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  波谱学杂志   2017, Vol. 34 Issue (2): 206-213.  DOI: 10.11938/cjmr20170210
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刘中春, 程倩, 刘乃贵, 等. 缝洞型油藏致密基质灰岩的压力敏感性规律的NMR研究[J]. 波谱学杂志, 2017, 34(2): 206-213. DOI: 10.11938/cjmr20170210.
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LIU Zhong-chun, CHENG Qian, LIU Nai-gui, et al. NMR On-Line Measurement of Stress Sensitivity of Tight Matrix Limestone Cores in a Karstic Reservoir[J]. Chinese Journal of Magnetic Resonance, 2017, 34(2): 206-213. DOI: 10.11938/cjmr20170210.
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基金项目

国家科技重大专项资助项目（2016ZX05014-004-001）；国家自然科学基金资助项目（61531002）；国家重点基础研究发展计划（“973计划”）资助项目（2015CB250902）

通讯联系人

王为民, Tel:010-62755054, E-mail:wmw@pku.edu.cn

文章历史

收稿日期：2016-04-07
收修改稿日期：2017-04-20
Contents              Abstract              Full text              Figures/Tables              PDF
缝洞型油藏致密基质灰岩的压力敏感性规律的NMR研究
刘中春1, 程倩1, 刘乃贵2, 周杨3, 房涛4, 朱涛涛3, 王为民3     
1. 中国石油化工股份有限公司 石油勘探开发研究院, 北京 100083;
2. 中国科学院 地质与地球物理研究所, 北京 100029;
3. 北京大学 信息科学技术学院, 量子电子学研究所, 北京 100871;
4. 中国石油大学 地球科学与技术学院, 山东 青岛 266580
收稿日期：2016-04-07; 收修改稿日期：2017-04-20
基金项目：国家科技重大专项资助项目（2016ZX05014-004-001）；国家自然科学基金资助项目（61531002）；国家重点基础研究发展计划（“973计划”）资助项目（2015CB250902）
通讯联系人(Corresponding author)：王为民, Tel:010-62755054, E-mail:wmw@pku.edu.cn
摘要: 相比于常规储层，缝洞型油藏灰岩储具有集体结构复杂、缝洞尺度差异大、裂缝起主要沟通作用等特点，使用常规方法研究其流动特性和流体分布规律异常困难.该文采用自行研制的核磁共振（NMR）在线驱替装置对塔河奥陶系油藏15块致密基质灰岩岩芯进行了压力敏感性实验，获得了高压及流动状态下岩芯的横向弛豫时间（T2）谱变化情况.在此基础上分析了灰岩在压敏实验过程中微裂缝尺寸、孔隙度及渗透率的变化规律，并与常规测试分析结果进行了对比.结果表明：NMR在线检测技术可以定量测量岩芯孔隙及微裂缝的变化，为岩芯渗透率变化规律提供微观解释.
关键词: 低场核磁共振(low-field NMR)    压敏性    致密基质灰岩    横向弛豫时间(T2)谱    渗透率    
NMR On-Line Measurement of Stress Sensitivity of Tight Matrix Limestone Cores in a Karstic Reservoir
LIU Zhong-chun1, CHENG Qian1, LIU Nai-gui2, ZHOU Yang3, FANG Tao4, ZHU Tao-tao3, WANG Wei-min3     
1. Research Institute of Petroleum Exploration & Production, SINOPEC, Beijing 100083, China;
2. Institute of Geology & Geophysics, Chinese Academy of Science, Beijing 100029, China;
3. Institute of Quantum Electronics, School of Electronics Engineering and Computer Science, Peking University, Beijing 100871, China;
4. School of Geosciences & Technology, China University of Petroleum, Qingdao 266580, China
Abstract: Compared to the conventional reservoirs, karstic carbonate reservoir has more complex structure, larger difference in the size of fracture cavity, and the property that the fracture functioning mainly as a way for communication. It is difficult to study flow characteristics and distribution in karstic carbonate reservoir with the conventional methods. In this paper, we had built an on-line NMR instrument to test the stress sensitivity of 15 Tahe Oilfield tight matrix limestone cores. The T2 spectrum was measured at each stage. On the basis of the T2 spectra measured, the pore size, porosity and permeability changes of the limestone rocks were determined. It was shown that the on-line NMR measurement technology can be employed in the laboratory tests to provide microscopic information on the changes of core permeability.
Key words: low-field NMR    stress sensitivity    tight matrix limestone    T2 spectrum    permeability    
引言

我国缝洞型碳酸盐岩油藏储集体结构复杂，有效储集空间孔、洞、缝的流动特征尺度差异大，裂缝起主要沟通作用.部分区域致密基质灰岩发育天然微裂缝，在开采过程中，随着地层压力下降，其流体分布、压力敏感等规律有别于普通低渗砂岩储层[1–3].

常规实验方法只能获得压力敏感过程中流体压力及流量变化情况，而无法检测到灰岩岩芯孔隙大小在高压下的细微变化，也不能测量微裂缝随着压力改变而变化的情况[4].核磁共振（NMR）技术不仅能够测试岩石敏感性曲线，还能获得储层岩芯的孔隙和裂缝的大小分布变化，获得致密灰岩岩芯敏感性的变化机理，并能够实现石油开采流动过程中高温、高压下的在线测量，获得地层条件如孔隙度、孔径分布、渗透率、含油饱和度等多种渗流物性参数的信息[5, 6]，为微裂缝发育的致密基质灰岩研究开辟了新的途径.

NMR中有两种不同的弛豫机制，分别为纵向弛豫（纵向弛豫时间用T1表示）和横向弛豫（横向弛豫时间用T2表示）.致密基质灰岩岩芯存在不同大小的孔隙，当岩芯饱和矿物质水时，这些孔隙被水分子填充，处于不同大小孔隙中的水中质子与孔隙表面接触几率不同，产生的T2不同，因此可以通过NMR测量对孔隙大小敏感的水中质子的T2来反映灰岩岩芯孔隙的结构特征.由于灰岩内部形成的孔隙和微裂缝分布复杂，因此由NMR测量得到的T2不是单一值，而是在一定范围内的分布，即T2谱[7–9]. T2与单个孔隙比表面积（$\frac{S}{V}$）满足如下关系:

$ \frac{1}{{{T_2}}} \approx {\rho _2}\frac{S}{V} $ (1)

其中ρ2为表面弛豫强度，(1) 式中单个孔隙内的T2与该孔隙的比表面积成反比，从而与孔隙半径成正比[10].根据前文的论述，岩芯内部为不同大小孔隙组成的网状结构，总的弛豫为单个孔隙弛豫的叠加：

$ S\left( t \right) = \sum {{A_i} \cdot \exp \left( {\frac{t}{{{T_{2i}}}}} \right)} $ (2)

其中，S(t)为利用CPMG序列测得的总NMR信号强度，Ai表示弛豫时间为T2i的组份所占的比例，即为与T2i对应的一定孔径的孔隙体积占总孔隙体积的比例.通过对(2) 式进行数学反演[11]，可得到相应的T2分布，即T2谱.

岩芯放于夹持器中加压驱替时，依据达西定律可计算岩样的液体渗透率K1（×10–3 μm2）：

$ {K_1} = \frac{{\mu \cdot L \cdot Q}}{{\Delta p \cdot A}} $ (3)

其中μ为测试条件下的流体黏度（m·Pas）；L为岩样长度（cm）；A为岩样横截面积（cm2）；△p为岩样两端压差（MPa）；Q为流体在单位时间内通过岩样的体积（cm3/s）.选择合适的轴压驱替直至岩芯轴向流速稳定，记下两端压差△p、流速Q，应用(3) 式即可算出不同围压条件下灰岩岩芯的液体渗透率.

为研究我国缝洞型油藏致密基质灰岩流体分布、压力敏感等规律，本文选取15块塔河奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏致密基质灰岩岩芯，开展了岩芯压力敏感规律的NMR实验.

1 实验部分 1.1 样品信息

岩芯样品的信息参数列于表 1.岩芯长度为3.95~4.53 cm，岩芯直径约为2.53 cm，气测孔隙度为0.4%~1.2%，气测渗透率（K）为（0.05~1.69）×10–3μm2，岩芯表现为典型的低孔隙度和低渗透率的特征.气测孔隙度和气测渗透率的测定依据中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T 5336-2006——《岩心分析方法》中的孔隙度测定和渗透率的测定标准执行.

表 1 15块塔河油田致密基质灰岩岩芯样品的物理参数 Table 1 Physical parameters of 15 Tahe Oilfield tight matrix limestone cores
1.2 NMR实验

针对致密基质灰岩T2谱的在线测量要求，自行搭建了NMR在线驱替系统（图 1）.采用0.23 T永磁NMR分析系统（SPEC-PMR-RC2），质子共振频率为10.11 MHz，磁体净空间为330 mm，探测线圈内径为280 mm.采用CPMG脉冲序列，回波时间为300 ms，累加扫描16次，采样间隔1 μs，采样点数为2 048.为了避免岩芯夹持器破坏磁场分布和降低NMR信号质量，实验采用无磁岩芯夹持器，耐压值为30 MPa；驱替泵为高压高精度柱塞泵（Teledyne Isco 260D）；为了减少围压流体对NMR信号准确度的影响，选择脱氢氟油作为围压流体；计算机控制系统和数据采集单元用来采集和处理NMR信号.

图 1 致密基质灰岩岩芯NMR在线驱替系统示意图 Figure 1 NMR on-line measurement system for tight matrix limestone cores

压力敏感性实验测试流程按照中国石油天然气行业标准SY/T 5358-2010——《储层敏感性流动实验评价方法》执行，并使用NMR在线测量设备采集T2谱.主要实验步骤如下：

（1）首先利用不锈钢标定岩样对敏感性实验设备进行标定，测试没有流体流动的系统数据的变化曲线.将岩芯饱和模拟地层水后置于无磁岩芯夹持器内，并将无磁岩芯夹持器固定于NMR检测线圈.

（2）设置夹持器围压为初始净应力，水驱至流速稳定，保持30 min以上，测试NMR T2谱，并计算当前压力下的液体渗透率K1.

（3）增加净应力值间隔为2.5 MPa、3.5 MPa、5 MPa、7 MPa、9 MPa、11 MPa、15 MPa和20 MPa，重复（2）步骤.

（4）从最高净应力值20 MPa依次降至2.5 MPa，每个应力值保持1 h以上.采集T2谱，并计算当前压力下的液体渗透率K1.

（5）绘制岩芯压力敏感性曲线及T2谱随压力变化曲线.

2 结果与讨论 2.1 气测渗透率与NMR估算渗透率的关系

目前，利用NMR估算岩石渗透率的模型主要有3种：SDR模型、Coats模型和斯伦贝谢扩展SDR模型.其中斯伦贝谢扩展SDR模型精度最高.因此本文采用斯伦贝谢扩展SDR模型来计算岩芯NMR渗透率[KNMR，单位为（×10–3μm2）][12–14].

$ {K_{{\rm{NMR}}}} = {C_{SDRE}}\phi _{{\rm{NMR}}}^mT_{2g}^n $ (4)

首先，将实验测得的气测渗透率（表 1，K代作上式中的KNMR）和饱和岩样的NMR孔隙度（ϕNMR，单位为%），以及T2谱中不同大小的T2几何平均值（${T_{2g}} = T_1^{\frac{{{n_1}}}{{{n_1} + {n_2} + \cdots + {n_{64}}}}} \times T_2^{\frac{{{n_2}}}{{{n_1} + {n_2} + \cdots + {n_{64}}}}} \times \cdots \times T_{64}^{\frac{{{n_{64}}}}{{{n_1} + {n_2} + \cdots + {n_{64}}}}}$，单位为ms.Ti和ni分别代表各点处的T2值和相应信号幅度.）代入(4) 式进行拟合，得到SDR扩展模型常数CSDRE = 6 862、m = 2.41、n = 0.45.

然后根据已知的CSDRE、m、n和T2g来计算岩样的NMR渗透率KNMR.

KNMR与K的对数值（lgKNMR和lgK）相关关系如图 2所示.其中相关系数（R2）为0.824 4，表明利用NMR和斯伦贝谢扩展SDR模型计算得到的渗透率准确性高.岩芯NMR渗透率与气测渗透率仍存在一定偏差，主要是因为灰岩孔隙结构复杂，含有裂缝和死孔，而渗透率又是一个极其复杂的量，T2谱不能反应出渗透率的各向异性[15].

图 2 气测渗透率和NMR渗透率对数值（lgK和lgKNMR）的关系 Figure 2 Relationship between the log value of gas measured permeability (lgK) and NMR permeability (lgKNMR)
2.2 致密基质灰岩岩芯的T2谱随压力的变化

依据前文论述，T2谱反应的是不同大小的孔隙的分布情况.T2大小与孔隙半径大小成正比：T2越长，代表孔隙越大；反之则孔隙越小，不同的岩芯具有不同的T2谱[16, 17].通过对15块致密基质灰岩岩芯的T2谱分析，可以将其分为两大类：一类为单峰，代表岩芯为6#；另一类为双峰，代表岩芯为3#和5#（图 3）.这两类岩芯T2谱具有共同的特征，即增压过程中T2谱的信号幅度都有不同程度的压缩，降压时都有一定程度的恢复.不同之处在于第一类岩芯（如6#岩芯），T2谱表现为单峰，实验过程中总体信号幅度变化不大，T2信号主要分布在10 ms左右，压敏实验过程中信号幅度变化较小；而第二类岩芯（如3#和5#岩芯），T2谱表现为双峰，实验过程中场T2对围压变化最为敏感.结合T2大小与孔隙半径成正比的规律可知：在本文实验条件下，岩芯中大孔隙或微裂缝在实验中的变化较大，而小孔隙基本不变.

图 3 三类典型致密基质灰岩岩芯的T2谱随压力的变化 Figure 3 T2 spectra change with the pressure increasing or decreasing of typical 3 kinds of tight matrix limestone cores
2.3 致密基质灰岩岩芯液体渗透率和NMR孔隙度随压力的变化

当岩石受到外界压力时，其内部骨架结构被压缩，导致孔隙、裂缝等被挤压，从而影响其液体渗透率和NMR孔隙度[18].图 4为有代表性的3块灰岩岩芯（3#、5#和6#岩芯）的液体渗透率（K1）和NMR孔隙度随压力的变化情况.其中左侧图纵坐标为K1(P)/K1(0)，K1(P)表示不同净应力下测得的液体渗透率，K1(0) 表示净应力为一个大气压下测得的液体渗透率.右侧图纵坐标为ϕNMR(P)/ϕNMR(0)，ϕNMR(P)表示不同净应力下测得的NMR孔隙度，ϕNMR(0) 表示净应力为一个大气压下测得的NMR孔隙度.

图 4 三类典型致密基质灰岩岩芯的液体渗透率K1(P)/K1(0) 和NMR孔隙度ϕNMR(P)/ϕNMR(0) 随压力的变化 Figure 4 K1(P)/K1(0) and ϕNMR(P)/ϕNMR(0) change with the pressure increasing or decreasing of typical 3 kinds of tight matrix limestone cores

观测图 3和图 4可以看出：T2 > 20 ms的信号面积越大（如3#和5#岩芯），压力敏感性越强，即液体渗透率随压力变化的越敏感；而且压力下降过程中，液体渗透率恢复程度越低.由于T2越长，孔隙越大，对于缝洞型灰岩岩芯可以认为大孔隙及微裂缝（T2谱中位于长T2分布的部分，并且二者无法明显分开）产生了不可逆变化.对于T2 < 20 ms的区域（小孔隙部分），在增压过程中，岩芯轻微压缩；减压过程中T2谱信号幅度变化不大.

图 4中灰岩岩芯的ϕNMR变化与压敏线（K1随压力变化）表现如下关系：岩芯的大孔隙成分含量越大，实测渗透率的变化越大.对应的压敏曲线在净应力上升过程中具有明显的下降（如5#、3#岩芯），在净应力下降过程中有一定的恢复，但是恢复程度不高.对于大孔隙成分较少的岩芯（如6#岩芯）在实验过程中孔隙含量几乎不变，对应的压敏曲线变化很小.由此可以得出岩芯中大孔隙的含量越多，岩芯的净应力敏感性变化越大.

根据压敏曲线分析的渗透率变化规律结果，可将缝洞型油藏岩芯划分为3类.Ⅰ类：增压过程中渗透率降低，降压后岩芯渗透率恢复，典型代表为3#岩芯.Ⅱ类：增压过程中渗透率降低，但降压后渗透率恢复较差，典型代表为5#岩芯.Ⅲ类：增压过程中压力敏感性较低，降压过程中恢复也较差，典型代表为6#岩芯.

3 结论

NMR在线测量可以有效检测到微裂缝致密基质灰岩孔隙及渗透率在压力敏感测试中变化规律；通过对压敏试验中岩芯的T2谱在线测量可以实时观测到孔隙和微裂缝的分布及变化情况.

塔河油田致密基质灰岩T2谱可以划分为单峰和双峰两种类型，压敏试验过程中T2长的信号幅度变化较大，而T2短的部分幅度基本不变，表明压敏试验过程中孔隙越大变化越敏感.

基质灰岩的液体渗透率变化和大孔隙及微裂缝的变化趋势一致.大孔隙及微裂缝含量越高，压力敏感性越强，渗透率恢复越差；压敏试验过程中大孔隙及微裂缝经历了不可逆的变化.


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