低滲透復(fù)雜潤(rùn)濕性?xún)?chǔ)集層核磁共振特征

馮程，石玉江，郝建飛，王振林，毛志強(qiáng)，李高仁，姜志豪（. 中國(guó)石油大學(xué)（北京）克拉瑪依校區(qū)石油學(xué)院，新疆克拉瑪依 8000；. 中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田公司，西安 7008；. 中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院中東研究所，北京0008；. 新疆油田公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，新疆克拉瑪依 8000；. 中國(guó)石油大學(xué)（北京）北京市地球探測(cè)與信息技術(shù)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 09）

低滲透復(fù)雜潤(rùn)濕性?xún)?chǔ)集層核磁共振特征

馮程1，石玉江2，郝建飛3，王振林4，毛志強(qiáng)5，李高仁2，姜志豪5
（1. 中國(guó)石油大學(xué)（北京）克拉瑪依校區(qū)石油學(xué)院，新疆克拉瑪依 834000；2. 中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田公司，西安 710018；3. 中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院中東研究所，北京100083；4. 新疆油田公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，新疆克拉瑪依 834000；5. 中國(guó)石油大學(xué)（北京）北京市地球探測(cè)與信息技術(shù)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249）

以鄂爾多斯盆地三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng)8段樣品為例，對(duì)低滲透復(fù)雜潤(rùn)濕性?xún)?chǔ)集層核磁共振T2（橫向馳豫時(shí)間）譜進(jìn)行了研究。選取異常高電阻率和正常電阻率巖心樣品，設(shè)計(jì)并測(cè)量了不同潤(rùn)濕性和含水飽和度下樣品的T2譜、接觸角以及Amott潤(rùn)濕指數(shù)。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，正常電阻率巖心100%含水T2譜反映水的表面弛豫；異常高電阻率巖心洗油后對(duì)應(yīng)的T2譜為單峰寬譜，由水的表面弛豫和體積弛豫組成，表明其洗油后也并未完全親水。油驅(qū)水至束縛水后，正常電阻率巖心的T2譜表現(xiàn)為常見(jiàn)的雙峰特征；異常高電阻率巖心的T2譜（未老化和老化后）均與其在100%含水狀態(tài)下T2譜基本一致。這反映出油驅(qū)水至束縛水過(guò)程中，該部分巖心的潤(rùn)濕性向親油方向的轉(zhuǎn)變已基本完成，老化過(guò)程對(duì)其改變很小。水驅(qū)油至殘余油后，異常高電阻率巖心的T2譜均表現(xiàn)為3峰特征，其中，短弛豫時(shí)間峰為束縛水的表面弛豫，中等弛豫時(shí)間峰基本反映殘余油的表面弛豫和體積弛豫，長(zhǎng)弛豫時(shí)間峰基本反映大孔隙中水的表面弛豫和體積弛豫。圖5表2參16

低滲透儲(chǔ)集層；核磁共振；弛豫機(jī)制；潤(rùn)濕性；T2譜

引用：馮程, 石玉江, 郝建飛, 等. 低滲透復(fù)雜潤(rùn)濕性?xún)?chǔ)集層核磁共振特征[J]. 石油勘探與開(kāi)發(fā), 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世紀(jì) 90年代以來(lái)，核磁共振 T2（橫向弛豫時(shí)間）譜被廣泛應(yīng)用于地層評(píng)價(jià)，尤其是孔隙結(jié)構(gòu)評(píng)價(jià)[1-4]。然而，核磁共振測(cè)井受其響應(yīng)機(jī)理的制約，當(dāng)儲(chǔ)集層潤(rùn)濕性發(fā)生劇烈變化時(shí)，其T2譜的分布規(guī)律復(fù)雜，給孔隙結(jié)構(gòu)評(píng)價(jià)帶來(lái)了很大困難。Al-Mahrooqi等針對(duì)砂巖巖心設(shè)計(jì)了核磁共振T2譜和老化實(shí)驗(yàn)，證明了T2譜可以用于確定巖石的流體分布以及評(píng)價(jià)儲(chǔ)集層的潤(rùn)濕性[5]。Looyestijn和Hofman基于大量巖心實(shí)驗(yàn)結(jié)果，在假設(shè)儲(chǔ)集層含水飽和度和潤(rùn)濕性均是孔隙半徑函數(shù)的基礎(chǔ)上，對(duì)核磁共振T2譜進(jìn)行正演模擬，實(shí)現(xiàn)了對(duì)潤(rùn)濕性的定量判定[6]。近年來(lái)，隨著低滲透致密砂巖以及頁(yè)巖油氣成為勘探開(kāi)發(fā)重點(diǎn)，同時(shí)，針對(duì)這幾類(lèi)儲(chǔ)集層的巖石物理實(shí)驗(yàn)越來(lái)越難，越來(lái)越多的研究人員更愿意利用核磁共振T2譜對(duì)其潤(rùn)濕性進(jìn)行分析和評(píng)價(jià)[7]。

本文研究樣品采自中國(guó)鄂爾多斯盆地西部三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng)8段，屬深湖相沉積，埋深普遍大于2 000 m。經(jīng)歷了長(zhǎng)時(shí)間成巖作用的改造，作為主要成巖礦物的綠泥石，除了以膠結(jié)物的形式充填于孔隙，還以薄膜的形式附著在巖石顆粒的表面，形成了厚度不一的綠泥石膜。成藏時(shí)期，原油進(jìn)入儲(chǔ)集層，吸附于富含鐵的綠泥石膜上，從而導(dǎo)致研究區(qū)部分儲(chǔ)集層表現(xiàn)出明顯的親油潤(rùn)濕性[8]。為了弄清研究區(qū)復(fù)雜潤(rùn)濕性條件下核磁共振的橫向弛豫機(jī)制，本文圍繞實(shí)驗(yàn)研究及數(shù)據(jù)分析，對(duì)所選樣品的核磁共振T2譜和潤(rùn)濕性實(shí)驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行了分析與討論，以期對(duì)低滲透復(fù)雜潤(rùn)濕性?xún)?chǔ)集層孔隙結(jié)構(gòu)及含油性評(píng)價(jià)提供一定借鑒。

1 實(shí)驗(yàn)樣品、方法及流程

1.1 實(shí)驗(yàn)樣品

眾所周知，所有的儲(chǔ)集巖最初形成時(shí)都被認(rèn)為是親水的[9]，核磁共振 T2譜能夠有效地被用于反映儲(chǔ)集層的孔隙結(jié)構(gòu)[1-4]。當(dāng)儲(chǔ)集巖逐漸變?yōu)橛H油潤(rùn)濕性時(shí)，其電阻率相對(duì)同等條件下的親水儲(chǔ)集巖會(huì)變得異常高[9]，且此時(shí)核磁共振T2譜不能反映孔隙結(jié)構(gòu)[10]?；谏鲜稣J(rèn)識(shí)，本文選取了典型異常高電阻率（A1—A3、A9—A10）和正常電阻率巖心（A4—A8）進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，并將部分巖心切取薄片，測(cè)量潤(rùn)濕接觸角。所有巖心都為砂巖，膠結(jié)良好，巖心直徑為2.5 cm，長(zhǎng)度在4 cm左右，孔隙度和滲透率分布范圍分別為 3.85%～19.00%和（0.03～20.40）×10-3μm2，其中滲透率主要位于1×10-3μm2以下。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法及流程

本次實(shí)驗(yàn)測(cè)量的項(xiàng)目主要包括：不同潤(rùn)濕性和含水飽和度下的核磁共振T2譜、接觸角以及Amott潤(rùn)濕指數(shù)。其中，所有的核磁共振T2譜均由英國(guó)牛津儀器公司生產(chǎn)的MARAN DRX2核磁實(shí)驗(yàn)儀測(cè)量，等待時(shí)間為6 s，回波間隔為0.2 ms。潤(rùn)濕接觸角利用德國(guó)制造的實(shí)驗(yàn)儀器EASYDROP DSA20測(cè)量，測(cè)量中使用的固體和兩相流體分別為巖石、空氣和水。根據(jù)地下原油的實(shí)際黏度，將地層原油和航空煤油按照一定比例進(jìn)行混合，配制相同黏度的實(shí)驗(yàn)用油。實(shí)驗(yàn)用水為配制的濃度為30 g/L的NaCl溶液，該礦化度為研究區(qū)地層水的平均礦化度。由于采用 Amott方法測(cè)量潤(rùn)濕指數(shù)[11]，實(shí)驗(yàn)過(guò)程中需要對(duì)巖心進(jìn)行老化處理，即通過(guò)長(zhǎng)時(shí)間模擬地層條件，將巖心的潤(rùn)濕性恢復(fù)至原始地層狀態(tài)。老化過(guò)程中，首先將油驅(qū)水至束縛水后的巖心放置在充滿(mǎn)實(shí)驗(yàn)用油的夾持器中，并利用烘箱模擬實(shí)際地層溫度（70 ℃）和壓力（25 MPa），老化時(shí)間達(dá)38 d。前人研究巖心老化時(shí)間時(shí)指出，當(dāng)老化時(shí)間達(dá)到15 d后，巖石-流體系統(tǒng)能夠達(dá)到潤(rùn)濕平衡狀態(tài)[12]，這表明本次實(shí)驗(yàn)的老化時(shí)間足夠長(zhǎng)。

圖1 不同狀態(tài)下核磁共振T2譜實(shí)驗(yàn)流程

為了能夠更加清楚全面地認(rèn)識(shí)低滲透復(fù)雜潤(rùn)濕性?xún)?chǔ)集層核磁共振的橫向弛豫機(jī)制，本次實(shí)驗(yàn)針對(duì)異常高電阻率巖心設(shè)計(jì)了兩組（老化和未老化）對(duì)比核磁共振T2譜測(cè)量，正常電阻率巖心設(shè)計(jì)了一組（未老化）核磁共振T2譜測(cè)量，實(shí)驗(yàn)流程如圖1所示。測(cè)量的核磁共振T2譜共包括6種不同的狀態(tài)：原始巖心洗油后的離心 T2譜、100%飽和實(shí)驗(yàn)用水的 T2譜、油驅(qū)水至束縛水（未老化）的T2譜、油驅(qū)水至束縛水（老化后）的T2譜、水驅(qū)油至殘余油（未老化）的T2譜、水驅(qū)油至殘余油（老化后）的T2譜。另外，為盡可能準(zhǔn)確地分析原油和地層水在巖心樣品中的橫向弛豫機(jī)制，還分別測(cè)量了實(shí)驗(yàn)用油和水的體積弛豫T2譜。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果

實(shí)驗(yàn)用水和油的核磁共振T2譜測(cè)量結(jié)果如圖2a、2b所示，NaCl溶液的T2譜信號(hào)主要集中在1 s左右，而模擬油的T2譜分布較寬，從10 ms至600 ms都有明顯的信號(hào)，主峰位于200 ms左右。

異常高電阻率巖心測(cè)量得到的不同狀態(tài)的核磁共振 T2譜十分復(fù)雜，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖 2c—2h所示，巖心A1的孔隙度和滲透率分別為9.44%和0.18×10-3μm2。圖2c為原始巖心洗油后的離心T2譜，主要分布在20 ms以下；圖2d為100%飽和實(shí)驗(yàn)用水的T2譜，表現(xiàn)為單峰寬譜型，分布范圍很寬（0.2～800 ms），單峰位于60 ms左右，T2幾何均值為20.28 ms；圖2e、2f分別為油驅(qū)水至束縛水（未老化和老化后）后測(cè)量的T2譜，兩者無(wú)論從T2譜形態(tài)還是分布均無(wú)明顯變化，并且，與圖2d中100%飽和實(shí)驗(yàn)用水的T2譜也基本一致；圖2g、2h分別為水驅(qū)油至殘余油（未老化和老化后）后測(cè)量的T2譜，兩者的形態(tài)和分布均相似，無(wú)明顯差異，均表現(xiàn)出 3峰特征，其中，短弛豫時(shí)間峰與離心譜重合，中間弛豫時(shí)間峰位于10～40 ms，長(zhǎng)弛豫時(shí)間峰位于200～600 ms。

圖2 巖心A1不同狀態(tài)下的核磁共振T2譜

正常電阻率巖心測(cè)量得到的核磁 T2譜則相對(duì)簡(jiǎn)單，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖3所示。巖心A4的孔隙度和滲透率分別為8.89%和0.19×10-3μm2。圖3a、3b分別為實(shí)驗(yàn)用水和油的體積弛豫T2譜，圖3c為原始巖心洗油后的離心T2譜，與巖心A1的離心T2譜相似，主要分布在20 ms以下；圖3d為100%飽和實(shí)驗(yàn)用水的T2譜，其也表現(xiàn)為單峰特征，主峰位于10 ms左右，T2幾何均值為14.48 ms；圖3e為油驅(qū)至束縛水（未老化）后的T2譜，表現(xiàn)為明顯的雙峰特征，短弛豫時(shí)間峰與離心譜重合，長(zhǎng)弛豫時(shí)間峰與實(shí)驗(yàn)用油的體積弛豫T2譜基本重合，這種分布特征與理論上親水儲(chǔ)集層油驅(qū)至束縛水（未老化）后的T2譜一致[13]。

圖3 巖心A4不同狀態(tài)下的核磁共振T2譜

洗油后，對(duì)其中8塊巖心進(jìn)行了接觸角實(shí)驗(yàn)測(cè)量，其中，A1、A2、A3樣品為異常高電阻率巖心，其他的為正常電阻率巖心。實(shí)驗(yàn)結(jié)果如表 1所示，異常高電阻率巖心洗油后的潤(rùn)濕接觸角分布在60°左右，正常電阻率巖心則處于40°左右。按照Anderson提出的潤(rùn)濕性分類(lèi)標(biāo)準(zhǔn)[14]，異常高電阻率巖心洗油后的潤(rùn)濕性主要位于水潤(rùn)濕和中性潤(rùn)濕的分界處，正常電阻率巖心則表現(xiàn)出水潤(rùn)濕性。

老化后，對(duì)其中 4塊異常高電阻率巖心測(cè)量了Amott潤(rùn)濕性，Amott潤(rùn)濕指數(shù)計(jì)算結(jié)果如表2所示。表2顯示，異常高電阻率巖心測(cè)量得到的Amott潤(rùn)濕指數(shù)分布在 0～0.18，根據(jù) Anderson提出的潤(rùn)濕性分類(lèi)標(biāo)準(zhǔn)[14]，這4塊巖心的Amott潤(rùn)濕性測(cè)量結(jié)果均為中性潤(rùn)濕。

表1 潤(rùn)濕接觸角實(shí)驗(yàn)結(jié)果

表2 Amott潤(rùn)濕指數(shù)實(shí)驗(yàn)結(jié)果

3 分析與討論

3.1 離心譜分析

本次實(shí)驗(yàn)中使用的巖心直徑為 2.5 cm，長(zhǎng)度為 4 cm左右，顆粒密度相近，從而其質(zhì)量相近。同時(shí)，離心過(guò)程中轉(zhuǎn)速相同，可以推知離心過(guò)程中的離心力相近。而離心力可以看作是毛管力的反向作用力，對(duì)于同一層系的巖心而言，相近的離心力使得內(nèi)部剩余的束縛水所占孔隙的半徑分布在一個(gè)相近的范圍內(nèi)。

假設(shè)所有巖心的束縛水所占據(jù)的孔隙均表現(xiàn)為親水特征，則其測(cè)得的離心譜應(yīng)反映水的表面弛豫特征。同時(shí)假設(shè)這部分孔隙為近似球形，由于孔隙半徑分布范圍相近，則其比表面S/V也應(yīng)該在相近的分布范圍。由于巖性相似，表面弛豫強(qiáng)度ρ也相近。因此所有巖心的離心譜應(yīng)該分布在一個(gè)相近的T2時(shí)間范圍內(nèi)。

由圖2和圖3展示的典型實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)可知，無(wú)論異常高電阻率還是正常電阻率巖心，離心譜均主要分布在20 ms以下，巖心A1和A4離心譜的T2幾何均值分別為4.17 ms和4.78 ms，兩者無(wú)論從形態(tài)還是數(shù)值上比較，都沒(méi)有明顯區(qū)別。這表明所有巖心在束縛水所占據(jù)的孔隙部分均表現(xiàn)為水潤(rùn)濕性。從而說(shuō)明，巖心樣品洗油后的離心T2譜反映水的表面弛豫。

3.2 100%含水譜分析

圖2a、3a為實(shí)驗(yàn)用水的體積弛豫T2譜，圖2d、3d分別為異常高電阻率巖心A1和正常電阻率巖心A4 的100%飽和實(shí)驗(yàn)用水的T2譜。巖心A1和A4的孔隙度分別為9.44%和8.89%，滲透率分別為0.18×10-3μm2和0.19×10-3μm2。兩塊巖心的物性條件相似，由此可推斷其孔隙結(jié)構(gòu)條件相近。然而，實(shí)際測(cè)量得到的100%含水譜卻明顯不同，同樣是單峰譜，巖心 A1的峰值位于80 ms左右，T2幾何均值為20.28 ms；巖心A4的峰值卻僅僅位于10 ms左右，T2幾何均值為14.48 ms，核磁T2譜顯示巖心A1的孔隙結(jié)構(gòu)明顯好于巖心A4。通過(guò)表1可知，巖心A1和A4洗油后測(cè)量的潤(rùn)濕接觸角分別為63.30°和39.14°，這表明此時(shí)巖心A4表現(xiàn)出親水潤(rùn)濕性，而巖心A1則表現(xiàn)出親水偏中性潤(rùn)濕性，出現(xiàn)上述矛盾是因?yàn)锳1巖心100%飽和實(shí)驗(yàn)用水狀態(tài)下測(cè)量得到的核磁共振T2譜不能完全反映孔隙結(jié)構(gòu)。表1中所有巖心樣品對(duì)應(yīng)的 100%含水 T2譜測(cè)量結(jié)果如圖4所示。圖4中巖心A1、A2和A3是異常高電阻率巖心，其100%含水T2譜主峰位于50～300 ms，T2幾何均值在20～51 ms。巖心A4—A8是正常電阻率巖心，其 100%含水 T2譜整體偏向短弛豫時(shí)間，主峰基本在10 ms或以下，T2幾何均值為3～15 ms。表1中異常高電阻率巖心洗油后測(cè)量的接觸角反映出其對(duì)應(yīng)的潤(rùn)濕性位于水潤(rùn)濕和中性潤(rùn)濕的分界處，測(cè)量的100%含水T2譜也與正常電阻率巖心譜的分布、峰值和幾何均值完全不同，表明其T2譜已經(jīng)不能完全反映巖心的孔隙結(jié)構(gòu)。

圖4 A1—A8巖心100%含水核磁共振T2譜

綜上所述，異常高電阻率巖心洗油后仍然不完全親水，測(cè)量的 100%含水核磁 T2譜包含束縛水的表面弛豫、自由水的表面弛豫和體積弛豫，而正常電阻率巖心洗油后依然親水，測(cè)量的 100%含水核磁 T2譜主要由水的表面弛豫組成，反映巖心的孔隙結(jié)構(gòu)。

此前的研究成果基本上認(rèn)為親油巖心洗油后、老化前表現(xiàn)為親水潤(rùn)濕性[14]，但是本次實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，對(duì)于綠泥石膜吸附原油導(dǎo)致的低滲透親油潤(rùn)濕性巖心，即使洗油以后也不會(huì)完全親水，故推測(cè)部分油膜已經(jīng)成為一種巖石的結(jié)構(gòu)組分，無(wú)法被完全清洗干凈。

3.3 巖心潤(rùn)濕性變化及多期成藏對(duì)其影響

正常電阻率巖心油驅(qū)水至束縛水（未老化）的 T2譜如圖3e所示，該譜表現(xiàn)為明顯的雙峰特征，其短弛豫時(shí)間峰與圖3c中離心譜重合，長(zhǎng)弛豫時(shí)間峰與圖3b中實(shí)驗(yàn)用油的體積弛豫時(shí)間基本相同。表明巖心處于完全親水潤(rùn)濕性狀態(tài)，其T2譜主要由束縛水的表面弛豫和大孔隙中油的體積弛豫組成。

對(duì)于異常高電阻率巖心，油驅(qū)水至束縛水（未老化和老化后）的T2譜如圖2e、2f所示，該譜的形態(tài)、分布與圖3e中正常電阻率巖心的T2譜具有非常明顯的差異。而且，其未老化和老化后測(cè)量得到的T2譜基本不變，說(shuō)明老化前后巖心潤(rùn)濕性基本沒(méi)有發(fā)生變化，老化過(guò)程對(duì)巖心的潤(rùn)濕性改變不明顯。

雖然老化過(guò)程對(duì)巖石的潤(rùn)濕性幾乎沒(méi)有改變，但這并不代表巖石的潤(rùn)濕性在其他過(guò)程中沒(méi)有發(fā)生變化。Looyestijn和Hofman認(rèn)為，在均勻磁場(chǎng)中，當(dāng)巖石孔隙中含有兩相流體（油、水），并且?guī)r石的潤(rùn)濕性也不是單一的親水潤(rùn)濕性時(shí)，其水相的T2信號(hào)可以表示為[6]：

圖2h、2d為異常高電阻率巖心A1水驅(qū)油至殘余油（老化后）與 100%含水狀態(tài)下的核磁共振 T2譜的對(duì)比圖，兩種狀態(tài)下的巖心，其大孔隙部分均飽含實(shí)驗(yàn)用水，但兩種狀態(tài)下的含水孔隙對(duì)應(yīng)的T2時(shí)間卻相差很大，前者在400 ms左右，后者分布于100 ms左右。利用（1）式對(duì)該差異進(jìn)行分析，相對(duì)于100%含水狀態(tài)，殘余油狀態(tài)下T2明顯變大，而T2b,w、wρ 、V和Sw均基本不變，說(shuō)明親水潤(rùn)濕的孔隙表面積Aw減小，即對(duì)應(yīng)的孔隙向親油方向轉(zhuǎn)變。因此，水驅(qū)油至殘余油（未老化和老化后）狀態(tài)下所表現(xiàn)出的3峰特征主要包括：短弛豫時(shí)間峰位于10 ms以下，反映束縛水的表面弛豫信號(hào)；中等弛豫時(shí)間峰位于10～40 ms，這部分信號(hào)表示殘余油的體積弛豫與表面弛豫信號(hào)的疊加；長(zhǎng)弛豫時(shí)間峰位于200～600 ms，基本反映大孔隙部分自由水的體積弛豫和表面弛豫。

上述分析表明，水驅(qū)油至殘余油（老化后）后巖心的潤(rùn)濕性已經(jīng)發(fā)生轉(zhuǎn)變，而巖心從100%含水狀態(tài)至水驅(qū)油至殘余油（老化后）狀態(tài)，一共經(jīng)歷了 3個(gè)主要階段，即油驅(qū)水至束縛水（未老化）階段、老化階段和水驅(qū)油至殘余油（老化后）階段。通過(guò)對(duì)圖 2e、2f的分析可知，從第2階段（老化階段）開(kāi)始，巖石的潤(rùn)濕性便不再發(fā)生明顯變化。因此，可以反推得到潤(rùn)濕性向親油方向發(fā)生轉(zhuǎn)變的時(shí)間是油驅(qū)水至束縛水（未老化）過(guò)程，即當(dāng)實(shí)驗(yàn)用油驅(qū)替水進(jìn)入孔隙中時(shí)，其中的重質(zhì)組分便吸附于綠泥石膜，使得潤(rùn)濕性向親油方向轉(zhuǎn)變。

盡管如此，根據(jù)表2中Amott潤(rùn)濕指數(shù)計(jì)算結(jié)果可知，利用實(shí)驗(yàn)用油、水，只能將洗油后的巖心恢復(fù)至中性潤(rùn)濕狀態(tài)，而并不能將其恢復(fù)至原始巖心樣品的親油潤(rùn)濕性。

為了通過(guò)實(shí)驗(yàn)結(jié)果說(shuō)明上述觀點(diǎn)的可靠性，圖 5展示了表 2中巖心對(duì)應(yīng)儲(chǔ)集層的測(cè)井電阻率與巖心老化后電阻率對(duì)比情況，為了使兩者具有可對(duì)比性，將試油結(jié)果為油層、油水同層和含油水層的儲(chǔ)集層的含油飽和度分別設(shè)定為 65%、45%和 30%。讀取油驅(qū)水至束縛水（老化后）后測(cè)量的巖心電阻率，其中，溫度為70 ℃，壓力為25 MPa，與地層條件相似，水礦化度為30 g/L。通過(guò)Archie公式[15]，將上述巖心老化后的電阻率轉(zhuǎn)換為含油飽和度分別為65%、45%和30%時(shí)的電阻率。由于巖心此時(shí)的潤(rùn)濕性已表現(xiàn)為中性潤(rùn)濕（見(jiàn)表 2），飽和度指數(shù)已經(jīng)不能用親水時(shí)的 1.8，因此，對(duì)飽和度指數(shù)在 1.8～3.0范圍取值，將此范圍內(nèi)計(jì)算得到的各巖心最大電阻率作為最終計(jì)算結(jié)果，與實(shí)際測(cè)井電阻率進(jìn)行對(duì)比。從對(duì)比結(jié)果可以看出，測(cè)井電阻率依然明顯大于巖心老化后對(duì)應(yīng)條件下的電阻率。

圖5 儲(chǔ)集層測(cè)井電阻率與巖心老化后電阻率對(duì)比

綜上所述，本次實(shí)驗(yàn)異常高電阻率巖心的潤(rùn)濕性在油驅(qū)水過(guò)程中快速向親油方向轉(zhuǎn)變，老化過(guò)程進(jìn)行之前，潤(rùn)濕性的轉(zhuǎn)變已基本完成，因此老化過(guò)程對(duì)潤(rùn)濕性的改變影響很小。結(jié)合地質(zhì)研究成果[16]，推斷研究區(qū)現(xiàn)今儲(chǔ)集層的潤(rùn)濕性是由于早期低成熟油充注造成的，現(xiàn)今只能利用成熟油模擬原始巖心樣品的親油潤(rùn)濕性，這就是原始地層的親油潤(rùn)濕性無(wú)法完全恢復(fù)的主要原因。也說(shuō)明了現(xiàn)今條件下，異常高電阻率巖心樣品洗油后再油驅(qū)，電阻率很難達(dá)到實(shí)際儲(chǔ)集層測(cè)井響應(yīng)值。

4 結(jié)論

通過(guò)系統(tǒng)的巖心核磁共振T2譜、接觸角以及Amott潤(rùn)濕指數(shù)實(shí)驗(yàn)及數(shù)據(jù)分析和討論，弄清了綠泥石膜吸附原油導(dǎo)致的復(fù)雜潤(rùn)濕性?xún)?chǔ)集層核磁共振T2譜變化規(guī)律。正常電阻率巖心的核磁共振橫向弛豫機(jī)制和常規(guī)親水儲(chǔ)集層一致，異常高電阻率巖心則變得復(fù)雜，首先，部分油膜已經(jīng)成為一種巖石結(jié)構(gòu)組分，洗油后仍然不完全親水，100%含水核磁共振T2譜包含束縛水的表面弛豫、自由水的表面弛豫和體積弛豫；其次，油驅(qū)水至束縛水過(guò)程中，潤(rùn)濕性向親油方向的轉(zhuǎn)變已基本完成，老化過(guò)程對(duì)其改變很?。凰?qū)油至殘余油（未老化和老化后）后的T2譜呈現(xiàn)3峰特征，主要由束縛水表面弛豫、殘余油的表面弛豫和體積弛豫、大孔隙水的表面弛豫和體積弛豫組成。結(jié)合實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)和地質(zhì)研究成果，推斷多期成藏是原始地層的親油潤(rùn)濕性無(wú)法完全恢復(fù)的主要原因。

符號(hào)注釋?zhuān)?/p>

Aw——親水潤(rùn)濕性的孔隙表面積，μm2；S——孔隙表面積，cm2；Sw——含水飽和度，%；T2——橫向弛豫時(shí)間，ms；T2b,w——水的體積弛豫時(shí)間，ms；V——孔隙體積，μm3；ρ——表面弛豫強(qiáng)度，μm/ms；ρw——水相表面弛豫強(qiáng)度，μm/ms；φ——孔隙度，%。

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（編輯 黃昌武）

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

國(guó)家科技重大專(zhuān)項(xiàng)（2016ZX05050008）；中國(guó)石油大學(xué)（北京）克拉瑪依校區(qū)人才引進(jìn)科研啟動(dòng)基金（RCYJ2016B-01-008）

TE<122.2 class="emphasis_bold">122.2 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A122.2

A

1000-0747(2017)02-0252-06

10.11698/PED.2017.02.09

馮程（1988-），男，四川遂寧人，博士，中國(guó)石油大學(xué)（北京）克拉瑪依校區(qū)講師，從事巖石物理實(shí)驗(yàn)、復(fù)雜儲(chǔ)集層測(cè)井評(píng)價(jià)研究。地址：新疆克拉瑪依市安定路355號(hào)大學(xué)城C6樓Ⅲ區(qū)406室，郵政編碼：834000。E-mail: fcvip0808@126.com

聯(lián)系作者：毛志強(qiáng)（1962-），男，河南拓城人，博士，中國(guó)石油大學(xué)（北京）教授，從事巖石物理、測(cè)井解釋與評(píng)價(jià)方面的教學(xué)與科研工作。地址：北京市昌平區(qū)府學(xué)路 18號(hào)，中國(guó)石油大學(xué)新綜合樓 B510，郵政編碼：102249。E-mail: maozq@cup.edu.cn

2016-03-03

2017-02-09