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T2一维分布在非常规油气岩芯分析中的“盲区”
发布时间:2021-05-27   浏览:2834次

非常规油气资源(包括页岩油气、致密砂岩油气、煤层气、天然气水合物等)的勘探、开发和分析技术已成为国际上油气领域研究的热点。非常规油气岩芯具有低孔隙度(<10%)和低渗透率(<0.1mD)的特点,并含有的各种重油或固体有机质以及有机孔隙,使岩芯分析在各方面变得更加复杂。

核磁共振弛豫技术作为一种无损的、非侵入式的、高灵敏度且快速的检测手段,已经在常规油气岩芯分析中大放异彩。其中,T2一维分布作为岩芯孔径和流体分布的有效分析手段,已经为广大研究人员所认同。传统的核磁共振分析手段通常是对岩芯样本进行清洗、干燥、然后用地层水或油将其完全饱和后测量弛豫时间并反演后获得T2一维分布,进而获得样本的总孔隙度以及孔径大小分布。对岩芯样本离心后,甩去可移动液体,再测弛豫时间分布,对照完全饱和样本的数据,从而获得可动与不可动液体体积和T2截止值(Cut-off)的确定等。注意,这种分析手段的核心是,岩芯样本中只有一种液体。

这些传统分析手段在非常规岩芯分析中遇到了严峻挑战。由于非常规油气岩芯的致密性和超低渗透性,岩芯样本的清洗就就是一项极其耗时的任务,对一个一寸直径的小柱塞样采用诸如Dean Stark化学萃取方法清洗,耗时可达数周甚至数月。如果再对岩芯样本进行饱和,将要花费的几乎同样长的时间。同时,清洗过程本身也会对岩芯样本造成破坏,无法进行后续的实验检测。 因此,在非常规岩芯规程中,国际上都是直接分析原始岩芯。换言之,我们必须接受岩芯样本中油、水及固体有机质共存的现实。

除此之外,面对非常规油气岩芯的各种“刁难”,T2一维分布是否依然能够从容不迫?

在核磁共振当中,T2一维分布只是岩芯样本在横向弛豫尺度上的观测结果。正如我们很难通过单个方向的投影去识别复杂结构的全貌一样,T2一维分布也有它无法窥探的“盲区”

“盲区”一:T2一维分布无法准确区分非常规油气岩芯中的水、油与有机质

核磁共振的大优越性之一是弛豫时间T2直接反映的是分子的运动性,分子运动越剧烈,T2就越长。如粘滞系数较低轻质油的T2比水或重油的T2长,固体有机质的T2就很短。相反,分子运动如果受到约束,T2就短。这也就是为什么T2分布可以看作是岩芯孔径大小的分布1,关系如下:

公式1 

其中ρ2是表面弛豫率,与样本本身的材料有关,Spore/Vpore是样本的比表面积。当我们规定孔的模型(板状孔、圆柱孔、球形孔)时,比表面积便可以反映样本孔径大小的信息。当样本结构简单,填充流体单一时,这个映射关系能给我们带来很多检测上的便利。

但是在受限情况下,T2的变化会复杂很多。非常规油气岩芯中,不仅存在多种受限流体(水、轻质油、重油),同时还存在固体有机质(干酪根)。它们的T2弛豫时间分布常常会“重合”在一起,难以区分。

正如需要借助其他方向的投影来描述结构的全貌一样,核磁共振也需要借助除T2一维分布以外的观测角度。核磁共振的弛豫中,除了T2横向弛豫外,还有T1纵向弛豫。T1-T2 map二维分布(如 1(A))能够不仅能够获取T2一维弛豫分布(如 1 (B))的全部信息,同时也可以获取与T1一维弛豫分布(如 1 (C))以及两者的关联情况。从 1中也可以看出不同组分的T2一维弛豫分布的“重合”情况,实际中观测到的T2一维弛豫分布实际上是这些成分叠加在一起的包络。

图1 

1 岩芯样本的T1-T2map2

T1-T2 map如何正确解读? T1T2的比值对于不同组分有明显不同(如 2),在23MH磁场中的参考如下3

(1) 对于自由水(bulk water),根据BPP理论,水的T1/T2始终为1,与温度和共振频率无关。

(2) 对于孔介质中的水分,T1/T2会略大于1(1.4,23MHz),与拉莫尔频率相关,但随频率变化不大。对于束缚水,T2值要明显更小,在1ms以下。

(3) 对于孔介质中的油成分,T1/T2分布相对较广(4~100,23MHz),这与油本身成分不均一以及油在多孔介质中的T2T1呈现多指数分布有关。T1/T2与拉莫尔频率相关,磁场场强越高,T1/T2比值越大。

(4) 对于固体有机质或是重油,T1/T2要比油成分要高(>100, 23MHz),其中T1值大于10ms,T2值要小于油成分的T2值。T1/T2与拉莫尔频率相关,磁场场强越高,T1/T2比值越大,这与BPP理论趋势一致。

(5) 对于羟基化合物,T2小于0.1ms,T1分布大致处于重油与束缚水之间。

图2 

2 岩芯不同组分在T1-T2map 中的分布3

“盲区”二:T2一维分布在非常规油气岩芯孔径大小分布检测中“力不从心”

T2一维分布与孔径大小分布的映射关系已经被广大研究人员认同。我们不妨把T2与孔径大小的关系再做一次详细展开,具体如下:

公式2 

其中ρ2是表面弛豫率α是形状因子(α=1,2,3分别对应板状孔、圆柱孔、球形孔)。

实际上1/T2与多孔介质的比表面积有着更直接的关系,为了解释这个映射关系的适用性,我们不妨回归一开始的弛豫理论1

首先是两相快速交换弛豫(Biphasic fast-exchange relations)。两相快速交换弛豫理论主要描述的是:在孔隙中,流体的弛豫主要有两部分,一部分来自于远离表面的分子间和分子内的长弛豫部分1/Tbulk;另一部分来自于靠近固体表面的薄层中的分子弛豫部分1/Tsurf。由于分子扩散,这两部分发生交换。在交换速率远远大于这两项的弛豫速率时,1/T2可以被简化为:

公式3 

其中,Nsurf/N为靠近固体表面薄层与总体的自旋体数目之比,Nsurf/N的值与比孔隙的表面积相关:

公式4 

其中ε为靠近固体表面薄层的厚度,至此,建立了1/T2 与孔隙比表面积的关系。

那么表面弛豫率ρ2可以根据以下公式推导:

公式5 

这里需要提醒非常重要的几点:

(1) 在纳米孔中测量的弛豫时间可能不能给出孔径大小的信息,因为NMR中分子相互作用的长度尺度与厚度ε相当,此模型不能够适用。

(2) 两相快速交换弛豫是在封闭孔中提出的,对于存在很多连通孔的介质,由于扩散孔耦合效应,测量的弛豫时间可能无法给出孔径大小的信息,而可能是一个平均的比表面积信息,然而并不能证明没有更小孔径的存在。同样,使用T2-cutoff来推导毛细孔的束缚水对于这种情况也不适用。

(3) 影响表面弛豫率ρ2的因素有很多,流体的类型(油,水),以及顺磁性杂质Fe3+, Mn2+的表面密度,以及材料的润湿性(无机孔,有机孔)。同时ρ2还会受拉莫尔频率的影响。对于不均匀材料,ρ2常是一个平均值。所以单一 流体饱和的情况下,T2一维分布才满足与孔径大小的映射关系。不同流体饱和下,ρ2的理论值应有所差别。不同样本之间对比T2一维分布以获取孔径分布的对比时,应小心使用。

(4) 与其他孔径分布测量方法对比时,请考虑以上几点,确定T2一维分布表征孔径大小分布的适用性。

可以看到,对非常规油气岩芯使用T2一维分布表征孔径大小的模型时,会触及不少“雷区”。非常规油气岩芯中的固体有机质在样本饱和水的T2一维分布检测中,会给孔径信息带来误判。同时无机孔与有机孔润湿性的不同,以及微孔的连通性,也会造成孔径信息的误解。可见,对于非常规油气岩芯,常规实验条件下的T2一维分布与孔径大小分布的对应关系,并不可靠。

总结以上,面对非常规油气岩芯,无论是孔径分布还是流体组分区分,T2一维分布都显得十分“捉襟见肘”。相比之下,面对非常规油气岩芯的各种“刁难”T1-T2map更为值得信赖。

 

参考文献

1. Kleinberg, R. L.;  Kenyon, W. E.; Mitra, P. P., Mechanism of Nmr Relaxation of Fluids in Rock. J Magn Reson Ser A 1994, 108 (2), 206-214.

2. Xie, Z. H.; Gan, Z., Value of 20Mhz NMR Core Analysis for Unconventional Mudstones. In SPWLA 59th Annual Logging Symposium, Society of Petrophysicists and Well-Log Analysts: London, UK, 2018; p 10.

3. Khatibi, S.;  Ostadhassan, M.;  Xie, Z. H.;  Gentzis, T.;  Bubach, B.;  Gan, Z.; Carvajal-Ortiz, H., NMR relaxometry a new approach to detect geochemical properties of organic matter in tight shales. Fuel 2019, 235, 167-177.


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