闫子旺， 张红玲*， 周晓峰， 张文中, 宋广宇， 罗　超， 辛一男

(1.中国石油大学 (北京)石油工程教育部重点实验室， 北京　102249; 2.振华石油控股有限公司， 北京　100031)



超低渗透油藏核磁共振可动流体研究——以鄂尔多斯盆地西南部长8储层为例

闫子旺1， 张红玲1*， 周晓峰1， 张文中2, 宋广宇1， 罗超1， 辛一男1

(1.中国石油大学 (北京)石油工程教育部重点实验室， 北京102249; 2.振华石油控股有限公司， 北京100031)

摘要：利用核磁共振技术，对鄂尔多斯盆地西南部长8超低渗砂岩可动流体进行测试.研究表明，超低渗砂岩T2截止值分布在3.96～23.14 ms之间，可动流体百分数高、分布范围宽；超低渗、特低渗砂岩不同尺寸喉道半径控制的可动流体体积明显不同，超低渗砂岩的可动流体主要分布在0.1～0.5 μm喉道半径区间；不同尺寸喉道半径区间可动流体百分数随渗透率的变化规律截然相反，主要原因在于毛细管渗析作用和驱替作用在不同尺寸喉道中作用力大小不同；进一步确定0.5×10-3μm2为盆地西南部长8储层可动用渗透率的下限值，为科学合理的开发超低渗油藏提供了理论依据.

关键词：鄂尔多斯盆地； 超低渗砂岩； 核磁共振； 可动流体

Research on movable fluids in ultra-low permeability

0引言

鄂尔多斯盆地西南部延长组长8油层组是长庆油田的主力产层，储层砂岩以细粒岩屑长石砂岩为主，属于特低、超低渗油藏，油气资源丰富.超低渗砂岩储层喉道细小、孔喉形态多样、微裂缝发育，储集空间中大部分流体在渗流过程中被毛管力和粘滞力所束缚，需根据油藏地质特征、流体渗流规律以及油藏中可动流体的赋存特征进行开发[1].因此，研究特低、超低渗油藏储层微观孔隙结构特征是研究流体渗流规律的基础[2,3].核磁共振是近年来出现的一种高精度的研究岩心微观孔隙结构特征的技术，在低渗透岩心实验中得到广泛应用[4-9].

1核磁共振可动流体测试原理

储层岩石孔隙大小与氢核弛豫时间成正比关系是利用核磁共振T2谱研究岩石微观孔隙结构的理论基础[10-12].即核磁共振T2谱氢核弛豫时间能够反映储层岩石孔隙半径的分布情况，T2弛豫时间越大对应孔隙半径越大，T2弛豫时间越小对应孔隙半径越小[13].根据核磁共振T2谱弛豫时间界限，将岩石孔隙中的流体分为可动流体与束缚流体.可动流体百分数即受固液界面性质、孔喉结构特征和流体作用等影响，多孔介质中的流体在一定驱动压差下的流量.

当岩心抽真空饱和单相流体后，岩心孔隙内流体的T2弛豫时间大小主要取决于水分子受到孔隙固体表面作用力的强弱.当水分子受到固液界面的作用力较强时，流体处于不可流动或束缚状态，称为束缚流体，这部分流体在核磁共振T2谱上表现为T2弛豫时间较小.反之，当水分子受到固液界面的作用力较弱时，流体在核磁共振T2谱上表现为T2弛豫时间较大，流体处于可流动或自由状态，称为可动流体.砂岩岩心孔隙内的可动流体和束缚流体在核磁共振T2谱上具有明显区别，因此利用核磁共振T2谱可定量分析岩心孔隙内流体的赋存状态，进一步用于储层分类评价.

2实验步骤

实验用中石油勘探开发研究院廊坊分院编号为RecCore-04核磁共振岩样分析仪，对岩心进行可动流体百分数测试.具体测试步骤和方法如下:

(1)实验准备.选取盆地西南部长8储层代表性的10块岩心，将岩心洗油、烘干，测量长度、直径和密度；测量气测孔隙度、克氏渗透率(见表1所示).

(2)核磁共振T2谱测试.首先对饱和水状态下的岩心进行核磁共振测量，反演计算出T2弛豫时间谱.再对岩心分别进行20 psi、40 psi、200 psi、400 psi离心力测试，并反演计算不同离心力离心后岩心的T2弛豫时间谱(见图1所示).

图1　岩心标号b168岩心核磁共振T2谱

序号取心资料岩心标号常规分析结果长度/cm直径/cm视密度/(g/cm3)孔隙度/%渗透率/(10-3μm2)核磁共振分析结果T2截止值/ms可动流体百分数/%1b1683.6242.5132.3112.510.315.2554.162b2693.5492.5272.3610.380.585.9969.713h105-13.5962.5252.3212.322.1320.4971.264L913.6122.5122.2813.674.0411.5081.945L1893.6142.5212.3710.430.493.9661.566L2213.6362.5232.496.880.1123.1454.837X1043.6032.5222.1817.171.574.3957.058Z583.5952.5262.2614.280.394.6755.309Z110-13.6312.5122.409.270.2710.6464.9310Z115-23.5882.5242.2913.390.124.8942.08

(3)标定最佳离心力和T2截止值.采用离心法标定T2截止值，最佳离心力确定至关重要.对于砂岩岩心，岩样核磁共振参数测量规范[14]推荐选用689×103Pa(100 psi)，但李海波[15]通过大量离心实验表明，特低渗砂岩最佳离心力应为1 378×103Pa(200 psi).为了确定出适合本地区超低渗砂岩的最佳离心力，对盆地西南部长8储层代表性的10块岩心分别进行了20 psi、40 psi、200 psi、400 psi不同离心力实验.通过数据拟合，确定岩心最佳离心力为2.76 MPa (400 psi)，进一步利用离心前后饱和水状态和束缚水状态下的T2弛豫时间谱，计算得10块岩样T2截止值范围为3.96～23.14 ms，平均值9.49 ms，符合砂岩核磁共振一般规律.

(4)确定可动流体百分数.通过反演计算出的T2弛豫时间谱和确定的可动流体T2截止值，利用岩样核磁共振参数测量规范[14]给出的可动流体计算方法，计算各实验岩心的可动流体百分数(见表1所示).

3结果与讨论

根据岩样核磁共振参数测量规范[9]推荐的可动流体计算方法，得出各实验岩心的可动流体百分数.计算结果表明特低渗、超低渗储层可动流体百分数相差较大.当渗透率小于1×10-3μm2(超低渗透储层)时，可动流体百分数范围为42.08%～69.71%，平均可动流体百分数为57.51%；当渗透率在(1～5)×10-3μm2(特低渗透储层)时，可动流体百分数范围为57.05%～81.93%，平均可动流体百分数为70.08%.

(1)10块砂岩岩心核磁共振T2谱均呈双峰结构，图2为不同渗透率岩心核磁共振T2弛豫时间谱变化特征.在饱和水状态下，随渗透率不断增大，核磁共振T2谱右峰越来越高，左峰越来越低，表明可动流体百分数逐渐增大，可动孔喉半径所占比例越来越高.同时，当渗透率小于0.5×10-3μm2时，左峰高于右峰；当渗透率大于0.5×10-3μm2时，右峰高于左峰.即当渗透率约等于0.5×10-3μm2时(如图2(c)所示)，左、右峰近似等高，说明可动孔喉半径所占比例与不可动孔喉半径所占比例近似相等.该等高点对研究超低渗储层微观孔隙结构特征具有一定的地质意义，故定义该等高点对应的渗透率值为鄂尔多斯盆地西南部长8超低渗储层可动用渗透率的下限值，为科学合理地开发超低渗透油藏提供了理论依据.

(a)K=0.12×10-3μm2　　　　　　(b)K=0.31×10-3μm2　　　　　　(c)K=0.49×10-3μm2

(d)K=0.58×10-3μm2　　　　　　(e)K=2.13×10-3μm2　　　　　　(f)K=4.04×10-3μm2图2　不同渗透率岩心核磁共振T2弛豫时间图谱变化特征

(2)对比可动流体百分数与孔隙度、渗透率的相关关系(如图3所示)，发现可动流体百分数与孔隙度没有明显的相关性，但与渗透率具有一定的相关性，且渗透率越大，可动流体百分数越高.并且，可动流体孔隙度(即可动流体百分数与孔隙度的乘积)与渗透率也呈较好的指数函数关系，相关系数0.9389，表明盆地西南部长8超低渗储层孔隙结构复杂，微观孔隙结构发育特征与储层储集能力并不完全对应，部分孔径较大但连通性较差的孔隙对储层渗流能力的贡献较小，导致孔隙度较大储层可动流体百分数反而很小.同时说明，可动流体百分数是孔隙度、渗透率及岩石微观孔隙结构等多因素综合作用的结果，能更好地表征超低渗透储层物性.

(a)可动流体百分数与孔隙度

(b)可动流体百分数与渗透率

(c)可动流体孔隙度与渗透率图3　可动流体百分数与储层物性参数关系

(a)K=0.31×10-3μm2(超低渗)

(b)K=4.04×10-3μm2(特低渗)图4　不同尺寸喉道控制的可动流体分布

(a)b168，2 125 m(超低渗)

(b)L91，2 059m(特低渗)图5　超低渗、特低渗微观孔隙结构特征

(3)盆地西南部长8储层超低渗、特低渗砂岩岩心不同尺寸喉道半径控制的可动流体百分数明显不同(如图4所示).超低渗岩心大喉道控制的可动流体体积明显少于特低渗岩样，超低渗岩样可动流体主要分布在0.1～0.5μm喉道半径区间，这一区间的可动流体百分数占总可动流体百分数的比例为29.21%～64.00%，平均44.38%，并且不同喉道半径区间的频率分布呈单峰态分布，表明该地区超低渗砂岩为单成因所形成的小的粒间孔(如图5(a)所示)，颗粒分选较好，结构成熟度高.而特低渗岩心可动流体主要分布在喉道半径大于1.0μm区间，这一区间的可动流体百分数占总可动流体百分数的比例为37.50%～58.74%，平均43.36%，且不同喉道半径区间的频率分布呈双峰态分布，表明该地区特低渗砂岩主要为双成因形成的原生孔隙和次生溶孔(如图5(b)所示)，主要为长石溶孔和岩屑溶孔，颗粒分选一般.对比分析超低渗和特低渗岩心发现，盆地西南部长8特低渗岩心不同喉道半径区间可动流体分散分布，而超低渗岩心的可动流体主要分布在0.1～0.5μm喉道半径区间.

(4)根据不同离心力离心实验结果，计算得到超低渗砂岩储层不同喉道半径可动流体微观分布规律，如图6所示.从图6可以看出，不同渗透率级别储层中可动流体微观分布规律具有明显差别.储层渗透率越大，大喉道控制的可动流体比例越高；相反，储层渗透率越小，小喉道控制的可动流体比例越高.

图6　超低渗砂岩可动流体微观分布规律

从图6还可以看出，随着喉道半径的增大，可动流体百分数与渗透率由负相关关系逐渐变为正相关关系，即当喉道半径较小时，可动流体百分数随渗透率的增大逐渐减小；当喉道半径较大时，可动流体百分数随渗透率的增大而增大.主要原因在于：当喉道半径较小时，岩心可动流体百分数的大小主要取决于毛细管渗析作用，喉道半径越小，毛细管渗析作用越强，以及喉道半径变小导致贾敏效应的叠加效应产生的无效孔隙增多；而当喉道半径较大时，驱替作用成为决定可动流体百分数的主要作用力.

4结论

(1)通过核磁共振和离心实验，确定盆地西南部长8超低渗储层最佳离心力为2.76 MPa，进一步计算T2截止值范围为3.96～23.14 ms，平均值9.49 ms.推荐9.49 ms作为盆地西南部长8超低渗储层的T2截止值.

(2)可动流体百分数与孔隙度没有明显的相关性，但与渗透率具有一定的相关性；同时，可动流体孔隙度与渗透率也呈较好的指数函数关系，相关系数为0.938 9.可动流体百分数较孔隙度和渗透率能更好地表征超低渗储层物性特征.

(3)盆地西南部长8储层超低渗、特低渗砂岩不同尺寸喉道半径控制的可动流体体积明显不同.超低渗砂岩可动流体主要分布在0.1～0.5μm喉道半径区间，而特低渗岩样可动流体主要分布在喉道半径大于1.0μm区间，表明该地区两类低渗透储层成因不同.

(4)对比分析不同渗透率岩样饱和水状态核磁共振T2图谱的变化规律，定义0.5×10-3μm2为鄂尔多斯盆地西南部长8超低渗储层可动用渗透率的下限值，为科学合理地开发超低渗透油藏提供了理论依据.

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reservoir with NMR technology:An example from

southwest chang 8 reservoir in Ordos Basin

YAN Zi-wang1, ZHANG Hong-ling1*, ZHOU Xiao-feng1,

ZHANG Wen-zhong2, SONG Guang-yu1, LUO Chao1, XIN Yi-nan1

(1.MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering, China University of Petroleum(Beijing), Beijing 102249, China; 2.Zhenhua Oil Co., Ltd., Beijing 100031, China)

Abstract:The sandstone samples of the ultra-low permeability reservoir in southwest chang 8 of Ordos Basin were tested with the nuclear magnetic resonance technique.The results show that the ultra-low permeability sandstone T2,cutoff value distributes between 3.96～23.14 ms.The content of movable fluid is high,and the parameter of movable fluid is expanse.The movable fluids of ultra-low permeability and low permeability sandstone are distinct in holes of different sizes,and the ultra-low permeability sandstone movable fluid distributes in 0.1～0.5 μm.The conversion law of movable fluid percentage and permeability in holes of different sizes is converse, because the relative size of capillary dialysis and flooding is different.And the 0.5×10-3μm2is defined as the lower permeability limit of water flooding in southwest chang 8 of Ordos Basin.

Key words:Ordos Basin; ultra-low permeability sandstone; nuclear magnetic resonance; movable fluids

中图分类号：TE353

文献标志码：A

文章编号：1000-5811(2015)05-0105-05

通讯作者:张红玲(1966-)，女，山东威海人，副教授，研究方向：油气田开发理论与系统工程，zhanghl@cup.edu.cn

作者简介:闫子旺(1990-)，男，甘肃白银人，在读硕士研究生，研究方向：油气田开发理论与系统工程

基金项目：国家科技重大专项项目(2011ZX05013-006)； 中国石油大学(北京)科研计划项目(KYJJ2012-02-46)