1、第30卷第1期油气地质与采收率Vol.30,No.12023年1月Petroleum Geology and Recovery EfficiencyJan.2023收稿日期：2021-09-23。作者简介：肖文联（1983），男，四川渠县人，教授，博士，从事非常规油气渗流物理及其在油气田开发中应用的教学与科研工作。E-mail：。基金项目：西南石油大学人才项目“非常规油气渗流物理”（2018CXTD10），国家自然科学基金联合基金重点支持项目“黏度可控的原位增黏体系构建及高效驱油机理研究”（U19B2010）。文章编号：1009-9603（2023）01-0112-10DOI：10.13673
2、/37-1359/te.202109016基于核磁共振技术的页岩油润湿性及其对原油动用特征的影响肖文联1，杨玉斌1，黄矗1，谢启超2，陈小东2，曹润荣2，郑玲丽1，任吉田1（1.西南石油大学 油气藏地质及开发工程国家实验室，四川 成都 610500；2.中国石油长庆油田分公司，陕西 西安 710018）摘要：为了识别和评价页岩油储层岩石润湿性，深化其对储层原油动用程度的认识，以鄂尔多斯盆地西233地区页岩油储层岩样为研究对象，开展完全饱和水及束缚水状态下的核磁共振T1-T2二维图谱测试和基于核磁共振技术的自吸法润湿性实验，建立基于核磁共振T1-T2二维图谱评价润湿性的基本方法，进而选择平行岩样
3、开展基于核磁共振技术的岩心水驱油实验，分析评价润湿性对水驱油过程中原油动用特征的影响。研究结果表明，油驱水后（即束缚水状态），水相与孔喉壁面的作用力明显减小，其在孔喉空间中表现出自由流体状态下的体弛豫特征，因此岩样的润湿性表现为油湿，这与基于核磁共振技术的自吸法润湿性实验评价结果一致。由此可见，通过对比不同状态下的核磁共振T1-T2二维图谱能够评价岩样的润湿性；岩样在水驱油过程中主要动用的是中-大孔喉中的原油，小孔喉中原油的动用效果较差。当增加注入水毛细管数的同时减弱储层岩石的油湿特性，小孔喉的动用效果可明显提升。因此注水开发过程中应综合考虑注入水毛细管数和储层岩石的润湿性，进而提高页岩储层的
4、水驱油效率。关键词：页岩油；润湿性；自吸法；核磁共振T1-T2二维图谱；原油动用程度中图分类号：TE311文献标识码：ARock wettability and its influence on crude oil producingcharacteristics based on NMR technologyXIAO Wenlian1，YANG Yubin1，HUANG Chu1，XIE Qichao2，CHEN Xiaodong2，CAO Runrong2，ZHENG Lingli1，REN Jitian1（1.State Key Laboratory of Oil and Gas Res
5、ervoir Geology and Exploitation，Southwest Petroleum University，Chengdu City，SichuanProvince，610500，China；2.PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi an City，Shaanxi Province，710018，China）Abstract：In order to identify and evaluate the rock wettability of shale oil reservoirs and deepen the understandi
6、ng of thecrude oil producing in the reservoirs，this paper takes rock samples from the shale oil reservoirs in the West 233 area of Ordos Basin as the research object and carries out two-dimensional nuclear magnetic resonance（NMR）T1-T2map measurement as well as spontaneous imbibition wettability expe
7、riment based on NMR technology in the state of fully saturated water and irreducible water.In addition，the paper establishes the basic method for evaluating wettability based on the two-dimensional NMR T1-T2maps and selects parallel rock samples for core water flooding experiment based on NMR techno
8、logy，so as to analyze and evaluate the influence of wettability on the crude oil production characteristics during the waterflooding.The research results show that after the oil flooding water（i.e.，in the irreducible water state），the force betweenthe water and the pore throat wall is significantly r
9、educed，and the water exhibits the characteristics of bulk relaxation inthe state of free fluid in the pore throat space.As a result，the wettability of the rock samples is oil-wet，which is consistent第30卷第1期肖文联等.基于核磁共振技术的页岩油润湿性及其对原油动用特征的影响 113 with the results of the spontaneous imbibition wettability
10、 experiment based on NMR technology.Therefore，it can be seenthat the wettability of the rock samples can be evaluated by comparing the two-dimensional NMR T1-T2maps in differentstates.During the water flooding，the crude oil is mainly produced in the medium and large pore throats of the rock samplesb
11、ut poorly produced in small pore throats.When the capillary number of injected water is increased，and the oil-wet characteristics of the rock in reservoirs are weakened，the crude oil producing in the small pore throats is significantly improved.Therefore，the capillary number of injected water and we
12、ttability of the rock should be comprehensively considered duringwater flooding development，so as to improve the water flooding efficiency of shale reservoirs.Key words：shale oil；wettability；spontaneous imbibition method；two-dimensional nuclear magnetic resonance T1-T2map；oil producing ratio润湿性是储层岩石
13、重要的特征参数之一，尤其是对于微纳米孔喉发育、矿物组成复杂、具有显著毛细管效应的储层1-3。岩石润湿性的客观认识对储层的采出程度、剩余油的分布、采收率的提高具有十分重要的意义4-5。随着页岩油等非常规油气的勘探与开发，一些学者发现页岩油储层的润湿性为水湿6-7，而部分学者认为是油湿7-8，油湿储层和水湿储层的原油动用特征大相径庭。因此，研究页岩油储层润湿性识别和评价的新方法，深化润湿性对页岩油储层原油动用程度的认识是非常紧迫的科学技术问题。自 20世纪 30年代以来，中外研究者在分析流体与岩石之间相互作用关系的基础上，提出了多种评价岩石润湿性的方法，其中USBM方法和自吸法是目前室内实验评价储
14、层岩石润湿性最常用的方法9-12。但这2种方法不仅实验周期较长，而且无法为测井技术所用13。而低场核磁共振（NMR）作为一种高效、无损、快速测量流体及其分布的技术，不仅广泛应用于实验室岩心分析14-20，同时也是一种重要的地球物理测井方法21-23。有学者也常用该项技术评价储层岩石的润湿性。HOWARD基于不同含水饱和度下的一维核磁共振T2图谱，建立了饱和水的弛豫移动与含水饱和度和润湿性之间的关系24；FLEURY等基于亲油和亲水的表面积定义评价岩样润湿性的一维NMR润湿指数25，但这些方法需将油相和水相的弛豫信息完全分离。随着二维核磁共振技术的出现和发展，扩散-弛豫（D-T2）和T1-T2二
15、维图谱成为解释和评价储层流体类型及分布的重要工具，MINH等借助D-T2图谱建立了一种润湿性的表征方法，但该方法难以适用于具有极短弛豫组分信息的页岩油储层26，而利用T1-T2二维图谱表征页岩油储层润湿性的相关研究鲜有报道。为此，笔者以鄂尔多斯盆地西 233区块长 7段页岩油储层为研究对象，开展完全饱和水及束缚水状态下的核磁共振T1-T2二维图谱测试；在2种状态下T1-T2二维图谱变化特征分析的基础上，建立基于核磁共振T1-T2二维图谱的润湿性评价方法，并与基于核磁共振技术的自吸法润湿性实验评价结果对比分析，获得储层岩石的润湿性；同时，完成平行岩样基于核磁共振技术的岩心水驱油实验，并结合简化的
16、毛细管数模型，分析润湿性对鄂尔多斯盆地页岩油动用特征的影响。1实验岩样8 块实验岩样取自鄂尔多斯盆地陇东地区西233区块长7段页岩油藏，且所有岩样均从同一口井的相邻位置钻取，以保证岩样的岩性及润湿性等特征一致。其中1#和2#岩样用于开展完全饱和水和束缚水状态下的核磁共振T1-T2二维图谱测试，3#，4#和5#岩样用于开展基于核磁共振技术的自吸法润湿性实验27，6#，7#和8#岩样用于开展基于核磁共振技术的岩心水驱油实验，岩样的具体物性参数见表1。表1实验岩样基本物性Table1Basic physical properties of experimentalrock samples岩样编号1#2#3#4#5#6#7#8#长度/mm50.1550.0649.8950.5150.2550.0550.2350.16直径/mm25.2925.2725.3025.2825.2825.3025.3025.30密度/（gcm-3）2.4502.4302.4402.4402.4502.4322.4232.449孔隙度/%12.30610.76511.3069.8349.3739.4708.6208.1