巖心驅(qū)替實驗中基于LF-NMR的油、水動態(tài)定標方法及應用

狄勤豐 賈欣昌 羅強 唐可 李原 王文昌 華帥

1. 上海大學力學與工程科學學院；2. 上海市能源工程力學重點實驗室；3. 中國石油新疆油田公司

巖心驅(qū)替實驗是石油工程領域評價驅(qū)油技術效果的有效方法，但由于巖心致密且內(nèi)部不可視，造成實驗人員很難了解巖心內(nèi)流體的分布特征。核磁共振(NMR)技術的出現(xiàn)，使得人們可以通過測定巖心中流體的橫向弛豫時間T2的變化，來實現(xiàn)巖心驅(qū)替實驗中油水含量的變化檢測。目前這種方法已在國內(nèi)外得到應用，成為研究儲層流體滲流機理的有效手段。R. L. Kleinberg［1］研究了儲層巖心中流體包含流體弛豫、流體自擴散、含氫指數(shù)等在內(nèi)的多種核磁共振弛豫特征以及這些特征之間的相互關系。D. Malrschall［2］等通過分析核磁共振測井數(shù)據(jù)，得到了儲層的毛管力曲線及孔隙結(jié)構(gòu)特征。S.Chen［3］等提出利用油田現(xiàn)場NMR測井數(shù)據(jù)計算儲層可動流體比例的新方法。M. B. Crowe等［4］發(fā)現(xiàn)弛豫試劑可以明顯縮短水的核磁共振弛豫時間，從而將水與油的信號分開，解決了油水信號的分辨問題。耿小燼等人［5］利用核磁共振技術輔助物理模擬實驗研究了巖心中流體的微觀分布。李瓊、洪富強［6］等人使用核磁共振CPMG(Carr-Purcell-Meiboom-Gill)自旋回波法測量了T2譜，分析了橫向弛豫時間和峰面積隨甲醇濃度的變化關系。M.Stefan 和P. Manfred［7］比較了常規(guī)方法獲得的孔隙度與核磁共振技術獲得的孔隙度，核磁共振技術具有可同時獲得儲層總孔隙度以及有效孔隙度的優(yōu)點。狄勤豐、張景楠、CHENG Yichong等［8-10］基于核磁共振可視化實驗，對巖心內(nèi)部流體的流動特征進行了較系統(tǒng)的研究。

為了準確獲得核磁共振驅(qū)替實驗結(jié)果，必須建立巖心中水、油的T2馳豫譜的峰面積與其質(zhì)量、體積測試結(jié)果的對應關系，即定標，從而實現(xiàn)利用T2馳豫譜測試結(jié)果對巖心中含水、含油量的反映。傳統(tǒng)方法是使用無信號的標準容器(色譜瓶)定標，忽略了巖心孔隙結(jié)構(gòu)、巖心中順磁物質(zhì)及含鐵物質(zhì)對磁場的影響，使得測量結(jié)果與實際情況存在較大的誤差。對于相同的含水量，在標準容器中測得的T2馳豫譜峰面積與利用巖心實測的T2馳豫譜峰面積的相對誤差最高達46.9%，而且這種誤差會隨巖心的滲透率而變化。為了保證實驗結(jié)果的準確性，有必要建立有效的油、水動態(tài)定標方法。主要研究基于低場核磁共振技術的巖心驅(qū)替動態(tài)定標方法，并利用新疆百口泉油田X井區(qū)YFP-2泡沫體系的評價實驗，說明這種動態(tài)標定方法的實用性和應用前景。

1 定標原理與實驗方法

巖心內(nèi)部液體分子無時無刻不在進行著熱運動。當對放置在恒定磁場中的巖心施加射頻脈沖時，處于低能態(tài)的氫質(zhì)子在吸收能量之后發(fā)生共振，并躍遷至高能態(tài)。在關閉了脈沖后，氫質(zhì)子釋放射頻波，并從高能態(tài)恢復到基態(tài)。這就是弛豫過程，其中包括2個方面：一是質(zhì)子與巖心內(nèi)壁進行能量交換所產(chǎn)生的縱向弛豫，弛豫時間由T1來表示；二是氫質(zhì)子自旋相位發(fā)生不可逆相散產(chǎn)生的橫向弛豫，弛豫時間由T2來表示。橫向弛豫相比縱向弛豫具有測量時間短，變化范圍廣，測點值較多，多相態(tài)敏感的優(yōu)點，因此在實驗結(jié)果中較為看重T2譜線所反映的實驗結(jié)果［11-12］。

橫向弛豫分為3種類型：與流體黏度成正比關系的自由弛豫，與巖心內(nèi)比表面積成正比關系的表面弛豫以及與分子無規(guī)則運動產(chǎn)生不同的相位分散相關的擴散弛豫，其數(shù)學表達式為［13］式中，T2為橫向弛豫時間，ms；T2b為自由狀態(tài)液體的橫向弛豫時間，ms；?2為巖石微通道壁面橫向弛豫強度，m/ms；S/V為孔隙表面積與流體體積之比，m?1；D為擴散系數(shù)，cm2/ms；γ為旋磁比，rad/(ms· G s)；G1為場強梯度，Gs/cm；Te為回波時間，ms。

由于巖心微孔隙由大小不同的孔道組成，液體在不同尺寸的孔隙中均有其自己的橫向弛豫時間T2i，因此，在巖石中存在多種指數(shù)衰減過程。通過CPMG序列記錄到的自旋回波串(橫向弛豫測量)不是單個T2值的衰減，而是T2值的分布，為

式中，M(t)為t時刻測量的磁化矢量；Pi為所測巖心中第i種成分的信號強度；T2i為樣品中第i種成分的橫向弛豫時間，ms；A0為噪聲信號。

要獲得樣品中每個成分的Pi值 ，則需要通過公式(2)來計算，這就是弛豫信號反演。采用矩陣的形式重新改寫上述數(shù)學表達式為

式中，Y為檢測的橫向弛豫信號，Y=(y1,y2,···,yn)T；P為樣品中質(zhì)子分布的密度函數(shù)，P=(p1,p2,···,pm)T；為第i個回波時間，ti=i·Te， ms；T2j為預先設置好的弛豫時間常數(shù)。

由上述分析可見弛豫機制對于弛豫時間的影響主要取決于流體的類型、孔隙尺寸、表面弛豫強度等，利用核磁共振弛豫時間可以對樣品進行一系列的物性分析。

大量實驗結(jié)果表明，橫向弛豫曲線中T2值與巖心內(nèi)液體所處的孔隙尺寸成正比，信號幅度和弛豫時間圍成的峰面積與巖心內(nèi)液體質(zhì)量成正比。如圖1所示，氯化錳水驅(qū)油過程中的人造非均質(zhì)巖心由低滲透和高滲透2部分巖心組成。如圖2所示，人造巖心水驅(qū)油時的T2值測試結(jié)果具有三峰分布特征。根據(jù)核磁共振原理和前期實驗結(jié)果，可以判定T21為含氯化錳水峰，T22為巖心低滲透部分的油峰，T23為巖心高滲透部分的油峰。水驅(qū)過程中2個油峰面積都逐漸減小，水峰面積逐漸增加，表明水驅(qū)過程中巖心中的油逐漸被水驅(qū)替出巖心。為了根據(jù)上述峰面積快速確定對應的油或水的體積或質(zhì)量，就必須確定T2譜峰面積與油或水的體積或質(zhì)量的關系，即實現(xiàn)動態(tài)定標。為了實現(xiàn)動態(tài)定標，設計了如下實驗方案。

圖1 非均質(zhì)巖心NMR成像(高、低滲透部分的級差約為5∶1)Fig. 1 NMR image of heterogeneous core (differential of high and low permeability is about 5∶1)

圖2 水驅(qū)油過程巖心T2譜變化Fig. 2 Change of T2 spectrum in the core in the process of water displacing oil

(1)對實驗用巖心進行清洗并烘干，稱量干巖心質(zhì)量m0并用氣體孔滲測試儀測試巖心孔隙體積V0。開啟核磁共振驅(qū)替裝置，預熱30 min。

(2)將干巖心放入夾持器，加載合適的圍壓并調(diào)節(jié)核磁共振儀器測試參數(shù)，對巖心基底進行T2譜測試，得到干巖心基底信號S水0。

(3)配制質(zhì)量分數(shù)為0.5%的 MnCl2水溶液。連接恒流泵與巖心夾持器，利用質(zhì)量分數(shù)為0.5%的MnCl2水溶液進行潤洗。根據(jù)氣測巖心孔隙體積將驅(qū)替恒流泵調(diào)節(jié)一合適的小流量并對干巖心進行飽和。在t水1、t水2、…、t水n時刻停泵，利用核磁共振儀測試巖心的T2譜，計算得到巖心所含MnCl2水峰的面積S水1、S水2、…、S水n。卸除巖心環(huán)壓，將巖心取出并稱量得到巖心質(zhì)量m1、m2、…、mn，減去干巖心質(zhì)量m0后得到含水質(zhì)量m水1、m水2、…、m水n。

(4)巖心含水定標。利用最小二乘法對測得的含水質(zhì)量m水和水峰面積S水進行擬合，得到巖心質(zhì)量和水峰面積關系為

式中，a水、b水為擬合參數(shù)；S水0為初始時刻的水峰面積，無因次。

（5)束縛水建立。將實驗用油抽入恒流泵，然后將管線連接到巖心夾持器，調(diào)節(jié)環(huán)壓，設置恒流泵流量，進行油驅(qū)水。當出口端無水產(chǎn)出時，停泵，測量驅(qū)出的水量V水，計算巖心中的含油飽和度和束縛水飽和度，并作為巖心中的原始含油飽和度和束縛水飽和度。利用核磁共振儀測試巖心的T2譜，得到此時巖心中含油量對應的油峰面積S油0，并作為原始飽和油對應的T2譜峰面積。將巖心孔隙體積V0減去V水得到巖心中的含油體積V油0。

(6)巖心含油定標。將質(zhì)量分數(shù)為0.5%MnCl2水抽入恒流泵中，以流速0.5 mL/min進行水驅(qū)油，在t油1、t油2、…、t油n時刻停泵，利用核磁共振儀測試巖心T2譜，計算得到巖心中含油的油峰面積S油1、S油2、…、S油n，并記錄出口油體積V1、V2、…、Vn；將V油0減去V1、V2、…、Vn得到S油1、S油2、…、S油n對應的巖心中含油體積V油1、V油2、…、V油n。利用最小二乘法擬合得到含油體積V油和含油面積S油的對應關系為

式中，a油、b油為擬合參數(shù)。

利用上述方法，就可實現(xiàn)巖心驅(qū)替過程中油、水的動態(tài)定標。需要指出的是，LF-NMR水驅(qū)油實驗中，由于純水與柴油的T2譜線信號有重疊部分，嚴重干擾了實驗結(jié)果，無法達到油、水同時定標的目的。研究結(jié)果表明，使用質(zhì)量分數(shù)為0.5%的MnCl2水溶液代替水進行驅(qū)替時可以達到區(qū)分油、水T2譜的最佳效果。為此，在具體定標實驗時，采用0.5%的MnCl2水溶液進行驅(qū)替實驗。

2 LF-NMR油水定標實驗及結(jié)果分析

2.1 實驗設備及材料

基于低場核磁共振(LF-NMR)技術驅(qū)替實驗裝置如圖3所示，主要包括核磁設備主控制單元、出口計量單元、核磁共振單元(磁感應強度0.5 T)及特種巖心夾持器、儲油/水容器、驅(qū)替泵驅(qū)動的中間儲圍壓液容器、恒速恒壓驅(qū)替泵控制單元等。

圖3 LF-NMR油水定標實驗裝置Fig. 3 Experimental device of LF-NRM oil and water calibration

實驗所用設備及材料包括核磁驅(qū)替裝置、氮氣瓶、流量計、人造均質(zhì)巖心1#、人造非均質(zhì)巖心2#(級差5∶1)、模擬地層水(含有Ca、Mg、Na離子質(zhì)量比1∶2∶5，礦化度7 000 mg/L)、柴油、MnCl2固體粉末等。

2.2 實驗參數(shù)

實驗采用硬脈沖CMPG序列測量樣品橫向弛豫時間。感應磁場梯度的擴散可以縮短橫向馳豫時間，導致測量結(jié)果的不準確，而CMPG序列具有排除磁場均勻性干擾的性質(zhì)，因此，在開始實驗前，必須對相關參數(shù)進行調(diào)整，保證獲得最佳測試效果。所用測試參數(shù)設置：接收機帶寬200 kHz，射頻延遲2 μs，重復采樣等待時間4 000 ms，模擬增益10 db，數(shù)字增益3，前置放大增益2，重復采樣次數(shù)8 次，回波時間0.25 ms，回波個數(shù)15 000。

實驗所用人造巖心1#為均質(zhì)巖心，滲透率較高，約為5 049×10?3μm2；2#為非均質(zhì)巖心(圖1)，滲透率約為1 457×10?3μm2，級差約為5∶1，相比1#巖心其平均滲透率較低。2塊巖心的物性參數(shù)見表1。

2.3 實驗結(jié)果與分析

2.3.1 水定標結(jié)果

按上述實驗步驟進行巖心飽和水的動態(tài)定標，每隔一段驅(qū)替時長記錄對應的實驗數(shù)據(jù)，可得巖心飽和MnCl2水溶液過程中的核磁共振T2譜圖，如圖4所示。

表1 巖心物性參數(shù)Table 1 Physical property parameters of cores

圖4 飽和MnCl2水巖心的T2譜Fig. 4 T2 spectrum of the core saturated with MnCl2 water

從圖4（a）可以看出，MnCl2水溶液在1#均質(zhì)巖心大孔道中的T2譜峰位于1 ms位置。在飽和水初期，水信號增長較慢，而在中后期大幅增長。這從側(cè)面反映了在飽和水過程初期存在端部效應［10］，端部存在阻塞，影響MnCl2水溶液的注入。

圖4（b）為2#巖心飽和MnCl2水過程中的核磁共振T2譜圖。可以看出，巖心的T2譜峰面積在飽和水初期增長相對較快，而在飽和水后期則信號增長較慢，出現(xiàn)這種速度差是因為對于非均質(zhì)巖心來說，飽和水初期，水主要進入高滲層，隨著飽和水過程的進行，MnCl2逐步進入低滲層。

采用上述方法，可以采集得到設定好的5個時刻的1#均質(zhì)巖心的T2譜水峰面積，分別為640.00、1 356.60、1 618.49、2 764.48、9 647.39，對應的巖心含水質(zhì)量分別為0 g、0.69 g、1.04 g、2.45 g、13.13 g。通過擬合，可得如圖5所示的結(jié)果。擬合參數(shù)a水、b水分別為671.04和?0.36，S水 0為640，擬合結(jié)果的線性度較好(R2=0.997 8)，即1#均質(zhì)巖心的動態(tài)定標結(jié)果為

2#非均質(zhì)巖心水定標結(jié)果如圖6所示，可以得到關鍵參數(shù)分別為a水=313.21，b水=?0.098，S水 0=329.79。

圖6 2#巖心水定標擬合Fig. 6 Calibration fitting of water in 2# core

從圖5和圖6中還可以看出，對于均質(zhì)巖心，實驗初期存在測點較集中的問題，而對于非均質(zhì)巖心，測點主要集中在實驗后期。這與圖4反映的規(guī)律一致。

2.3.2 油定標結(jié)果

1#巖心對應的水驅(qū)油核磁共振T2譜如圖7（a）所示。可以看出，油峰中心位于中心頻率800 ms左右。水驅(qū)初期同樣存在信號增長緩慢的情況，這主要是由于開始時巖心孔隙被油填滿，水驅(qū)油時所遇阻力較大，從而阻礙水線推進。

如圖7（b）所示為2#巖心的水驅(qū)油核磁共振T2譜。從圖中可以看出，在飽和油時刻，在大孔道中MnCl2水溶液的T2弛豫譜峰的中心頻率發(fā)生輕微偏移，但是油峰并未發(fā)生偏移，說明非均質(zhì)巖心內(nèi)部束縛水在不同尺寸孔隙中分布不均勻。在驅(qū)替過程中，小孔隙與大孔隙內(nèi)的油被驅(qū)出，同樣存在驅(qū)替前期油、水峰面積變化較快，驅(qū)替后期變化較慢的規(guī)律。

圖7 巖心水驅(qū)油核磁共振T2譜Fig. 7 NMR T2 spectrum of the core in the process of water displacing oil

不同時刻的油峰面積和對應的含油體積如圖8所示。通過擬合，擬合參數(shù)a油、b油分別為1 118.9和0.32，S油 0為9 690.10，V油 0為11.92，相關系數(shù)R2=0.996 2，1#均質(zhì)巖心油定標結(jié)果為

圖8 1#巖心油定標擬合Fig. 8 Calibration fitting of oil in 1# core

2#巖心油定標結(jié)果如圖9所示。對應的定標關鍵參數(shù)a油、b油、S油0和V油0分別為579.09、0.042、1 664.20和3.62。由于低滲層含油量較少，當二次水驅(qū)油定標實驗進行到后期時，高滲層大部分含油驅(qū)出較為順利，低滲層含油較難驅(qū)出，會導致油定標后期測點集中。這種現(xiàn)象可以在未來的實驗中通過加大驅(qū)替流量來提高驅(qū)油效果，以及放寬后期測點時間間隔來改進。

圖9 2#巖心油定標擬合Fig. 9 Calibration fitting of oil in 2# core

3 現(xiàn)場應用

新疆油田X井區(qū)位于百口泉油田中部，1977年投入開發(fā)，主要經(jīng)歷了5個開發(fā)階段，目前綜合含水90.9%，采出程度27.8%。目前該井區(qū)注水壓力較高、采出液含水率較高。根據(jù)該油藏實際情況，為進一步提高該井區(qū)的采收率，準備進行泡沫驅(qū)前期先導實驗。為了評價所研發(fā)的YFP-2泡沫體系對X井區(qū)所在區(qū)塊油藏溫度和地層水礦化度的適應性，擬利用核磁共振驅(qū)替實驗對泡沫驅(qū)后剩余油分布特征進行評價。

根據(jù)動態(tài)定標實驗方法，隨機選取非均質(zhì)巖心3# (長度約9 cm，孔隙體積6.55 mL，孔隙度14.56%，滲透率為657×10?3μm2，級差5∶1)，開展驅(qū)替定標實驗，隨后依次進行二次水驅(qū)實驗和泡沫驅(qū)實驗。3#巖心的水、油定標實驗結(jié)果：二次水驅(qū)實驗共驅(qū)替0.5%MnCl2水30 PV；泡沫驅(qū)時采用500 mL起泡劑(0.5%CTAB表面活性劑+0.5%MnCl2)，調(diào)節(jié)氣體和液體流量使泡沫發(fā)生器生成穩(wěn)定的泡沫(實驗控制水體積流量恒定為1.0 mL/min，氣液比為2∶1)，待流量穩(wěn)定后泡沫驅(qū)10 PV，驅(qū)替過程中進行出口油體積計量(節(jié)點0.2 PV、0.5 PV、1.0 PV、2.0 PV、5.0 PV、10.0 PV)，并進行T2譜測試。2組實驗的結(jié)果見表2、表3。

通過表中內(nèi)容可知在水驅(qū)和泡沫驅(qū)過程中，測量得到的巖心含水質(zhì)量與根據(jù)定標結(jié)果計算的巖心含水質(zhì)量之間的最大誤差為0.07 g，平均誤差值約為0.06 g。測量所得出油體積與根據(jù)定標結(jié)果計算所得出油體積之間的誤差小于0.07 mL，平均誤差值約為0.043 mL，說明定標結(jié)果可以準確應用于泡沫體系YFP-2效果的評價實驗中。

表2 巖心含水T2譜換算結(jié)果與計量結(jié)果Table 2 The T2 spectrum conversion result of the water content of the core and the calculation result

表3 巖心出油T2譜換算結(jié)果與計量結(jié)果Table 3 The T2 spectrum conversion result of the oil content of the core and the calculation result

在此基礎上，利用3#巖心進行了YFP-2泡沫體系的驅(qū)油實驗，通過核磁共振圖像結(jié)果圖10可知，水驅(qū)過程中巖心中的油逐漸被驅(qū)替出巖心，通過出口計量可知，水驅(qū)1.0 PV后驅(qū)油效率為55.56%，此時出口產(chǎn)出液中含水率超過95%，停止水驅(qū)。然后進行泡沫驅(qū)，通過核磁共振圖像可知注入泡沫過程中泡沫的洗油和驅(qū)油作用比較明顯，泡沫驅(qū)初始階段巖心的前端驅(qū)油效率明顯提高，泡沫體系在巖心中心部位有一定的突進作用。泡沫驅(qū)0.6 PV后泡沫達到出口端，在出口端可以觀察到有明顯的泡沫產(chǎn)出，可見泡沫體系在整個巖心運移過程中穩(wěn)定性較好。泡沫驅(qū)1.0 PV后停止實驗，此時巖心中剩余油大部分滯留于巖心尾端的中上部。通過出口計量可知，泡沫驅(qū)1.0 PV后驅(qū)油效率為86.67%，泡沫驅(qū)提高采收率為31.11%，可見水驅(qū)結(jié)束后采用YFP-2泡沫體系可以明顯提高油藏的驅(qū)油效率。

圖10 泡沫驅(qū)水過程的NMR成像結(jié)果Fig. 10 NMR imaging result in the foam displacing water

實驗過程中核磁共振T2譜結(jié)果如圖11所示。由圖可知水驅(qū)和泡沫驅(qū)過程中油峰逐漸下降，這主要是因為水驅(qū)和泡沫驅(qū)過程中巖心中的油被逐漸驅(qū)替出巖心。通過T2譜也可以觀察到水驅(qū)后采用泡沫驅(qū)油峰進一步下降，而且下降幅度較大，說明泡沫驅(qū)有明顯的提高采收的作用。水峰表現(xiàn)為先上升，再下降。這主要是因為水驅(qū)初始階段巖心中的油逐漸被水取代，所以水峰上升；泡沫驅(qū)階段，油和水都被泡沫逐漸驅(qū)替出巖心，所以水峰逐漸下降。

圖11 泡沫驅(qū)油過程的核磁共振T2譜結(jié)果Fig. 11 NMR T2 spectrum in the process of foam displacing oil

4 結(jié)論

(1)研究表明，基于LF-NMR和巖心驅(qū)替實驗，可以獲得巖心中含水、含油質(zhì)量/體積與T2馳豫譜峰面積的對應關系，從而實現(xiàn)油、水動態(tài)定標。運用此定標結(jié)果可在后續(xù)巖心驅(qū)替實驗中，通過測試T2弛豫譜線直接換算出對應巖心中的油水質(zhì)量或體積變化量，從而確保后續(xù)實驗結(jié)果的準確性。

(2)油、水動態(tài)定標方法可在驅(qū)替實驗過程中進行，不會在定標過程中污染巖心，對后續(xù)實驗操作流程沒有影響，此動態(tài)定標方法同樣適合均質(zhì)和非均質(zhì)巖心。

(3)驅(qū)替實驗中存在的端部效應會影響定標取值的分布，而非均質(zhì)巖心低滲層部分含油較少，會造成油定標實驗后期出現(xiàn)測點集中的問題，可通過測點的經(jīng)驗設置來進行規(guī)避。