核磁共振技术是一种快速无损检测技术．目前核磁共振技术在石油工业中的应用主要集中在3个方面，一是核磁共振测井，二是核磁共振录井，三是低场核磁共振室内岩心分析^{[1, 2, 3, 4, 5, 6]}．在评价储层的可动用储量时，可动油饱和度是重要参考参数之一^[7]．在利用核磁共振技术测试可动油饱和度时，前人常认为可动油对应为核磁共振油相T₂谱的右侧高峰部分，不可动油对应为其左侧低峰部分^{[7, 8, 9, 10, 11]}．但是经过长期的实验研究发现：岩心的T₂谱并不都是呈双峰的，并且可动与不可动的界限也不能粗略的通过双峰的交汇点来划分．

前人在研究核磁共振可动流体时，通常采用气驱水和油驱水离心方法，默认为离心后减少的含水饱和度即为可动流体饱和度^{[12, 13, 14, 15, 16, 17, 18]}．在借鉴此方法的基础上，本文提出了通过结合核磁共振技术和油驱水、水驱油离心实验来测试可动油饱和度的新方法，并通过对此方法的应用准确测试了目标区块岩样的可动油饱和度．并且定量给出了不同喉道半径区间控制的可动油饱和度大小，分析了可动油饱和度与孔隙度和渗透率的相关关系，为标定储层的可动用储量，研究储层的动用效果提供了理论依据．

在对岩石等多孔介质进行核磁共振测试时，通常利用横向弛豫时间T₂来表征岩石孔隙中流体的弛豫特征，横向弛豫时间T₂可表示为^[19]：

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(1)式中，T_2B、T_2S和T_2D分别表示孔隙中流体的体积弛豫时间、表面弛豫时间以及扩散弛豫时间，单位为ms．对于固有弛豫时间较长的流体，如水、轻质油，体积弛豫1/T_2B可以忽略不计．

其中，扩散弛豫可以表示为：

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(2)式中，D为扩散系数，25 ℃水的扩散系数为1.4×10^-9 m²/s；g为旋磁比，氢核的旋磁比为2.68×10⁸ s^-1 T^-1；G为磁场梯度，大小为0.000 27 T/m；TE为CMPG序列的回波间隔时间，实验参数为300 μs．计算得到，在25 ℃温度条件下，当岩心中饱和水进行核磁共振测试时，其扩散弛豫1/T_2D为5.5×10^-8 ms^-1，可以忽略不计．

其中，表面弛豫又可以表示为：

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(3)式中，ρ₂为孔隙中流体的表面弛豫率，μm/ms．S/V为孔隙的表面积与体积之比，与孔喉大小成反比，S/V = F_s/r，F_s为孔隙几何形状因子，对于球状孔隙，F_s = 3，对于柱状喉道，F_s = 2；r为孔喉半径，单位为μm．

综上所述，岩石孔隙中流体的弛豫主要来源于表面弛豫，所以，横向弛豫时间T₂可以表示为：

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对于一块岩样，表面弛豫率ρ₂可近似看作常数，因此由(4)式可知，核磁共振T₂谱能够反映岩石孔喉半径的分布情况，并且孔喉半径与T₂弛豫时间成正比．在渗流过程中，当孔喉半径减小时，渗流阻力增大，当孔喉半径减小到一定程度时，孔隙中的流体受到较大渗流阻力，难以流动．在T₂谱上，该孔喉半径临界值对应的T₂弛豫时间称为T₂截止值，该值将赋存在岩石孔隙中的流体分为可动流体和束缚流体．

选取了鄂尔多斯盆地马岭油田4口代表性检查井共24块砂岩岩样进行可动油饱和度实验，其层位为侏罗系延10组和延8组，均为亲水性岩样，岩样资料如表 1所示．其孔隙度分布为11.54%~17.33%，平均为15.32%；渗透率分布为0.219×10^-3 μm²~343.29×10^-3 μm²，平均为68×10^-3 μm²．实验用水为模拟地层水，矿化度为13 g/L，表面张力为72×10^-3 N/m；实验用油为氟氯合成油，粘度约为5.95 MPa×s，密度为1.844 g/cm³，油水界面张力为5.464×10^-3 N/m．

核磁共振实验过程中测试的信号是岩心内部流体中氢元素的信号，当岩心中含有油和水时，测出的T₂谱线会包含油的信号和水的信号，无法区分油水信号．为了把油水信号有效区分开来，选用去除氢元素的特殊合成油进行实验．这样在核磁共振测试时，探测到的信号始终为水的信号，从水信号的变化中可以得到油在孔隙内部的分布变化情况．

具体实验步骤如下：

(1) 测量岩心干重、长度及直径，利用氦气法测试岩样的孔隙度，利用压力衰减法测试岩样的渗透率，将岩样抽真空饱和地层水后，称湿重．

(2) 测试岩心饱和地层水状态的T₂谱，主要测试参数为：回波间隔时间300 μs，回波个数1 024，扫描次数64，等待时间3 000 ms，增益50．

(3) 选取9块岩心进行油驱水离心实验（岩心完全浸没在油中），离心力分别为0.02 MPa，0.11 MPa，0.22 MPa，1.11 MPa，2.28 MPa，每次离心60 min，每次离心后称重并测试油驱水后岩心的T₂谱，测试参数与步骤(2)中的相同．比较不同离心力离心后岩心T₂谱及含水饱和度变化，确定建立束缚水状态适用的最佳离心力大小．

(4) 对另外15块岩心分别进行最佳离心力下的油驱水离心实验，离心后测试每块岩心饱和油束缚水状态下的T₂谱，测试参数与步骤(2)中的相同．

(5) 对9块饱和油状态岩心进行水驱油离心实验（岩心完全浸没在水中），离心力分别为0.01 MPa，0.02 MPa，0.11 MPa，0.22 MPa，每次离心后称重并测试水驱油后岩心的T₂谱，测试参数与步骤(2)中的相同．比较不同离心力离心后岩心T₂谱及含油饱和度变化，确定水驱油离心适用的合理离心力大小；

(6) 对另外15块岩心分别进行最佳离心力下的水驱油离心实验，离心后测试每块岩心水驱油最终状态下的T₂谱，测试参数与步骤(2)中的相同．

油驱水离心实验目的是为了建立岩心饱和油束缚水状态，为此，首先要确定建立岩心饱和油束缚水状态的最佳离心力．依据岩心不同的渗透率级别，本项实验选取了9块有代表性的岩心进行了最佳离心力标定实验，分别进行了0.02 MPa，0.11 MPa，0.22 MPa，1.11 MPa，2.28 MPa五个不同离心力下的离心实验，每个离心力离心后都进行了核磁共振测量，获得每个状态下的核磁共振T₂谱，代表性岩样的不同离心力离心后的核磁共振T₂谱如图 1所示．

图 1 24号岩心不同离心力离心后的T2谱 Fig. 1 T2 spectrum under different centrifugal forces of NO.24 sample

图选项

根据T₂谱可以得到不同离心力下岩样内剩余含水饱和度的变化，9块岩心不同离心力离心后岩心含水饱和度变化数据见表 2．以离心力从0.22 MPa增大至1.11 MPa、从1.11 MPa增大至2.28 MPa为例，施加0.22 MPa~1.11 MPa离心力后，含水饱和度平均减少量为15.31%，变化较大，所以1.11 MPa不是最佳离心力，而施加1.11 MPa~2.28 MPa离心力后，含水饱和度平均减少量仅为5.57%，变化已经很小^{[14, 15, 16]}，可以认为2.28 MPa是油驱水离心最佳离心力，2.28 MPa油驱水离心后岩心状态为饱和油束缚水状态．建议以后在进行油驱水离心实验时，至 少采用2.28 MPa的离心力建立岩心的饱和油状态．

通过同样的方法，可以确定水驱油离心实验的最佳离心力为0.22 MPa，0.22 MPa水驱油离心后岩心状态为水驱最终状态．建议以后在进行水驱油离心实验时，至少采用0.22 MPa的离心力建立岩心的水驱最终状态．

利用确定的最佳离心力，对另外15块岩样进行最佳离心力下的油驱水和水驱油离心实验．如图 2所示，饱和油束缚水状态的岩心内部流体由束缚水、束缚油、可动油组成，对饱和油状态岩心进行离心水驱油后，离心出来的部分即为可动油，可动油饱和度即为可动油体积占总赋存流体体积的比值．此比值可以通过计算岩心3个状态（饱和水状态、饱和油状态、水驱最终状态）的T₂谱线与横轴包络面积得到．那么，可动油饱和度S_om可以表示为：

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图 2为代表性岩样3种状态（饱和水状态饱、饱和油状态、水驱最终状态）下的核磁共振T₂谱．通过计算得到，24块岩心可动油饱和度分布为17.06%~60.49%，平均为41.95%．该目标区块实际开发过程中的可动油饱和度在平均在40%左右，说明利用该方 法测得的可动油饱和度较符合目标区块的实际情况，原油可动用性较好．

图 2 23号岩心3种状态下的T2谱 Fig. 2 T2 spectrum under different state of NO.23 sample

图选项

结合低场核磁共振技术和高速离心实验，不仅可以准确的计算岩心总的可动油饱和度，而且还能定量给出岩心不同尺寸喉道区间控制的可动油饱和度大小．

对于水驱油离心过程，油水两相界面张力σ = 5.464×10^-3 N/m，接触角θ = 0°，由毛管压力公式得不同离心力下对应的岩心喉道半径r值．图 3中所示喉道半径0.05 μm，0.10 μm，0.50 μm，1.01 μm分别为0.22 MPa，0.1 MPa，0.02 MPa，0.01 MPa离心力所对应的喉道半径．岩样水驱油离心实验时最佳离心力为0.22 MPa，表明该储层的可动油是指r> 0.05 μm的喉道所控制孔隙空间中的原油．从图中可以看出，可动油饱和度主要由0.5 μm以上的喉道控制，喉道半径越大，控制的可动油越多．主要是由于小孔喉的渗流阻力较大，孔隙中的原油很难动用．油藏水驱开发 过程中，不应该只考虑总可动油饱和度的大小，还应该综合考虑可动油在不同喉道区间的分布情况．

图 3 不同喉道半径区间控制可动油饱和度分布 Fig. 3 Distribution of movable oil saturation controlled by throat with different size

图选项

24块岩心可动油饱和度与孔隙度和渗透率的关系如图 4所示．

图 4 可动油饱和度与孔隙度和渗透率的相关关系 Fig. 4 Correlation of the movable oil saturation with the porosity and permeability of rock samples

图选项

从图 4中可以看出，可动油饱和度与孔隙度的相关性较差，对孔隙度接近的不同岩心而言，其可动油饱和度也可能会存在很大差异．这是因为孔隙度主要表征储层的有效孔隙所占的比例，不能很好地表征孔隙之间的连通性．而可动油饱和度表征的是孔隙中的原油的可动用性，受到孔隙大小及其连通性的影响，所以导致孔隙度低的岩心可动油饱和度可能很高，孔隙度高的岩心可动油饱和度反而可能很低，但总体而言，可动油饱和度是随着孔隙度的增加而增加的．

而渗透率与可动油饱和度的相关关系要好于孔隙度与可动油饱和度的相关关系，相关系数达到0.845．随着岩心渗透率增加，可动油饱和度也增大．相比较而言，储层原油的可动用程度对渗透率参数反应较为敏感，储层渗透性越好，则原油越容易动用．提高储层渗透性，便可提高原油的可动用程度，这也是储层改造的理论基础．

通过对实验结果的分析，证明了通过油驱水和水驱油离心的方法来测试岩心可动油饱和度是可行的和可靠的．在油田的实际开发过程中，由于受地质条件、开发方式等因素的制约以及当前技术和经济条件的限制，可采储量要比可动用储量小．因此，在不考虑任何影响因素的前提下，利用此新方法所测定的可动油饱和度值来计算的可动用储量为可采储量的上限值，为油田储量评价提供了参考依据．

(1) 基于低场核磁共振技术，提出了利用油驱水和水驱油离心实验来测试可动油饱和度的新方法，并且建议至少使用2.28 MPa、0.22 MPa分别作为低渗砂岩油驱水和水驱油离心实验的离心力．

(2) 通过此新方法可以定量给出岩样不同喉道半径区间控制的可动油饱和度大小，结果表明，可动油主要由0.5 μm以上的喉道控制，油藏水驱开发过程中，不应该只考虑总可动油饱和度的大小，还应该综合考虑可动油在不同喉道区间的分布情况．

(3) 可动油饱和度与渗透率的相关性要好于与孔隙度的相关性．储层原油的可动用程度对渗透率参数反应较为敏感，提高储层渗透性是储层改造的有效途径．

(4) 利用此新方法测得的可动油饱和度较符合目标区块实际情况，可动油饱和度的准确测试为标定储层的可动用储量，研究储层的可动用能力提供了有效依据．