基于核磁共振技術的頁巖油潤濕性及其對原油動用特征的影響

肖文聯，楊玉斌，黃 矗，謝啟超，陳小東，曹潤榮，鄭玲麗，任吉田

（1.西南石油大學油氣藏地質及開發工程國家實驗室，四川成都610500；2.中國石油長慶油田分公司，陜西西安710018）

潤濕性是儲層巖石重要的特征參數之一，尤其是對于微納米孔喉發育、礦物組成復雜、具有顯著毛細管效應的儲層［1-3］。巖石潤濕性的客觀認識對儲層的采出程度、剩余油的分布、采收率的提高具有十分重要的意義［4-5］。隨著頁巖油等非常規油氣的勘探與開發，一些學者發現頁巖油儲層的潤濕性為水濕［6-7］，而部分學者認為是油濕［7-8］，油濕儲層和水濕儲層的原油動用特征大相徑庭。因此，研究頁巖油儲層潤濕性識別和評價的新方法，深化潤濕性對頁巖油儲層原油動用程度的認識是非常緊迫的科學技術問題。

自20 世紀30 年代以來，中外研究者在分析流體與巖石之間相互作用關系的基礎上，提出了多種評價巖石潤濕性的方法，其中USBM 方法和自吸法是目前室內實驗評價儲層巖石潤濕性最常用的方法［9-12］。但這2種方法不僅實驗周期較長，而且無法為測井技術所用［13］。而低場核磁共振（NMR）作為一種高效、無損、快速測量流體及其分布的技術，不僅廣泛應用于實驗室巖心分析［14-20］，同時也是一種重要的地球物理測井方法［21-23］。有學者也常用該項技術評價儲層巖石的潤濕性。HOWARD 基于不同含水飽和度下的一維核磁共振T2圖譜，建立了飽和水的弛豫移動與含水飽和度和潤濕性之間的關系［24］；FLEURY 等基于親油和親水的表面積定義評價巖樣潤濕性的一維NMR潤濕指數［25］，但這些方法需將油相和水相的弛豫信息完全分離。隨著二維核磁共振技術的出現和發展，擴散-弛豫（D-T2）和T1-T2二維圖譜成為解釋和評價儲層流體類型及分布的重要工具，MINH 等借助D-T2圖譜建立了一種潤濕性的表征方法，但該方法難以適用于具有極短弛豫組分信息的頁巖油儲層［26］，而利用T1-T2二維圖譜表征頁巖油儲層潤濕性的相關研究鮮有報道。

為此，筆者以鄂爾多斯盆地西233 區塊長7 段頁巖油儲層為研究對象，開展完全飽和水及束縛水狀態下的核磁共振T1-T2二維圖譜測試；在2 種狀態下T1-T2二維圖譜變化特征分析的基礎上，建立基于核磁共振T1-T2二維圖譜的潤濕性評價方法，并與基于核磁共振技術的自吸法潤濕性實驗評價結果對比分析，獲得儲層巖石的潤濕性；同時，完成平行巖樣基于核磁共振技術的巖心水驅油實驗，并結合簡化的毛細管數模型，分析潤濕性對鄂爾多斯盆地頁巖油動用特征的影響。

1 實驗巖樣

8 塊實驗巖樣取自鄂爾多斯盆地隴東地區西233區塊長7段頁巖油藏，且所有巖樣均從同一口井的相鄰位置鉆取，以保證巖樣的巖性及潤濕性等特征一致。其中1#和2#巖樣用于開展完全飽和水和束縛水狀態下的核磁共振T1-T2二維圖譜測試，3#，4#和5#巖樣用于開展基于核磁共振技術的自吸法潤濕性實驗［27］，6#，7#和8#巖樣用于開展基于核磁共振技術的巖心水驅油實驗，巖樣的具體物性參數見表1。

表1 實驗巖樣基本物性Table1 Basic physical properties of experimental rock samples

選取實驗巖樣的鑄體薄片和恒速壓汞實驗結果表明，巖樣的巖性為極細-細粒巖屑砂巖，巖屑主要包含石英巖巖屑、片巖巖屑、低副變質巖巖屑和粉砂巖巖屑；成巖作用主要表現為壓實、黏土礦物的轉化、交代作用及弱溶蝕作用；巖樣的孔隙欠發育，且以粒間孔和溶蝕孔為主（圖1a），孔隙形狀主要呈多邊形或三角形，孔隙半徑主要為80～430 μm，最大為510 μm（圖1b）；喉道主要以點狀孔喉為主，其平均喉道半徑為0.263 4 μm；巖樣整體連通性差，配位數為0～1個。

圖1 6#巖樣的鑄體薄片和恒速壓汞實驗分析結果Fig.1 Experiment results of cast thin section and constant rate mercury injection of sample 6#

2 潤濕性實驗

2.1 實驗器材

參照油藏巖石潤濕性測定方法［27］中自吸法的實驗流程設置潤濕性實驗裝置，主要包括巖心驅替系統、自吸瓶（最小分度值為0.02 mL）和核磁共振裝置（磁場強度為0.5 T、氫質子共振頻率為21.3 MHz）。

實驗用水分別為等礦化度模擬地層水（CaCl2溶液）和礦化度為55 000 mg/L的MnCl2水溶液（屏蔽巖心中水相的核磁共振信號）。實驗用油為煤油和白油混合的模擬油，其黏度約等于地層條件下原油的黏度，為1.5 mPa·s。

2.2 實驗步驟

主要目的為建立一種基于核磁共振T1-T2二維圖譜潤濕性評價的新方法，縮短室內評價潤濕性的實驗周期和實驗流程。為此，設計2 個潤濕性實驗方案，一個是基于核磁共振T1-T2二維圖譜測試的潤濕性實驗；另一個是為了對比驗證該方法的準確性，選取平行巖樣開展基于核磁共振技術的自吸法潤濕性實驗。

2.2.1 基于核磁共振T1-T2二維圖譜測試的潤濕性實驗

該實驗的具體步驟為：①將巖心抽真空至133 Pa，然后在20 MPa 下飽和模擬地層水（CaCl2溶液）48 h 以上，測量飽和水巖心的質量并計算其孔隙度（要求與氦孔隙度的相對偏差小于2%），測量巖樣完全飽和水狀態下的核磁共振T1-T2二維圖譜。②以實驗用油驅替飽和水的巖樣，建立束縛水飽和度，然后將巖樣浸沒在實驗用油中，在地層溫度下老化15 d，測量巖樣老化后的核磁共振T1-T2二維圖譜。

2.2.2 基于核磁共振技術的自吸法潤濕性實驗

該實驗的具體步驟為：①巖樣抽真空加壓飽和礦化度為55 000 mg/L的MnCl2水溶液。②用模擬油驅替飽和水的巖樣以建立束縛水飽和度，然后將巖樣在地層溫度下老化15 d，測量巖樣老化后的核磁共振T2譜曲線。③在自吸瓶中裝滿MnCl2水溶液，并將老化后的巖樣放入吸水儀中進行自吸水排油實驗；當吸水排油量連續24 h 穩定不變時結束自吸水排油實驗，測量自吸水排油量（Vo1）和巖樣的T2譜曲線。③用MnCl2水溶液驅替自吸水排油后的巖樣，直到巖樣出口端含水率達到99.95%時結束水驅油實驗，記錄水驅排油量（Vo2）和巖樣的T2譜曲線。④在吸油儀中裝滿模擬油，并將水驅油后的巖樣放入自吸瓶中進行自吸油排水實驗，當自吸油排水量連續24 h 穩定不變時結束實驗，記錄自吸油排水量（Vw1）與巖樣的T2譜曲線。⑤用模擬油驅替自吸油排水后的巖樣，直到巖樣出口端含油率為99.95%時結束驅替，記錄油驅排水量（Vw2）和巖樣的T2譜曲線。

2.3 實驗結果

2.3.1 基于核磁共振T1-T2二維圖譜實驗

由1#和2#巖樣在完全飽和水和束縛水狀態下的核磁共振T1圖譜、T2圖譜及T1-T2二維圖譜（圖2）可以看出，在完全飽和水狀態下，巖樣的T1-T2二維圖譜呈長條形展布，表明水與巖樣顆粒表面接觸面積較大，且核磁共振縱向弛豫時間T1主要分布在1～200 ms，核磁共振弛豫時間T2為1～200 ms，T1/T2值為1～100，部分T1/T2值超過100。油驅之后，T1-T2二維圖譜出現3 個信號峰，右上角長弛豫時間對應的（T2大于30 ms，T1大于100 ms）為油峰，原因為孔喉半徑越大對應的毛細管阻力越小，因此油驅水過程中油相將優先賦存于大孔喉（對應長T2）；通常膠質等固體成分會表現出T2更短，因此膠質成分的T1/T2值較大，T2小于2 ms 的部分對應巖樣中的膠質成分；T2為2～20 ms（T1為10～100 ms）對應的為束縛水。3 個信號峰的T1/T2值不同，油峰的T1/T2值為3～10，束縛水峰的T1/T2值為10～50，膠質對應的峰值主要集中在100以上。

圖2 巖樣完全飽和水和束縛水狀態下的核磁共振T1-T2二維圖譜Fig.2 Two-dimensional NMR T1-T2 maps of rock samples in fully saturated water and irreducible water states

2.3.2 基于核磁共振技術的自吸法潤濕性實驗

由于在實驗過程中，實驗用水是無信號的Mn-Cl2溶液，因此獲取的T2譜曲線僅代表油相信號；T2譜曲線的變化反映的是實驗巖樣中油相的變化。圖3 展示了3#，4#和5#巖樣在自吸法潤濕性實驗過程中的核磁共振T2譜，可以看出束縛水狀態下（自吸水排油前），3 塊實驗巖樣的T2譜呈現單峰特征，且峰值對應的弛豫時間約為30 ms；在自吸水排油后、水驅油后、自吸油排水后和油驅水后，核磁共振的T2譜曲線形態未發生顯著變化，僅為面積的增加或減小，且變化主要集中在1～1 000 ms。此外，通過進一步對比不同狀態下的核磁共振T2譜的面積發現（面積變化幅度越大，說明巖樣中產油量或增油量越多），3 塊巖樣的水驅油量大于油驅水量；自吸油排水量大于自吸水排油量，且主要發生在弛豫時間為1～100 ms 對應的孔喉中。在油驅水過程中核磁共振T2譜面積變化很小，這一方面表明油驅水量很小，另一方面也說明采用常規的計量儀器很難準確獲取該部分的體積，通過3 塊巖樣計量獲取的不同狀態下對應的產油量和產水量也印證了這一認識（表2）。

表2 基于核磁共振技術的自吸法潤濕性實驗過程中核磁共振面積法與讀數計量產油量、產水量及其潤濕性評價結果Table2 Results of oil production，water production and wettability measured by NMR area method and reading during spontaneous imbibition wettability experiments based on NMR technology

3 基于核磁共振技術的巖心水驅油實驗

3.1 實驗器材

構建的水驅油核磁共振實驗裝置主要包括巖心夾持器、中間容器、核磁共振儀、高精度驅替泵等。依據所選區塊的生產壓力、井距等資料，確定巖心水驅油實驗的驅替壓差為1.8 MPa。

實驗用水為礦化度為55 000 mg/L的MnCl2水溶液；實驗用油為煤油與白油混合的模擬油，其黏度約等于地層條件下原油的黏度，為1.5 mPa·s。

3.2 實驗流程

參照GB/T 28912—2012［28］進行巖心水驅油實驗，主要實驗步驟為：①將巖樣抽真空至133 Pa，然后在20 MPa 下飽和實驗水（MnCl2溶液）48 h 以上，測量飽和水巖樣的質量并計算其孔隙度（要求與氦孔隙度的相對偏差小于2%）。②以實驗用油驅替飽和水的巖樣，確定束縛水飽和度，然后將巖樣浸沒在實驗用油中，在地層溫度下老化15 d 后測定老化后巖樣的T2譜曲線，且核磁測試參數與自吸法潤濕性實驗所用參數一致。③將巖樣放入巖心夾持器中，在驅替壓差為1.8 MPa 下進行水驅油實驗，記錄驅替過程中累積產水量、累積產油量、驅替壓力和驅替時間。當驅替至30 PV 后停止，取出巖樣測量其質量和T2譜曲線。

為確保實驗結果的準確性，在自吸法潤濕性實驗和水驅油實驗過程中，每次測量核磁共振T2譜之前，需對核磁共振裝置進行定標。

3.3 實驗結果

3 塊巖樣在束縛水狀態下（即水驅油之前）的核磁共振T2譜曲線均呈現雙峰特征（圖4a—4c），其中8#巖樣在短弛豫時間（T2為0.01～3.41 ms）和長弛豫時間（T2為3.41～394.87 ms）對應的信號幅度峰值相同；而6#和7#巖樣的短弛豫時間（T2為0.01～5.94 ms）對應的信號幅度峰值低于長弛豫時間（T2為3.63～1 000 ms）的峰值。這說明原油在這兩類儲層巖樣中的分布表現出較強的非均勻性；另一方面，相對于7#和8#巖樣，6#巖樣中的原油主要賦存于更小的孔喉空間。在壓差為1.8 MPa狀態下驅替后，這兩類巖樣核磁共振信號幅度峰值的降低均來自于T2大于3.0 ms 以上對應的孔喉。同時，驅替后3 塊巖樣的T2弛豫時間小于1.0 ms的信號量有所增加。

4 儲層巖石潤濕性表征

親水性較強的巖樣在飽和油后束縛水分布于細微孔喉及較大孔喉表面，而非潤濕的油相則分布于孔喉中央，油與孔喉表面的作用力明顯較弱，其在巖石孔喉中不反映液固之間的相互作用，幾乎呈現自由流體狀態。根據核磁共振表面弛豫原理，含氫流體與孔喉表面的相互作用力越強，其弛豫時間越短，反之則弛豫時間越長［29-30］。因此，非潤濕的油相分布于弛豫時間較長的部分，而潤濕流體水相則分布在弛豫時間較短的部分；當巖樣親油時，潤濕流體油相分布于較大孔喉表面且與孔喉表面的相互作用力很強，必然導致部分油相的弛豫時間縮短，水相弛豫時間變長，宏觀上則表現為飽和油狀態下水相的核磁共振圖譜較完全飽和水的核磁共振圖譜向右偏移?；谏鲜鲈?，通過分析完全飽和水和束縛水狀態下水相的核磁共振圖譜的弛豫信息及其變化可快速評價儲層巖樣的潤濕性。此外，T2和T1均可反映巖樣中流體與孔喉表面的相互作用力強弱，其計算公式如下：

通過對比（1）式和（2）式發現，在忽略流體弛豫時間的情況下，橫向弛豫時間仍受擴散弛豫時間的影響，無法準確地反映流體與孔喉壁面之間的表面弛豫特征。而T1譜由于不受擴散弛豫時間的影響，因此更適合用來研究表面弛豫，以表征流體與孔喉壁面的作用力強度。

基于上述原理，筆者提取2 塊巖樣在完全飽和水和束縛水狀態下的水相核磁共振T1譜（圖5），可以看出油驅以后，2 塊巖樣的核磁共振T1譜短弛豫部分的信號幅度明顯減?。?～10 ms），其核磁共振T1譜整體向右偏移。這種現象表明，油驅水后，水與孔喉壁面的作用力強度明顯降低，反映出自由流體的弛豫特征，因此2塊巖樣總體應表現為油濕特性。為進一步驗證這一結果，筆者結合核磁共振技術測試了3 塊平行巖樣相對潤濕指數，并且為了避免常規計量裝置帶來的計量誤差，采用水滲吸、水驅油、油滲吸和油驅水不同階段的核磁共振T2譜來計算水濕指數和油濕指數［31］：

圖5 巖樣完全飽和水和束縛水狀態下水相的核磁共振T1譜Fig.5 NMR T1 maps of water of rock samples in fully saturated water and irradiated water states

基于（3）式—（5）式及巖樣在4個不同階段的核磁共振T2譜曲線，分別計算得到3 塊巖樣的相對潤濕指數為-0.90，-0.51 和-0.67（表2），對應的潤濕性表現為油濕特征，這與基于完全飽和水和束縛水狀態下的核磁共振T1-T2二維圖譜分析的結果一致。因此，通過測試完全飽和水和束縛水狀態下水相信號的核磁共振T1-T2二維圖譜的變化，并分析評價2種狀態下水相核磁共振T1譜的弛豫信息及變化特征，可有效地評價儲層巖樣的潤濕性；同時，該方法也縮短了自吸法潤濕性實驗的周期，具有較高的實用性。

5 潤濕性對油水兩相流動特征的影響

通過新方法評價隴東地區西233 區塊長7 段頁巖油儲層巖樣的潤濕性，表現為油濕，這勢必導致該地區在水驅油過程中儲層孔喉中流體的流動規律和最終采收率與常規水濕儲層的差異較大。為此，進一步選取平行巖樣開展基于核磁共振技術的巖心水驅油實驗，分析評價油濕條件下原油在孔喉空間中的流動特征。

基于核磁共振基本原理將（1）式簡化為T2與r之間的關系［32］。同時，結合目前獲取轉換系數C的方法（將毛細管壓力曲線和核磁共振T2譜轉換至同一坐標軸條件下進行刻度對比，從而求得轉換系數［33］）與恒速壓汞實驗結果，確定6#巖樣的轉換系數。由于開展巖心水驅油實驗的3塊巖樣來自相同井的相鄰位置，因此6#巖樣的轉換系數也可用于7#和8#巖樣。此外，基于實驗巖樣的孔喉分布和儲層巖石孔喉劃分標準［33］，將本次實驗巖樣的孔喉根據大小分為3 類：孔喉半徑小于3.05 μm 為小孔喉，3.05～30.05 μm 為中等孔喉，大于30.05 μm 為大孔喉。

基于實驗巖樣中原油在束縛水和1.8 MPa 驅替壓力狀態下的賦存特征，計算得到巖樣的不同孔喉區間中的原油賦存特征和驅油效率。在束縛水狀態下，巖樣中的原油主要賦存在中等孔喉和小孔喉，其中中等孔喉中原油占30.01%～44.88%，小孔喉中原油占28.91%～42.88%，大孔喉中原油含量較少，僅占21.37%～27.12%；水驅油過程中，儲層巖樣中優先動用中等-大孔喉中的原油，其中中等孔喉中原油的采出程度為53.44%，大孔喉中的采出程度在62.34%以上，這與YANG 等的研究成果一致［32］。究其原因為筆者采用的注水毛細管數約為1.9×10-7（毛細管數為黏滯力與毛細管壓力的比值，對應壓降Δp為1.8 MPa），這遠小于以往學者對于低毛細管數的界定（通常認為毛細管數低于10-6為低毛細管數），且實驗巖樣的潤濕性表現為油濕特征。因此在水驅油過程中，毛細管壓力占主導作用，且表現為阻力。根據毛細管壓力的定義公式［34］：

較大孔喉半徑對應的毛細管壓力較小，因此注入水優先動用毛細管阻力較小的中等-大孔喉中的原油，毛細管阻力較大的小孔喉則被注入水繞過形成剩余油。同時該實驗結果也給予了啟示，即對于油濕儲層如何提高小孔喉的動用效果對提高水驅采收率至關重要。

先前學者也發現通過增加毛細管數的方式可以有效提高中等-小孔喉的動用效果［35］，但其忽略了潤濕性的影響。實際上通過簡化的毛細管數理論模型可以發現，對于油濕儲層，在增加注入水毛細管數的同時逐漸改變儲層巖石的潤濕性，使其油濕特征逐漸減弱，黏滯力相對于毛細管力對流體的控制作用逐漸增強，注入水更易沿著小孔喉流動，進而小孔喉的動用效果更佳。假設注入水進入孔喉半徑為r1的孔喉空間，且油相黏度為1.5 mPa·s，水相黏度為1 mPa·s，則其孔喉兩端的壓降可以表示為：

通過（7）式計算獲取不同注入水毛細管數和不同接觸角（即不同潤濕性）下黏滯力引起的壓降以及毛細管阻力引起的壓降和總壓降，其計算結果見表3?？梢钥闯?，隨著注入水的毛細管數增加和接觸角的減?。ㄓ蜐裉卣髦饾u減弱），黏滯力壓降對總壓降的貢獻程度逐漸增加，且這種現象在較小孔喉中表現得尤為明顯。這表明隨著注入水的毛細管數逐漸增加和巖石潤濕性逐漸偏向于水濕，黏滯力對水驅油過程的控制作用增強，較小孔喉可能成為優勢流動通道，該結果和ZHAO 等通過實驗觀察得到的結果一致［35］。

表3 不同潤濕性和毛細管數下黏滯力、毛細管力壓降及總壓降統計Table3 Statistics of viscous force，capillary pressure drop，and total pressure drop under different wettability and capillary numbers

因此，對于潤濕性表現為油濕特征的隴東地區西233 區塊長7 段頁巖油藏，可以首先通過增加注入的毛細管數和改變儲層巖石的潤濕性，使其油濕特征逐漸減弱，以提高小孔喉的整體動用效果，然后利用低毛細管數開采中大孔喉空間中的原油的水驅開發策略，以提高各級孔喉的動用效果。

6 結論

潤濕性是決定儲層油水分布的重要特征，對油氣開采具有重要意義。研究結果表明：①通過對比完全飽和水和束縛水狀態下的T1-T2二維圖譜及其變化特征可以獲取流體與孔喉表面相互作用信息，進而實現巖樣的潤濕性評價。②注入毛細管數和潤濕性是影響頁巖油儲層水驅油效率的關鍵因素。因此，對于頁巖油藏水驅油過程而言，增大注入毛細管數的同時降低儲層巖石的油濕特征，可顯著提高各級孔喉中原油的動用程度。

巖石潤濕性及其對滲流特征的影響機制十分復雜且受多重因素影響。在后續研究工作中，將探索核磁共振T1-T2二維圖譜評價潤濕性的理論基礎及其定量表征方法，進而開展不同潤濕性和注入壓力下的水驅油實驗，構建儲層特征、潤濕性和注入毛細管數的三角圖版，以進一步驗證和豐富已有研究成果。

符號解釋

C——轉換系數，μm/ms；

Df——流體的擴散系數，μm2/ms；

G——磁場梯度，G/cm；

I——相對潤濕性指數；

L——孔喉長度，μm；

Δp——孔喉兩端的壓降，Pa；

pc——毛細管壓力，Pa；

r——毛細管半徑，μm；

r1——孔喉半徑，μm；

S——巖石孔喉內表面積，μm2；

ΔSw1——飽和油和水自發滲吸結束狀態下核磁共振T2譜之間的區域面積；

ΔSw2——水自發滲吸結束與水驅油狀態下核磁共振T2譜之間的區域面積；

ΔSw3——水驅殘余油和油自發滲吸結束狀態下核磁共振T2譜之間的區域面積；

ΔSw4——油自發滲吸結束與油驅水狀態下核磁共振T2譜之間的區域面積；

T1——縱向弛豫時間，ms；

T1B——流體的縱向體弛豫時間，ms；

T1S——流體的縱向表面弛豫時間，ms；

T2——橫向弛豫時間，ms；

T2B——流體的橫向體弛豫時間，ms；

T2D——流體的橫向擴散弛豫時間，ms；

T2S——流體的橫向表面弛豫時間，ms；

TE——回波間隔，ms；

v1——注入水的滲流速度，μm/s；

V——巖石孔喉體積，μm3；

Vo1——自吸水排油量，mL；

Vo2——水驅排油量，mL；

Vw1——自吸油排水量，mL；

Vw2——油驅排水量，mL；

Wo——油濕指數；

Ww——水濕指數；

ρ——表面弛豫率，μm/ms；

γ——氫原子核的磁旋比，MHz/T；

σ——油水界面張力，mN/m；

θ——接觸角，（°）。