探明化学驱油微观作用机理是研究化学驱替提高原油采收率技术的关键，岩心可视化方法是研究微管道中驱油机理的重要手段之一，也是当今石油工程、波谱学与流体力学领域的研究热点方向之一^{[1, 2]}。可视化技术与岩心流动实验相结合已经成为研究各种注剂驱替机理及实时效果可信的重要实验流体力学新方法。传统流动实验中，不可视的岩心就如同一个黑箱，流体在“黑箱”内流动的状态以及分布状况无法得知，只能通过检测进、出口压力、流量和岩心的电阻率等宏观参数来实现岩心内流体状态的间接表征^[3]，因此，驱替剂的作用机理比较含糊。另外，人们认为在管流及多孔介质的流动过程中，存在端部效应，而由于传统检测方法的局限性，其形态特征与形成机理尚不清楚，只能采取改造端部管路以及改变注入速度、反向驱替等手段来减轻阻塞程度。

目前，岩心内部流体分布的可视化方法主要有平面微观驱替模型、计算机层析扫描技术(CT)以及核磁共振技术(NMR)等^{[4, 5, 6]}。

微观驱替模型主要包括玻璃压片模型和玻璃蚀刻模型。玻璃蚀刻模型保留了以岩心薄片的孔隙系统为基础的孔隙网络，具有与岩心相似的平面孔隙结构形态，常用来研究各种驱替剂的作用机理^[7]。但是其缺点也相当明显：(1) 制作模型的过程复杂，需要将岩心二维特征刻蚀到特殊材质的表面；(2) 模型所用的壁面材料与真实情况相差较大，不能准确地反应驱替剂与壁面的作用特征；(3) 模型为二维流动模型，难以很好地表现空间结构中的流动状态^{[8, 9]}。

CT技术是一种分辨率较高的成像技术，其无损的特点使其能够得到岩心内部真实状态的孔隙结构，目前已经成为研究岩心可视化的一项重要方法，在构建数字岩心、获取岩心骨架信息方面发挥了重要作用^{[10, 11]}。对于CT成像技术来说，分辨率和观察视野是一对矛盾，要达到纳米级的分辨率，其测试区域就大约在微米级别的范围，对岩心来说这个测试范围偏小；另外，CT的效果还取决于操作者对录取资料缺陷的认识与分析能力，以及对基于灰度阈值的体积分割是否合适^[12]。

核磁共振成像技术(MRI)也是一种无损可视化方法，与CT一样，在医学领域具有重要的作用。近年来，核磁共振及成像技术在国内的石油领域得到了长足的发展，为测录井和储层评价等提供了大量的实时检测资料^[13]。Feng Y X、Jiang L L等利用核磁共振技术进行了原油、岩心基本参数以及流体的分布研究，获得了填砂管中CO₂/水的分布图像^{[14, 15]}。2011年，刘长福利用核磁共振的T2谱测试了含油饱和度和孔隙结构的关系以及孔隙结构的变化^[16]。曲岩涛等利用高场核磁及离心驱替设备用核磁共振扩散－弛豫二维谱研究了水驱油的分布，获得了油水在不同孔隙中的分布状况以及润湿性等信息^[17]。刘瑜、宋永臣等以玻璃砂填砂管为介质，用高场核磁共振设备得到了切片图像，并以这些切片图像为基础，通过软件重组了低分辨率的三维图像^[18]。2012年，郎东江、吕成远等对岩心断面采集信号，得到了岩心中裂纹的二维图像^[19]。

虽然多孔介质中的核磁共振成像已经有了一定的突破，但是实时驱替实验中采集到的图像分辨率较低，还不能很好地表达驱替过程中的流体分布情况，分析认为主要原因有以下几个方面：

(1) 目前的核磁共振成像驱替系统和配套分析软件还不成熟。硬件上存在信号干扰因素，软件上数据采集与分析功能存在缺陷，难以得到较好的实时检测流体分布情况。

(2) 天然岩心的微通道构造与玻璃砂填砂管有很大的不同，玻璃填砂管中的流体分布一般比较均匀，而天然岩心非均质性强，微细孔较多，流体分布不均。

(3) 高场核磁在成像方面有着突出的优势，但是天然岩心的组分较为复杂，常含有少量的铁磁性物质，容易干扰高场核磁共振设备的磁场，从而难以得到真实岩心内的流体分布图像。而低场核磁共振仪在一定的范围内可以减弱这种影响。

3种岩心可视化方法各有特点，相比而言，核磁共振成像更适合测试岩心中的流体分布。

本文重点介绍国产低场核磁共振成像驱替装置在使用过程中出现的问题及解决方法，利用核磁共振成像技术研究天然岩心内流体的分布特征，以及利用核磁共振图像计算饱和度的新方法。

测试仪器为纽迈电子科技有限公司与上海大学联合开发的低场核磁共振成像岩心驱替系统，为具有自主知识产权的国产设备。从硬件和软件的完善程度看，该系统也是可用于进行实时检测岩心流体分布的国产装置，包括岩心驱替系统和小型核磁共振成像(MINI-MRI)系统2个部分。驱替系统由HA-IV型核磁驱替装置、岩心夹持器以及驱替泵组成。整个系统除了采集核磁信号外，还可以采集进、出口压力和流量，用来辅助评价液体的流动状态。

利用装置开展了系列实验，发现硬件和配套软件都存在较多的问题，并进行了改进。主要硬件问题有：

(1) 首先是围液的选择，以确保围液不会影响核磁共振采集信号。初期使用水作为围液，干扰非常大，难以取得满意的图像，即使混入少量水，也会造成显著的干扰，如图 1(a)所示；改用纯氟油做围液后，岩心及其中流体的信号能够被很好地显示出来，如图 1(b)所示。

图 1 混入纯水和纯氟油做环压时信号对比 Fig 1 Signals of different confining liquids

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(2) 岩心夹持器是重要的部件，既不能有干扰信号，又必须能承受一定的压力。因此，采用何种生产材料非常重要。通过多次测试，选择了一种非金属聚合无磁材料。同时，与夹持器配套的快速接头等连接部分也需要采用一种特殊转换接头进行信号屏蔽。

(3) 第一代夹持器的结构简单，驱替水容易混入围液中，而且不方便拆卸；常规岩心夹持器的结构比较复杂，聚合无磁材料难以兼顾压力与结构，通过优化设计、改进后的二代夹持器，解决了围液与驱替液易混的问题，拆卸也十分方便。

(4) 外部铁磁性及信号等也会干扰内部信号的采集，需要在夹持器两端采用金属网隔绝信号。

采集核磁共振信号的主要步骤为：(1) 在岩心驱替过程中利用核磁共振软件采集同一时间的T2谱与二维图像，对驱替过程进行监测；(2) 对测试参数进了优化，在成像脉冲序列上加90°射频(Radio Frequency，RF)脉冲，经过实时间τ再加180°脉冲，再过时间τ就出现一个自旋回波(Spin Echo，SE)，采集信号数据；(3) 对数据进行后处理，形成图像。

本实验核磁共振成像所用的脉冲序列为多层自旋回波(Multiple Spin Echo，MSE)。MSE是常用的一种核磁成像序列，不但可以实现SE的基本功能，而且可以一次进行多个层面的成像。

在一幅自旋回波图像中，图像上每点的信号强度可由式(1)来描述：

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当进行T₁加权成像时，需要使用较短的Repetition Time(TR)值和较短的Echo Time(TE)值；当进行T₂加权成像时，需要使用较长的TR值和较长的TE值；当进行一幅质子密度成像时，需要使用较长的TR值和较短的TE值。

流体在多孔介质中处于短弛豫的状态，在这种情况下，较短的TE时间能够使自旋回波的产生和检测更早更快，而且数据点密度增加，有效信噪比也增加，提高了多孔介质中流体分布的成像效果。

同时，在驱替过程中，利用MINI-MRI得到各个驱替阶段的岩心成像。真实岩心图像信噪比较差，岩心信号基本等于岩心夹持器的信号，亮暗无法很好的显示其规律，伪图也无法达到预期效果。针对这些问题，除了硬件上进行改进外，还通过软件处理，增强其明暗差异性，获得满意伪彩图。

利用低场核磁共振岩心流动成像装置开展了水驱油流体分布成像实验。实验所用的多孔介质为取自油田的天然岩心，其长度为5.752cm左右，直径为2.5cm，孔隙度为17.70%，氯化锰溶液的浓度为2.5g/L，实验温度为24℃。

实验流程如图 2所示，岩心夹持器水平放置，驱替方向从左到右。

图 2 核磁共振驱替流程示意图 Fig 2 Schematic of set-up for examining core flow

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实验过程如下：

(1) 将标样水平放入岩心夹持器内，调试成像系统参数(包括中心频率、硬脉冲宽度、电子匀场和软脉冲脉幅)，以及标样的MSE序列参数，得到合适的成像序列参数。

(2) 将标样换成天然岩心，水平放入夹持器内。将氯化锰溶液与柴油分别装入2个储液罐。开启测试软件，调节好流程，将柴油从左到右驱入岩心，关闭阀门使柴油在岩心内老化24h。在保持环压的情况下，完成饱和柴油岩心的T₂谱以及MRI成像。

(3) 用氯化锰溶 液以0.5mL/min流速驱替柴油。驱替到0.1PV数时，关闭进出口闸阀，保持压力，采集岩切片的图像和T₂弛豫，记录出油、出水量。

(4) 打开闸阀，继续驱替，驱替每隔0.1PV，重复步骤(3)。测试直至T₂谱与图像基本不再变化，完成驱替，保存数据。

(5) 在整个实验过程中，采用环压跟踪技术，环压始终大于驱替压力2~5MPa。最后，利用专业软件对信息数据进行处理，得到岩心不同驱替时刻的T2谱线和不同位置的图像，利用图像计算不同位置的残余油饱和度。

在实验中，岩心内同时存在着2种流体，这2种流体的弛豫信号不同，而不同弛豫时间的流体成分能够通过反演的方法区分出来。CPMG脉冲序列测量磁化强度随时间衰减由下式表示:

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对这组数据进行反演，将回波串转换成T₂分布。岩心在不同驱替孔隙体积(PV)时的T₂分布如图 3所示。

图 3 驱替过程中的T2弛豫谱 Fig 3 T2 spectrum during displacement

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一般来说，氯化锰溶液的弛豫时间大致为0.1~10ms，而柴油的弛豫时间约为100~1000ms^[19]。图 3给出了驱替量在0、1.5、2和12PV数时的T₂谱，曲线的左峰代表氯化锰溶液，右峰代表柴油。根据图中不同驱替PV数的T₂谱，可以发现，随着驱替PV数的增加，T₂谱的左峰升高，右峰降低，说明岩心内水的含量不断增加，相应的柴油含量不断减小，表明岩心中的柴油不断地被驱替出来。由图 4可见，在驱替2PV之前驱油效果明显，2~3PV时，效果减缓，3PV之后，油水含量基本变化不大。

图 4 驱替过程中的油水T2谱峰面积变化 Fig 4 The change of the peak area of the oil/water T2 spectrum during displacement

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图 5和6分别是水驱油在驱替不同PV数时岩心内流体的MRI平视成像图和俯视投影成像图，左端是驱替液进口，右端为出口。

图 5 驱替过程中岩心内流体的MRI平视投影成像 Fig 5 MRI plan view images during forward displacement

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图 6 驱替过程中岩心内流体的MRI俯视投影成像 Fig 6 MRI vertical views during forward displacement

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由图 5可见，随着驱替量的增加，岩心中流体的颜色由红色(油)变成蓝色(水)，说明油逐渐被水所替代，含油量在减少。在4PV时，前2/3段基本为水，残余油很少，这也说明该岩心中流体未出现明显的重力分异作用。结合图 6看，驱替2PV时，2角部分含油明显减少；驱替到4PV时，一侧面附近已形成明显的窄条水流通道，说明在驱替过程中岩心内右侧形成了优势通道，残余油较多的分布在左侧。整体上，在驱替4PV后，前段部分的含油量已经较少，这与T₂谱的结果基本一致。

同时，2图都显示，出口端的油信号直到8PV时依然比较强，并形成一个明显的横条带状分布，且主要处于中间，两侧有水流通道。研究发现端口原油残留不是个别现象，在很多岩心成像中都存在。分析认为，这是由于端部效应所引起的剩余油残滞现象，当水驱原油到接近末端时，在两侧已经形成水流优势通道，由于末端阻力突然减小，形成水绕过阻力较大的原油的端部流动特征。该成像图也是端部现象存在的直观证据，并显示了对驱替油产生的残滞特点。通过测算，这种端部现象的范围在4 mm以内。

直观的油水分布图是研究驱油机理的重要依据，但是油水分布是否可靠，尚难以证实。含油饱和度是传统流动实验容易获得的可靠参数，如果通过核磁成像测得的油水分布图计算得到含油饱和度，那么不仅能获得一种新的含油饱和度方法，而且可以验证油水分布图是否可靠。

核磁图像的灰度是由信号值直接换算而来，每一个像素代表着这个像素范围内的流体信号幅度，也就包含了这个范围内的含油饱和度信息。饱和油时岩心内的核磁信号累加就是所有油的核磁共振信号，而驱替后所有像素点的核磁信号的累加就是剩余油的信号。由此计算某时刻岩心内不同位置的含油饱和度。

将饱和油的岩心设置为饱和状态，并认为充分饱和油的岩心样品，油饱和度为100%，而无油状态的岩心，油饱和度设置为0。通过一定的序列采样、灰度统一和数据处理，计算了天然岩心的油水分布图。

岩心沿纵截面分3个切片成像，切片位置如图 7 所示。图 8是其中岩心的水驱油过程中含油饱和度的变化曲线，包含了由3块切片成像图计算得到的3条饱和度曲线和1条实验测试的饱和度曲线。

图 7 岩心切片位置示意图 Fig 7 Core slice method

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图 8 水驱油过程中的含油饱和度 Fig 8 Oil saturation during displacement

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由图 8可见，用核磁共振图像法计算得到的饱和度与传统岩心含油饱和度的测试结果相比，变化趋势一致，中间段吻合较好，前后端有一定的误差，整体上误差值在10%以内。就各个切片的饱和度信息而言，切片1和切片3是位于岩心两侧对称的切面，其饱和度的数值较为相似，而位于岩心中间的切片2在驱替进行到0.3PV时，饱和度下降得较快，这是由于在水驱油的过程中，中间形成了优势通道，位于通道中的柴油被快速驱替，而其余的柴油则残留在岩心中。

2种方法得到的饱和度的误差主要来自3个方面：一是采用切片法，每块切片的厚度为7 mm，总厚21 mm，而岩心直径为25 mm，有部分间隔未计算在内；二是实验技术的系统误差，比如采集时间短，存在信号的漏捕，而且天然岩心的孔隙分布范围广，极小孔道的图像信号很容易漏捕；三是实验数据采用的计量法，存在计量误差(如滞后、不稳定等)，尤其是前后出液不稳定时，容易出现误差。

整体上看，核磁共振可视化方法获得的饱和度与测试计量获得的饱和度相近，可以作为一种无损的岩心含油饱和度快速检测方法，而且可以计算指定位置的局部含油饱和度。

综上所述，通过对驱替实验中同一时间采集的T₂谱以及MRI成像图的分析，可以从整体和局部的范围共同观测岩心中流体总量以及局部分布的变化。由不同方向获取的图像，可以对残余油进行空间立体分析，并可以获得空间立体的残余油饱和度。

(1) 通过对装置软、硬件的改造，解决了信号干扰等问题，使国产低场核磁共振成像岩心驱替系统达到了实时检测驱替岩心中油水分布的要求。

(2) 水驱替过程中含油量初期减少明显，然后减幅变缓，并形成了水流优势通道。同时，该技术证实了端部现象的存在，显示了端部效应所引起的剩余油的残滞，其影响范围4mm左右，这对确定用于驱替实验的岩心必须具备的长度具有一定的指导作用。

(3) 核磁共振成像饱和度图像法与传统饱和度计量法的测试结果趋势一致，相差在10%以内，两者基本吻合，这表明核磁共振可视化技术可以成为一种无损、快速的含油饱和度检测法，而且该方法可以获得局部指定位置的含油饱和度，这一点传统的饱和度方法无法做到。