低场NMR T2独立估算碳酸盐岩残余油饱和度：T2cutoff体积法与T2lm对数平均法的XCT验证

《Applied Sciences》：Numerical Investigation of Heat Transfer Augmentation in Axial and Parallel Rotating Channels with Inserts

　　

核磁共振（NMR）弛豫测量广泛用于表征孔隙系统并估算储层岩石中的流体饱和度。该研究评估低场NMR横向弛豫时间（T₂）作为独立方法，在盐水驱替后估算印第安纳石灰岩岩心柱中的残余油饱和度（S_or）。三个岩心柱首先用脱气轻质原油饱和，随后在不同注入速率下开展盐水岩心驱替实验，以建立不同的驱后S_or。研究考察了两种基于NMR T₂的方法：（i）基于校准T₂截止值（T₂cutoff）的体积法；（ii）基于对数平均T₂响应（T_2lm）的数学法。采用X射线计算机断层扫描（XCT）获得独立饱和度估计。总体而言，体积法与XCT的一致性较对数平均法更接近。然而，适当的T₂cutoff校准和敏感性分析至关重要，因为岩石润湿性、去饱和条件、流体性质和孔径分布会影响截止值选择及由此产生的饱和度估计。在90 ms的T₂cutoff下，Ind03、Ind08和Ind09基于截止值的油饱和度估计分别为42.0%、38.8%和40.1%。将T₂cutoff从70 ms提高至100 ms，使三个岩心柱的估计饱和度增加4.4–5.0个百分点，突显了定量饱和度估计对截止值选择的敏感性。

储层岩石中油、水、气识别通常始于测井；电阻率、密度、中子、声波、介电和核磁共振（NMR）测井用于估算流体饱和度并区分流体，但这些解释本质上是间接的，且对岩石结构、润湿性、黏土含量、盐度和仪器响应敏感，因此需要代表性岩心进行实验室标定。经典Dean–Stark extraction、蒸馏和热解法可定量油水含量，但耗时长且可能改变岩石性质；热重分析需独立测量验证；X射线计算机断层扫描（XCT）可无损可视化孔隙尺度流体分布，但耗时、成本高，且分辨率受体素尺寸与孔隙尺寸之比限制；电阻率、化学示踪剂和岩心驱替（core-flooding，用流体注入岩心以改变流体饱和度的实验）可评估流体饱和度、驱替效率和润湿性，但需专用设备与较长实验时间。NMR可把弛豫时间与孔隙尺寸和流体类型联系，传统脉冲NMR测井中常加入MnCl₂抑制水信号以分离油响应，或采用二维T₁–T₂及micro-XCT联用，增加采集复杂度、时间和成本。碳酸盐岩中基于NMR的流体饱和度定量方法比较仍有限，因此该研究评估低场NMR T₂作为独立方法估算印第安纳石灰岩盐水驱后的S_or，比较基于校准T₂cutoff的体积法与基于T_2lm的数学法，并以XCT独立测量作验证和敏感性分析。结果显示体积法总体更接近XCT；90 ms截止值下三个岩心柱S_or为42.0%、38.8%和40.1%，70至100 ms变化使估值增加4.4–5.0个百分点，较低截止值70 ms与XCT最接近；其意义是为均质印第安纳石灰岩轻油–盐水系统提供NMR T₂单独估算S_or的概念验证，并强调T₂cutoff需按岩石和流体条件校准。

关键技术方法（≤250字）：采用低场NMR测量T₂分布，并以已知体积油–盐水混合物校准油/盐水信号；对全水饱和Ind10进行离心去饱和（3500 rpm、25 °C、约200 psi）确定T₂cutoff，并用汞侵入毛细管压力（MICP，用于表征孔径分布的方法）辅助解释；以XCT在干、全水、全油和驱后状态成像，按CT响应方程独立估算S_or；岩心驱替在围压2500 psi、回压1500 psi下以0.2或0.8 cm³/min注入盐水至10 PV。样本来自印第安纳碳酸盐岩块（Kocurek Industries，Caldwell，TX，USA），制备10个柱塞，选用Ind03、Ind08、Ind09驱替，Ind10校准。

3.1 NMR油与盐水响应校准：通过5 cm³玻璃瓶中不同盐水/油体积比混合物的NMR T₂测量，油信号约在90 ms、盐水信号约在3000 ms，二者分离清楚；Ind10全水、Ind08全油及Ind08驱后分布表明油饱和向短T₂偏移、盐水驱后向长T₂偏移，为相区分和定量提供依据。

3.2 NMR润湿性分析：采用Fleury提出的NMR润湿指数，以Ind10全水、Ind08全油及离心去饱和后的主导弛豫时间计算I_NMR，得I_NMR=1，表明Ind08经7天油老化后呈水湿倾向。

3.3.1 基于NMR T₂截止值的体积估计：以90 ms T₂cutoff将大于截止值的信号归为大孔盐水、小于截止值的信号归为小孔油和束缚流体，校正体积后得S_or约42.0%、38.8%和40.1%；低注入速率Ind03略高，与XCT显示高注入速率驱油更多一致；Ind03更长老化可能导致润湿性改变，但该认识为基于老化时长的假设。

3.3.2 基于NMR T₂对数平均的数学估计：以全油Ind08的T_2lm=32 ms和全水Ind10的T_2lm=179 ms为端点，驱后T_2lm为Ind03=32.9 ms、Ind08=49.0 ms、Ind09=40.8 ms；估计S_or为22.4%、33.0%、27.7%。Ind08接近体积法，Ind03和Ind09显著偏低，且注入速率与S_or的预期关系不清晰。

3.4 NMR方法与验证：用XCT干、全油、驱后剖面按CT响应方程估算S_or作参考；剖面大致平行，Ind09在25–35 mm区间驱替受限，解释为较低CT值/较低孔隙可能限制流动，Ind03驱替程度更高；T₂cutoff敏感性分析在70、80、90、100 ms下得MRE分别为9%、13%、18%、23%，70 ms最接近XCT，对数平均法MRE为20%，故本条件下体积法配合较低截止值更优；0.1%孔隙度不确定性传播已给出，但其他来源未独立量化，不能代表总不确定度。

讨论部分表明，体积法在所研究条件下有前景，但单一校准T₂cutoff不能简单外推到注入速率和润湿性不同的岩心；T₂cutoff受孔隙结构、润湿性、矿物学、流体性质和去饱和条件控制。T_2lm法为经验性端点插值，假设随饱和度近似单调，可能受润湿性、孔径依赖流体分布、表面弛豫非均质和非均匀驱替影响。适用性限于均质印第安纳石灰岩、密度低于0.9 g/cm³的轻质原油且油水NMR信号充分分离；不适用于重质或黏性油、混合润湿系统或非均质碳酸盐岩，需进一步实验。

研究结论翻译：该研究评估了低场NMR横向弛豫时间T₂作为独立方法，在盐水驱替后估算碳酸盐岩心柱残余油饱和度。考察了两种NMR工作流：基于校准T₂cutoff的体积法和基于对数平均T₂响应的数学法。XCT也用于估算S_or并为NMR方法提供参考。体积NMR方法在所研究条件下显示出前景。然而，合适的T₂cutoff取决于孔隙结构、润湿性、矿物学、流体性质和去饱和条件。虽然三个测试岩心柱来自同一印第安纳碳酸盐岩块且孔径分布和矿物学相似，但当注入速率和润湿性不同时，将一个校准截止值应用于所有岩心柱可能不合适。这些发现表明，经适当校准，NMR T₂测量可提供实用的流体饱和度估计方法。此处适用性限于含密度低于0.9 g/cm³轻质原油且油水NMR信号充分分离的均质印第安纳石灰岩。结果可能不适用于重质或黏性油、混合润湿系统或非均质碳酸盐岩储层。需要进一步实验研究流体性质、流体组成和岩石非均质性的影响。在所研究条件下，基于截止值的体积法表现优于对数平均法。这些发现为所测试的印第安纳石灰岩和轻油–盐水系统中的NMR饱和度估计提供了概念验证。应用于其他碳酸盐岩性和储层条件需要进一步验证和岩石特异性的T₂cutoff校准。