低渗透复杂润湿性储集层核磁共振特征

冯程，石玉江，郝建飞，王振林，毛志强，李高仁，姜志豪（. 中国石油大学（北京）克拉玛依校区石油学院，新疆克拉玛依 8000；. 中国石油长庆油田公司，西安 7008；. 中国石油勘探开发研究院中东研究所，北京0008；. 新疆油田公司勘探开发研究院，新疆克拉玛依 8000；. 中国石油大学（北京）北京市地球探测与信息技术重点实验室，北京 09）

低渗透复杂润湿性储集层核磁共振特征

冯程1，石玉江2，郝建飞3，王振林4，毛志强5，李高仁2，姜志豪5
（1. 中国石油大学（北京）克拉玛依校区石油学院，新疆克拉玛依 834000；2. 中国石油长庆油田公司，西安 710018；3. 中国石油勘探开发研究院中东研究所，北京100083；4. 新疆油田公司勘探开发研究院，新疆克拉玛依 834000；5. 中国石油大学（北京）北京市地球探测与信息技术重点实验室，北京 102249）

以鄂尔多斯盆地三叠系延长组长8段样品为例，对低渗透复杂润湿性储集层核磁共振T2（横向驰豫时间）谱进行了研究。选取异常高电阻率和正常电阻率岩心样品，设计并测量了不同润湿性和含水饱和度下样品的T2谱、接触角以及Amott润湿指数。实验结果表明，正常电阻率岩心100%含水T2谱反映水的表面弛豫；异常高电阻率岩心洗油后对应的T2谱为单峰宽谱，由水的表面弛豫和体积弛豫组成，表明其洗油后也并未完全亲水。油驱水至束缚水后，正常电阻率岩心的T2谱表现为常见的双峰特征；异常高电阻率岩心的T2谱（未老化和老化后）均与其在100%含水状态下T2谱基本一致。这反映出油驱水至束缚水过程中，该部分岩心的润湿性向亲油方向的转变已基本完成，老化过程对其改变很小。水驱油至残余油后，异常高电阻率岩心的T2谱均表现为3峰特征，其中，短弛豫时间峰为束缚水的表面弛豫，中等弛豫时间峰基本反映残余油的表面弛豫和体积弛豫，长弛豫时间峰基本反映大孔隙中水的表面弛豫和体积弛豫。图5表2参16

低渗透储集层；核磁共振；弛豫机制；润湿性；T2谱

引用：冯程, 石玉江, 郝建飞, 等. 低渗透复杂润湿性储集层核磁共振特征[J]. 石油勘探与开发, 2017, 44(2): 252-257.

FENG Cheng, SHI Yujiang, HAO Jianfei, et al. Nuclear magnetic resonance features of low-permeability reservoirs with complex wettability[J]. Petroleum Exploration and Development, 2017, 44(2): 252-257.

0 引言

20世纪 90年代以来，核磁共振 T2（横向弛豫时间）谱被广泛应用于地层评价，尤其是孔隙结构评价[1-4]。然而，核磁共振测井受其响应机理的制约，当储集层润湿性发生剧烈变化时，其T2谱的分布规律复杂，给孔隙结构评价带来了很大困难。Al-Mahrooqi等针对砂岩岩心设计了核磁共振T2谱和老化实验，证明了T2谱可以用于确定岩石的流体分布以及评价储集层的润湿性[5]。Looyestijn和Hofman基于大量岩心实验结果，在假设储集层含水饱和度和润湿性均是孔隙半径函数的基础上，对核磁共振T2谱进行正演模拟，实现了对润湿性的定量判定[6]。近年来，随着低渗透致密砂岩以及页岩油气成为勘探开发重点，同时，针对这几类储集层的岩石物理实验越来越难，越来越多的研究人员更愿意利用核磁共振T2谱对其润湿性进行分析和评价[7]。

本文研究样品采自中国鄂尔多斯盆地西部三叠系延长组长8段，属深湖相沉积，埋深普遍大于2 000 m。经历了长时间成岩作用的改造，作为主要成岩矿物的绿泥石，除了以胶结物的形式充填于孔隙，还以薄膜的形式附着在岩石颗粒的表面，形成了厚度不一的绿泥石膜。成藏时期，原油进入储集层，吸附于富含铁的绿泥石膜上，从而导致研究区部分储集层表现出明显的亲油润湿性[8]。为了弄清研究区复杂润湿性条件下核磁共振的横向弛豫机制，本文围绕实验研究及数据分析，对所选样品的核磁共振T2谱和润湿性实验结果进行了分析与讨论，以期对低渗透复杂润湿性储集层孔隙结构及含油性评价提供一定借鉴。

1 实验样品、方法及流程

1.1 实验样品

众所周知，所有的储集岩最初形成时都被认为是亲水的[9]，核磁共振 T2谱能够有效地被用于反映储集层的孔隙结构[1-4]。当储集岩逐渐变为亲油润湿性时，其电阻率相对同等条件下的亲水储集岩会变得异常高[9]，且此时核磁共振T2谱不能反映孔隙结构[10]。基于上述认识，本文选取了典型异常高电阻率（A1—A3、A9—A10）和正常电阻率岩心（A4—A8）进行实验，并将部分岩心切取薄片，测量润湿接触角。所有岩心都为砂岩，胶结良好，岩心直径为2.5 cm，长度在4 cm左右，孔隙度和渗透率分布范围分别为 3.85%～19.00%和（0.03～20.40）×10-3μm2，其中渗透率主要位于1×10-3μm2以下。

1.2 实验方法及流程

本次实验测量的项目主要包括：不同润湿性和含水饱和度下的核磁共振T2谱、接触角以及Amott润湿指数。其中，所有的核磁共振T2谱均由英国牛津仪器公司生产的MARAN DRX2核磁实验仪测量，等待时间为6 s，回波间隔为0.2 ms。润湿接触角利用德国制造的实验仪器EASYDROP DSA20测量，测量中使用的固体和两相流体分别为岩石、空气和水。根据地下原油的实际黏度，将地层原油和航空煤油按照一定比例进行混合，配制相同黏度的实验用油。实验用水为配制的浓度为30 g/L的NaCl溶液，该矿化度为研究区地层水的平均矿化度。由于采用 Amott方法测量润湿指数[11]，实验过程中需要对岩心进行老化处理，即通过长时间模拟地层条件，将岩心的润湿性恢复至原始地层状态。老化过程中，首先将油驱水至束缚水后的岩心放置在充满实验用油的夹持器中，并利用烘箱模拟实际地层温度（70 ℃）和压力（25 MPa），老化时间达38 d。前人研究岩心老化时间时指出，当老化时间达到15 d后，岩石-流体系统能够达到润湿平衡状态[12]，这表明本次实验的老化时间足够长。

图1 不同状态下核磁共振T2谱实验流程

为了能够更加清楚全面地认识低渗透复杂润湿性储集层核磁共振的横向弛豫机制，本次实验针对异常高电阻率岩心设计了两组（老化和未老化）对比核磁共振T2谱测量，正常电阻率岩心设计了一组（未老化）核磁共振T2谱测量，实验流程如图1所示。测量的核磁共振T2谱共包括6种不同的状态：原始岩心洗油后的离心 T2谱、100%饱和实验用水的 T2谱、油驱水至束缚水（未老化）的T2谱、油驱水至束缚水（老化后）的T2谱、水驱油至残余油（未老化）的T2谱、水驱油至残余油（老化后）的T2谱。另外，为尽可能准确地分析原油和地层水在岩心样品中的横向弛豫机制，还分别测量了实验用油和水的体积弛豫T2谱。

2 实验结果

实验用水和油的核磁共振T2谱测量结果如图2a、2b所示，NaCl溶液的T2谱信号主要集中在1 s左右，而模拟油的T2谱分布较宽，从10 ms至600 ms都有明显的信号，主峰位于200 ms左右。

异常高电阻率岩心测量得到的不同状态的核磁共振 T2谱十分复杂，实验结果如图 2c—2h所示，岩心A1的孔隙度和渗透率分别为9.44%和0.18×10-3μm2。图2c为原始岩心洗油后的离心T2谱，主要分布在20 ms以下；图2d为100%饱和实验用水的T2谱，表现为单峰宽谱型，分布范围很宽（0.2～800 ms），单峰位于60 ms左右，T2几何均值为20.28 ms；图2e、2f分别为油驱水至束缚水（未老化和老化后）后测量的T2谱，两者无论从T2谱形态还是分布均无明显变化，并且，与图2d中100%饱和实验用水的T2谱也基本一致；图2g、2h分别为水驱油至残余油（未老化和老化后）后测量的T2谱，两者的形态和分布均相似，无明显差异，均表现出 3峰特征，其中，短弛豫时间峰与离心谱重合，中间弛豫时间峰位于10～40 ms，长弛豫时间峰位于200～600 ms。

图2 岩心A1不同状态下的核磁共振T2谱

正常电阻率岩心测量得到的核磁 T2谱则相对简单，实验结果如图3所示。岩心A4的孔隙度和渗透率分别为8.89%和0.19×10-3μm2。图3a、3b分别为实验用水和油的体积弛豫T2谱，图3c为原始岩心洗油后的离心T2谱，与岩心A1的离心T2谱相似，主要分布在20 ms以下；图3d为100%饱和实验用水的T2谱，其也表现为单峰特征，主峰位于10 ms左右，T2几何均值为14.48 ms；图3e为油驱至束缚水（未老化）后的T2谱，表现为明显的双峰特征，短弛豫时间峰与离心谱重合，长弛豫时间峰与实验用油的体积弛豫T2谱基本重合，这种分布特征与理论上亲水储集层油驱至束缚水（未老化）后的T2谱一致[13]。

图3 岩心A4不同状态下的核磁共振T2谱

洗油后，对其中8块岩心进行了接触角实验测量，其中，A1、A2、A3样品为异常高电阻率岩心，其他的为正常电阻率岩心。实验结果如表 1所示，异常高电阻率岩心洗油后的润湿接触角分布在60°左右，正常电阻率岩心则处于40°左右。按照Anderson提出的润湿性分类标准[14]，异常高电阻率岩心洗油后的润湿性主要位于水润湿和中性润湿的分界处，正常电阻率岩心则表现出水润湿性。

老化后，对其中 4块异常高电阻率岩心测量了Amott润湿性，Amott润湿指数计算结果如表2所示。表2显示，异常高电阻率岩心测量得到的Amott润湿指数分布在 0～0.18，根据 Anderson提出的润湿性分类标准[14]，这4块岩心的Amott润湿性测量结果均为中性润湿。

表1 润湿接触角实验结果

表2 Amott润湿指数实验结果

3 分析与讨论

3.1 离心谱分析

本次实验中使用的岩心直径为 2.5 cm，长度为 4 cm左右，颗粒密度相近，从而其质量相近。同时，离心过程中转速相同，可以推知离心过程中的离心力相近。而离心力可以看作是毛管力的反向作用力，对于同一层系的岩心而言，相近的离心力使得内部剩余的束缚水所占孔隙的半径分布在一个相近的范围内。

假设所有岩心的束缚水所占据的孔隙均表现为亲水特征，则其测得的离心谱应反映水的表面弛豫特征。同时假设这部分孔隙为近似球形，由于孔隙半径分布范围相近，则其比表面S/V也应该在相近的分布范围。由于岩性相似，表面弛豫强度ρ也相近。因此所有岩心的离心谱应该分布在一个相近的T2时间范围内。

由图2和图3展示的典型实验数据可知，无论异常高电阻率还是正常电阻率岩心，离心谱均主要分布在20 ms以下，岩心A1和A4离心谱的T2几何均值分别为4.17 ms和4.78 ms，两者无论从形态还是数值上比较，都没有明显区别。这表明所有岩心在束缚水所占据的孔隙部分均表现为水润湿性。从而说明，岩心样品洗油后的离心T2谱反映水的表面弛豫。

3.2 100%含水谱分析

图2a、3a为实验用水的体积弛豫T2谱，图2d、3d分别为异常高电阻率岩心A1和正常电阻率岩心A4 的100%饱和实验用水的T2谱。岩心A1和A4的孔隙度分别为9.44%和8.89%，渗透率分别为0.18×10-3μm2和0.19×10-3μm2。两块岩心的物性条件相似，由此可推断其孔隙结构条件相近。然而，实际测量得到的100%含水谱却明显不同，同样是单峰谱，岩心 A1的峰值位于80 ms左右，T2几何均值为20.28 ms；岩心A4的峰值却仅仅位于10 ms左右，T2几何均值为14.48 ms，核磁T2谱显示岩心A1的孔隙结构明显好于岩心A4。通过表1可知，岩心A1和A4洗油后测量的润湿接触角分别为63.30°和39.14°，这表明此时岩心A4表现出亲水润湿性，而岩心A1则表现出亲水偏中性润湿性，出现上述矛盾是因为A1岩心100%饱和实验用水状态下测量得到的核磁共振T2谱不能完全反映孔隙结构。表1中所有岩心样品对应的 100%含水 T2谱测量结果如图4所示。图4中岩心A1、A2和A3是异常高电阻率岩心，其100%含水T2谱主峰位于50～300 ms，T2几何均值在20～51 ms。岩心A4—A8是正常电阻率岩心，其 100%含水 T2谱整体偏向短弛豫时间，主峰基本在10 ms或以下，T2几何均值为3～15 ms。表1中异常高电阻率岩心洗油后测量的接触角反映出其对应的润湿性位于水润湿和中性润湿的分界处，测量的100%含水T2谱也与正常电阻率岩心谱的分布、峰值和几何均值完全不同，表明其T2谱已经不能完全反映岩心的孔隙结构。

图4 A1—A8岩心100%含水核磁共振T2谱

综上所述，异常高电阻率岩心洗油后仍然不完全亲水，测量的 100%含水核磁 T2谱包含束缚水的表面弛豫、自由水的表面弛豫和体积弛豫，而正常电阻率岩心洗油后依然亲水，测量的 100%含水核磁 T2谱主要由水的表面弛豫组成，反映岩心的孔隙结构。

此前的研究成果基本上认为亲油岩心洗油后、老化前表现为亲水润湿性[14]，但是本次实验结果表明，对于绿泥石膜吸附原油导致的低渗透亲油润湿性岩心，即使洗油以后也不会完全亲水，故推测部分油膜已经成为一种岩石的结构组分，无法被完全清洗干净。

3.3 岩心润湿性变化及多期成藏对其影响

正常电阻率岩心油驱水至束缚水（未老化）的 T2谱如图3e所示，该谱表现为明显的双峰特征，其短弛豫时间峰与图3c中离心谱重合，长弛豫时间峰与图3b中实验用油的体积弛豫时间基本相同。表明岩心处于完全亲水润湿性状态，其T2谱主要由束缚水的表面弛豫和大孔隙中油的体积弛豫组成。

对于异常高电阻率岩心，油驱水至束缚水（未老化和老化后）的T2谱如图2e、2f所示，该谱的形态、分布与图3e中正常电阻率岩心的T2谱具有非常明显的差异。而且，其未老化和老化后测量得到的T2谱基本不变，说明老化前后岩心润湿性基本没有发生变化，老化过程对岩心的润湿性改变不明显。

虽然老化过程对岩石的润湿性几乎没有改变，但这并不代表岩石的润湿性在其他过程中没有发生变化。Looyestijn和Hofman认为，在均匀磁场中，当岩石孔隙中含有两相流体（油、水），并且岩石的润湿性也不是单一的亲水润湿性时，其水相的T2信号可以表示为[6]：

图2h、2d为异常高电阻率岩心A1水驱油至残余油（老化后）与 100%含水状态下的核磁共振 T2谱的对比图，两种状态下的岩心，其大孔隙部分均饱含实验用水，但两种状态下的含水孔隙对应的T2时间却相差很大，前者在400 ms左右，后者分布于100 ms左右。利用（1）式对该差异进行分析，相对于100%含水状态，残余油状态下T2明显变大，而T2b,w、wρ 、V和Sw均基本不变，说明亲水润湿的孔隙表面积Aw减小，即对应的孔隙向亲油方向转变。因此，水驱油至残余油（未老化和老化后）状态下所表现出的3峰特征主要包括：短弛豫时间峰位于10 ms以下，反映束缚水的表面弛豫信号；中等弛豫时间峰位于10～40 ms，这部分信号表示残余油的体积弛豫与表面弛豫信号的叠加；长弛豫时间峰位于200～600 ms，基本反映大孔隙部分自由水的体积弛豫和表面弛豫。

上述分析表明，水驱油至残余油（老化后）后岩心的润湿性已经发生转变，而岩心从100%含水状态至水驱油至残余油（老化后）状态，一共经历了 3个主要阶段，即油驱水至束缚水（未老化）阶段、老化阶段和水驱油至残余油（老化后）阶段。通过对图 2e、2f的分析可知，从第2阶段（老化阶段）开始，岩石的润湿性便不再发生明显变化。因此，可以反推得到润湿性向亲油方向发生转变的时间是油驱水至束缚水（未老化）过程，即当实验用油驱替水进入孔隙中时，其中的重质组分便吸附于绿泥石膜，使得润湿性向亲油方向转变。

尽管如此，根据表2中Amott润湿指数计算结果可知，利用实验用油、水，只能将洗油后的岩心恢复至中性润湿状态，而并不能将其恢复至原始岩心样品的亲油润湿性。

为了通过实验结果说明上述观点的可靠性，图 5展示了表 2中岩心对应储集层的测井电阻率与岩心老化后电阻率对比情况，为了使两者具有可对比性，将试油结果为油层、油水同层和含油水层的储集层的含油饱和度分别设定为 65%、45%和 30%。读取油驱水至束缚水（老化后）后测量的岩心电阻率，其中，温度为70 ℃，压力为25 MPa，与地层条件相似，水矿化度为30 g/L。通过Archie公式[15]，将上述岩心老化后的电阻率转换为含油饱和度分别为65%、45%和30%时的电阻率。由于岩心此时的润湿性已表现为中性润湿（见表 2），饱和度指数已经不能用亲水时的 1.8，因此，对饱和度指数在 1.8～3.0范围取值，将此范围内计算得到的各岩心最大电阻率作为最终计算结果，与实际测井电阻率进行对比。从对比结果可以看出，测井电阻率依然明显大于岩心老化后对应条件下的电阻率。

图5 储集层测井电阻率与岩心老化后电阻率对比

综上所述，本次实验异常高电阻率岩心的润湿性在油驱水过程中快速向亲油方向转变，老化过程进行之前，润湿性的转变已基本完成，因此老化过程对润湿性的改变影响很小。结合地质研究成果[16]，推断研究区现今储集层的润湿性是由于早期低成熟油充注造成的，现今只能利用成熟油模拟原始岩心样品的亲油润湿性，这就是原始地层的亲油润湿性无法完全恢复的主要原因。也说明了现今条件下，异常高电阻率岩心样品洗油后再油驱，电阻率很难达到实际储集层测井响应值。

4 结论

通过系统的岩心核磁共振T2谱、接触角以及Amott润湿指数实验及数据分析和讨论，弄清了绿泥石膜吸附原油导致的复杂润湿性储集层核磁共振T2谱变化规律。正常电阻率岩心的核磁共振横向弛豫机制和常规亲水储集层一致，异常高电阻率岩心则变得复杂，首先，部分油膜已经成为一种岩石结构组分，洗油后仍然不完全亲水，100%含水核磁共振T2谱包含束缚水的表面弛豫、自由水的表面弛豫和体积弛豫；其次，油驱水至束缚水过程中，润湿性向亲油方向的转变已基本完成，老化过程对其改变很小；水驱油至残余油（未老化和老化后）后的T2谱呈现3峰特征，主要由束缚水表面弛豫、残余油的表面弛豫和体积弛豫、大孔隙水的表面弛豫和体积弛豫组成。结合实验数据和地质研究成果，推断多期成藏是原始地层的亲油润湿性无法完全恢复的主要原因。

符号注释：

Aw——亲水润湿性的孔隙表面积，μm2；S——孔隙表面积，cm2；Sw——含水饱和度，%；T2——横向弛豫时间，ms；T2b,w——水的体积弛豫时间，ms；V——孔隙体积，μm3；ρ——表面弛豫强度，μm/ms；ρw——水相表面弛豫强度，μm/ms；φ——孔隙度，%。

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（编辑 黄昌武）

Nuclear magnetic resonance features of low-permeability reservoirs with complex wettability

FENG Cheng1, SHI Yujiang2, HAO Jianfei3, WANG Zhenlin4, MAO Zhiqiang5, LI Gaoren2, JIANG Zhihao5
(1. Faculty of Petroleum, China University of Petroleum-Beijing at Karamay, Karamay 834000, China; 2. PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi’an 710018, China; 3. Department of Middle East, PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration and Development, Beijing 100083, China; 4. Research Institute of Exploration and Development, PetroChina Xinjiang Oilfield Company, Karamay 834000, China; 5. Beijing Key Laboratory of Earth Prospecting and Information Technology, China University of Petroleum, Beijing 102249, China)

The nuclear magnetic resonance T2spectra of low-permeability reservoirs with complex wettability were studied using the samples from the Chang 8 Member, Upper Triassic Yanchang Formation, Ordos Basin, China. Abnormal high resistivity and normal resistivity core samples were selected. T2spectra under different wettability and water saturation conditions, contact angles and Amott wettability indexes were designed and tested. The test results show that under fully brine-saturated condition, the T2spectra of normal resistivity core samples reflect surface relaxation of water, while the samples with abnormal high resistivity exhibit wide unimodal T2spectrum, consisting of both surface and volume relaxation of water, which indicates that these cores are not fully water-wet after oil washing. In the process of oil displacing water, the T2spectra of normal resistivity core samples present bimodal feature, and those of abnormal high resistivity core samples (both un-aged and aged) mainly show the same unimodal feature as those measured under fully brine-saturated condition. Based on these results, it can be inferred that the wettability change of abnormal high resistivity core samples to oil-wet has basically completed during oil displacing water process, and the ageing process has little effect on the wettability of abnormal high resistivity core samples. In the process of water displacing oil to residual oil, the T2spectra of abnormal high resistivity core samples generally show trimodal feature, among which, the shortest relaxation time spectrum peaks coincide with that under irreducible water saturation condition, the moderate ones reflect surface and volume relaxation of residual oil, and the longest ones reflect surface and volume relaxation of water in large pores.

low-permeability reservoir; nuclear magnetic resonance; relaxation mechanism; wettability; T2spectrum

国家科技重大专项（2016ZX05050008）；中国石油大学（北京）克拉玛依校区人才引进科研启动基金（RCYJ2016B-01-008）

TE<122.2 class="emphasis_bold">122.2 文献标识码：A122.2

A

1000-0747(2017)02-0252-06

10.11698/PED.2017.02.09

冯程（1988-），男，四川遂宁人，博士，中国石油大学（北京）克拉玛依校区讲师，从事岩石物理实验、复杂储集层测井评价研究。地址：新疆克拉玛依市安定路355号大学城C6楼Ⅲ区406室，邮政编码：834000。E-mail: fcvip0808@126.com

联系作者：毛志强（1962-），男，河南拓城人，博士，中国石油大学（北京）教授，从事岩石物理、测井解释与评价方面的教学与科研工作。地址：北京市昌平区府学路 18号，中国石油大学新综合楼 B510，邮政编码：102249。E-mail: maozq@cup.edu.cn

2016-03-03

2017-02-09