]人利用核磁共振技术对致密砂岩渗吸过程中的油水分布变化进行了研究,同时分析研究了微观孔隙结构对渗吸的影响；谷潇雨等[5]人利用核磁共振与CT扫描分析,进一步揭示了致密储集层渗透率对渗吸采油效率的微观影响机制；蒋卫东等[6]人综合应用岩石物理模拟试验、核磁共振及离心实验技术建立了一套定量研究火山岩动态渗吸效率的新方法。上述实验研究大多基于定性分析，没有实现对岩心渗吸过程可视化研究。本文基于核磁共振实验及压汞测试数据，定量表征不同级别孔喉对渗吸作用的贡献，利用伪彩成像技术实现渗吸过程可视化观测，并识别岩心自发渗吸过程的不同阶段。

1　实验方法

1.1　实验仪器及材料

实验仪器：MesoMR23-60H-I中尺寸核磁共振分析仪。

实验材料：质量分数为40%氯化锰溶液、优质煤油、烧杯、鱼线等。

天然岩心取自某区块中生界延长组长7储层，岩心具体参数见表1。

表1　岩心具体参数Tab.1　Core parameters

1.2　实验方案

(1)将实验所用煤油与不同浓度氯化锰溶液装入核磁定标盒中，进行核磁定标操作。发现氯化锰溶液质量分数为40%时，水相核磁信号基本消失。

(2)将所选天然岩心洗油，烘干至重量不变，随后100%饱和优质煤油。

(3)将100%饱和煤油的岩心用鱼线吊起，浸入装满质量分数为40%氯化锰溶液的烧杯中，保证岩心位于溶液液面以下且垂直放置，即岩心全部浸入氯化锰溶液中。

(4)在岩心渗吸过程中，间隔一定时间进行一次核磁共振T2谱测试以及伪彩成像测试，测试时间为0 h、3 h、6 h、19 h、43 h、73 h。核磁共振T2谱测试时，先将岩心从质量分数为40%氯化锰溶液中取出，擦干岩心表面，并用保鲜膜将岩心包裹起来，放入核磁共振仪中进行核磁T2谱测试。测试完毕后，随即进行伪彩成像测试。伪彩成像测试时，选择岩心横向中心层为成像操作层，利用岩心中心面不同区域的核磁信号变化，反演出伪彩图像[7-10]。最后将保鲜膜取下，用鱼线吊起，再次浸入装满质量分数为40%氯化锰溶液的烧杯中，保证岩心位于溶液液面以下垂直放置，且岩心上下端面位置保持不变。重复以上步骤，直至测试完毕。

(5)将渗吸完成后的岩心，再次进行洗油并烘干至重量不变。

(6)进行压汞实验，获得压汞数据。

2　实验结果分析

2.1　渗吸过程分析

笔者利用以上实验方法将1号岩心与2号岩心的渗吸过程用核磁伪彩图展现出来。图1和图2分别展示了1号岩心和2号岩心0 h、3 h、6 h、19 h、43 h、73 h对应的核磁伪彩图，研究对象是岩心横向中心层，红色表示油相分布范围。

从伪彩图可以看出：渗吸开始时(0 h)，红色几乎充满岩心横向中心层。随着自发渗吸的进行，红色逐渐减少，并慢慢向中心收缩。渗吸测试结束时(73 h)，红色分布范围减至最少，聚集于岩心中心层中间区域。说明致密砂岩自发渗吸不只发生在岩心表面，对深层孔喉也有作用。自发渗吸期间并未出现明显的端面富集现象，各方向渗吸均匀，垂向与水平方向没有明显差异。说明渗吸过程毛管力起主导作用，重力与浮力作用微弱，可以不予考虑。对比1号和2号岩心可以发现2号岩心有更好的渗吸效果，红色区域收缩更明显，渗吸稳定时间更短，说明渗透率越高，黏土含量越低的岩心，越有利于渗吸的发生。

图1　1号岩心渗吸伪彩图Fig.1　Pseudo color map of No.1 core imbibition

图2　2号岩心渗吸伪彩图Fig.2　Pseudo color map of No.2 core imbibition

2.2　核磁T2谱分析

岩心渗吸过程中，间隔不同的时间进行核磁共振T2谱测试，测试时间为0 h、3 h、6 h、19 h、43 h、73 h。图3展示了0 h、6 h、43 h、73 h的核磁共振T2谱曲线形态。从岩心核磁共振T2图谱(图3)可以发现：两块岩心渗吸开始时，核磁共振T2谱曲线均为双峰形态[11-15]，且峰值最高，曲线包络面积最大。随着自发渗吸的进行，核磁共振T2谱曲线整体形态逐渐下降，曲线包络面积逐渐减少，其中核磁共振T2谱曲线左峰逐渐下降，并向右逐渐偏移；自发渗吸前6 h，左峰的下降幅度大于右峰的下降幅度；自发渗吸至43 h，核磁共振T2谱曲线双峰结构不再明显，曲线形态几乎变成单峰形态；自发渗吸至73 h，两块岩心的核磁共振T2谱曲线整体峰型转变为单峰结构，曲线包络面积达到最小。说明从开始渗吸到渗吸6 h，渗吸主要以小孔隙的油被渗吸出为主，大孔隙的油仅少量被渗吸出；渗吸6 h后，随着渗吸时间增加，大孔隙和小孔隙中的油均有渗吸出；渗吸73 h后，表面孔隙中的油向某一孔径范围的孔喉中聚集，不再渗出。

图3　岩心核磁共振T2图谱Fig.3　MRI T2 spectra of cores

笔者将高压压汞数据与核磁共振T2谱结合，利用C系数将核磁共振T2谱的横坐标弛豫时间转换为孔径大小。其中C系数是指T2弛豫时间与岩心孔隙半径r之间的换算系数。因为选择不同的C系数，转换出来的孔喉半径具有差异性。为了更好地计算C系数，笔者将核磁数据归一化处理，然后用不同的C系数曲线与压汞曲线进行对比，选择与压汞曲线重合度最高的C系数曲线所对应的值作为岩心C系数转化值。最后将岩心核磁共振T2谱的横坐标数值除以C系数值，便得到该弛豫时间对应的孔喉半径大小。图4为1号岩心孔喉半径关系曲线与C系数拟合曲线，图5为2号岩心孔喉半径关系曲线与C系数拟合曲线。从图4(a)与图5(a)中可以发现，2块岩心的渗透率贡献曲线都符合单峰分布状态。说明2块岩心的孔隙度分布比较集中[16-20]。从图4(b)与图5(b)中可以看出，1号岩心压汞曲线与C=40的曲线重合率最高，故笔者将1号岩心的C系数选为40。同理，2号岩心的C系数为70。

图4　1号岩心孔喉半径关系曲线与C系数拟合曲线Fig.4　Pore throat radius curve and C coefficient choice of No.1 core

图5　2号岩心孔喉半径关系曲线与C系数拟合曲线Fig.5　Pore throat radius curve and C coefficient choice of No.2 core

C系数转换后的岩心核磁共振T2谱如图6所示。从图6可以发现1号岩心主要渗吸孔径范围分布在0.001～4.300 μm，2号岩心主要渗吸孔径范围分布在0.001～6.300 μm。渗吸开始时的双峰形态通过0.1 μm区分为左峰与右峰，随着自发渗吸的进行，左右双峰峰值逐渐降低。

图6　岩心MnCl2渗吸孔径核磁图Fig.6　Pore-throat radius MRI spectra of core MnCl2 imbibition

根据横向弛豫时间将孔喉级别划分为3类：横向弛豫时间小于10 ms时为小孔隙，横向弛豫时间在10～100 ms为中孔隙，横向弛豫时间大于100 ms为大孔隙。基于C系数转化，得到1号岩心小孔隙分布在0.001～0.100 μm，中大孔隙分布在0.1～4.3 μm；2号岩心小孔隙分布在0.001～0.100 μm，中大孔隙分布在0.1～6.3 μm。

为了更好地定量表征不同级别孔喉对渗吸作用的贡献，笔者绘制了不同孔隙含油比例随时间变化曲线如图7、图8所示。从图7、8中可以看出1和2号岩心随着渗吸时间增加，中小孔隙含油比例都在减小，而大孔隙基本保持不变。说明中小孔隙是主要的供油通道，中小孔道渗吸出的油，不断补充大孔隙的损失，才促使大孔隙中的含油比例相对稳定。

图7　1号岩心含油饱和度变化曲线Fig.7　Variation curves of No.1 core oil saturation in different size pore with time

图8　2号岩心含油饱和度变化曲线Fig.8　Variation curves of No.2 core oil saturation in different size pore with time

通过绘制岩心累积出油信号幅度变化曲线，将渗吸过程分为3个阶段。图9为1号和2号岩心累积出油信号幅度变化曲线，累积出油信号幅度变化代表了累积渗吸油量的变化。从图中可以看出：随着时间的推移，岩心渗吸累积出油信号增长幅度开始较快，中期较平稳，后期有小幅上升。说明渗吸开始时渗吸出油较多，中期时渗吸速度减缓，后期渗吸速度略有上升。因此，整个渗吸过程可细分为3个阶段：渗吸前期、渗吸中期、渗吸后期。这是由于岩心表层连通孔喉先发生渗吸置换作用，便出现了第一个比较明显的渗吸置换过程。之后置换液进入深层孔喉，在深层孔喉置换前存在一个接触作用过渡阶段，这就是渗吸中期阶段。当置换液经过一段时间接触作用后，深层油相被置换出来，便有了第二个较为明显的渗吸置换过程，即渗吸后期。 图10为1号和2号岩心累计出油效率对比曲线，反映了不同的渗吸效果。对比曲线可以看出2号岩心渗吸效果优于1号岩心，这与伪彩图观测结果一致。

图9　岩心渗吸累积信号幅度变化曲线Fig.9　Cumulative signal amplitude curves of cores in imbibition process

图10　岩心渗吸出油效率对比曲线Fig.10　Cumulative oil production efficiency curves of cores in imbibition process

3　结　论

(1)致密砂岩自发渗吸不只发生在岩心表面，对深层孔喉也有作用，渗吸过程毛管力起主导作用，重力与浮力作用微弱。

(2)1号岩心主要渗吸孔径范围分布在0.001～4.300 μm， 2号岩心主要渗吸孔径范围分布在0.001～6.300 μm，0.1 μm是区分提供渗吸动力喉道和主要泄油喉道的界限。

(3)渗吸开始时渗吸出油较多，中期时渗吸速度减缓，后期渗吸速度略有上升，整个渗吸过程可细分为渗吸前期、渗吸中期、渗吸后期3个阶段。

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