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一维和二维核磁共振研究致密油藏润湿性
二维核磁共振技术一直是致密油藏研究的“利器”，在流体识别中发挥重要作用。关于二维核磁共振技术，之前的推文中有所涉及，但是详细介绍不太多，今天小编特意选了一篇2019年发表在《Fuel》上的利用一维和二维核磁共振技术研究致密油藏的孔隙润湿性的文章跟大家解读，通过本文学习致密油藏润湿性研究的方法。
01
本文核心观点
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图谱均分为左右两部分，水润湿性无机孔隙的峰值弛豫时间约为13.64 ms，对应的T1/T2比值约为5.0。
通过自发渗吸实验研究混合型润湿岩心的润湿情况。结果表明：油润湿后的T1/T2小于水润湿后的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。
02前言
在常规油气开发中，核磁共振技术应用非常广泛，常见的就有孔隙度、渗透率、孔隙类型、润湿性等等。
然而在致密油藏中，有机质含量较高，用常规的NMR方法去解释非常规致密油储层（有机质含量高）有点不妥，但是作为当今测井行业最值得信赖的测井工具之一，核磁共振研究非常规储层能提供很多精确的信息，例如润湿性和孔隙类型等。因此本文尝试利用1维和2维核磁共振技术研究致密油藏的润湿性。
常用的润湿性研究方法例如接触角法和自渗析称重法，在研究致密储层时都稍显不足。接触角法只能研究所接触面的润湿类型，并不能研究整体的润湿性，而自渗析称重法虽然研究整体润湿性，但对于具体孔隙的润湿，则有些无能为力。
核磁共振法与接触角法和自渗析实验相比，最大的优势在于能提供不同孔隙类型的润湿性，结合二维核磁共振技术，区分不同的物质/流体，为润湿性研究提供强有力的支持。
03
核磁应用原理及实验流程
一维T2实验原理
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
二维T1-T2实验原理
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（wI)—谱密度，与相关时间t及拉莫尔频率wI相关
将公式（2）和（3）相比，得到T1/T2的比值与J（wI)有关，当拉莫尔频率越大，其比值越大。
区分流体中，选哪个
磁场强度？
21MHz和2MHz
根据以上的BPP模型，对于高粘物质，当使用高频磁场测试时（拉莫尔频率大）T1/T2比值较大，可以较好的区分致密油藏岩石中含氢物质。
接下来我们用实验数据来说明：
▲J.-P. Korb et al. / Microporous and Mesoporous Materials 269 (2018) 7-11
图为利用变场核磁共振技术区分页岩中油、水信号，相比之下，23MHz的仪器区分效果明显优于2.5MHz，所以不同场强的仪器使用场景和范围是不同的。
如果遇到打着某种场强的仪器无所不能的宣传，这时候就要小心了。
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。
04
实验结果
01
离心和烘干过程结果分析
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
02
油水自渗吸过程流体变化
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。
05结论
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。
06
文中所用仪器：中尺寸核磁共振成像分析仪
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：
煤层气页岩气变温吸附解吸/两相动态驱替/超临界CO2的研究
天然气水合物合成分解/煤层气/岩土冻融
如果您对以上应用感兴趣，欢迎咨询技术工程师。
参考文献
Weichao Yan, Jianmeng Sun, Naser Golsanami, et al. Evaluation of wettabilities and pores in tight oil reservoirs by a new experimental design[J].Fuel,252(2019):272-280.
J.-P.Korb,B.Niort,I.Jolivet.Dynamics and wettability of petroleum fluids in shale oil probed by 2D T1-T2and fast field cycling NMR relaxation[J].Microporous and Mesoporous Materials 269(2018)7-11.
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