从T1-T2角度揭秘致密油藏开采的“不寻常”之路

储层流体T2分布特征会受到体弛豫、表面弛豫、扩散弛豫三种弛豫机制的影响，可以用下式表示：

式中：T2B —流体弛豫，ms；

            ρ2  —颗粒表面弛豫强度

            (S/V) — 孔隙表面积与流体体积之比

            D —流体扩散系数

            γ —旋磁比

            G — 场强梯度

            TE — 回波间距

在常规的储层的孔隙分布计算中，我们往往把扩散弛豫这一项忽略掉，然而对于致密油藏，储层内部存在高粘流体和粘性半固体。因此扩散弛豫这一项不能忽略，采用BPP模型，具体公式如下：

式中：γ —旋磁比

ħ — 约化普朗克常量

J（w_I)—谱密度，与相关时间t及拉莫尔频率w_I相关

将公式（2）和（3）相比，得到T₁/T₂的比值与J（w_I)有关，当拉莫尔频率越大，其比值越大。

回归到本实验中，其中核磁仪器采用苏州纽迈分析仪器股份有限公司生产的MesoMR23-060H-I来测量致密油岩样品的一维T₂分布和二维 T₁-T₂。

样品的处理流程如下：

我们将流体驱入孔隙研究总NMR信号，然后进行离心实验研究致密油岩样中的大孔隙。干燥主要是研究致密油储层中不可动的含氢物质（作为核磁共振信号的来源之一），并分别利用水、油自渗析实验研究孔隙的润湿性。

图为岩心在四种不同状态（饱水、离心、80℃干燥、140℃干燥）下T₂弛豫图谱，信号明显分为两个部分：L（小孔隙和部分大孔隙）和R（大孔隙）。随着处理的不断进行，两部分信号逐渐降低，140℃烘干条件下，剩余的为不可移动的如有机质的物质，其信号正好为初始的一半左右。

图1 两块岩芯在四种不同状态下的T₂分布

为了更清晰研究处理过程物质的变化，使用二维T₁-T₂研究流体的变化。在二维图谱上也明显的分为两个部分，饱水后，T₁/T₂在1.45-1.93之间，说明该峰与水密切相关。140°干燥后，信号强度明显降低，且存在不可移动的含氢物质（T₁/T₂=28.5）。

图2. 2号岩芯四种不同状态下的T1-T₂图

OM代表有机质，W代表水

图3为样品1在140℃干燥后，先在油中浸泡9天然后在水中浸泡9天后的T₂分布图。

三种状态相比，在油中浸泡后，两个峰值均向左偏移，这表明油相和油湿孔隙表面的弛豫速度明显快于水相和水湿孔隙。

因此可以推测出：第一个峰与烃类的有机孔隙相关，第二个峰与无机物的孔隙相关。

通过移除不可动无机物的信号幅度，可以计算出油湿孔隙和水湿孔隙的比例。

图3 1号岩芯不同状态下T₂分布

图4 1号岩芯在油中浸泡9天、在水中浸泡9天的T₁-T₂图

图4为1号岩芯在油中浸泡9天、在水中浸泡9天的T₁-T₂图。

如图所示，OM代表有机质，W代表水，O代表油。根据T2值差异将T1-T2谱划分为左部分与右部分，在油中浸泡9天后，左、右两部分的T₁/T₂值分布为1.46和13.10。当在水中浸泡9天后，左、右两部分T₁/T₂值分别降为1.22和11.97（这种现象同样出现在2号样品中）。

这表明油湿孔有更高的T₁/T₂值,说明有机质与流体之间存在着同核偶极作用，且这种作用油要大于水。

本文研究了不同孔隙类型致密油气藏的弛豫时间范围和T₁/T₂比值，确定了水润湿型孔隙和油润湿性孔隙的弛豫范围。

致密油藏的T₁弛豫图谱和T₁-T₂图谱均可分为左右两部分，水润湿性无机孔隙与油湿性有机孔的峰值弛豫时间与T₁/T₂比值存在明显差异。

通过自发渗吸研究混合型润湿岩心的情况，对比T2谱和T1-T2谱的峰值弛豫时间与T1/T2值，就可以准确、定量的评价岩心润湿性。

除了离线测试，如果您想要做过程性的动态实验，该仪器可加载高温高压、低温高压附件，分别实现：

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