鄂尔多斯盆地致密砂岩储层气水分布的二维核磁共振表征研究及其在油气勘探开发中的应用价值

这篇研究通过高温高压核磁共振（NMR）在线驱替系统，系统分析了鄂尔多斯盆地杭锦旗区块致密砂岩在饱和水、饱和甲烷、离心及干燥状态下的T2谱和T1-T2二维谱特征。研究揭示了温度-压力耦合作用下甲烷吸附态与游离态的转化规律，建立了基于T1/T2比的二维气水识别图版，为低孔低渗储层（孔隙度<8%，渗透率<0.1 mD）的流体识别提供了创新方法，解决了传统测井在复杂孔隙结构中气水层区分模糊的难题。

　　

实验部分

研究选取鄂尔多斯盆地杭锦旗区块13组致密砂岩岩心（孔隙度2.9%-15.3%），采用MesoMR23-060HeI系统（磁场强度0.3 T，最高温度150°C，围压70 MPa）开展实验。通过CPMG序列获取T₂谱，SR-CPMG序列构建T₁-T₂二维谱，结合离心（13,000 rpm/30 min）和氩气干燥处理，系统分析不同温压条件下（20-40 MPa，70-110°C）流体响应特征。

静态NMR测试结果

甲烷饱和压力从10 MPa增至30 MPa时，T₂谱主峰从0.2-1 ms右移至1-4 ms，吸附气信号占比从35%提升至68%。二维谱显示T₁/T₂>100区域信号增强，表明高压促使游离气（T₂=30-200 ms）向吸附态（T₂=0.1-0.5 ms）转化。相较之下，水饱和样品的T₂谱在升温至110°C时主峰右移23%，反映温度对流体黏度的显著影响。

水驱动态过程分析

注水压力从10 MPa升至30 MPa时，甲烷信号在T₁-T₂谱中呈现三阶段演化：游离气（T₁/T₂<10）→毛细管残余气（T₁/T₂=100-6,000）→黏土束缚水（T₂<0.5 ms）。值得注意的是，20 MPa注水压力下出现"信号重叠区"（T₂=0.5-10 ms，T₁/T₂=1-20），对应毛细管水与溶解气的混合相。

二维气水识别图版

通过MATLAB-OriginPro数据融合构建的识别图版显示：黏土信号区（T₂<0.5 ms，T₁/T₂>100）、毛细管水区（T₂=0.5-10 ms，T₁/T₂=1-20）与游离气区（T₂>30 ms，T₁/T₂<5）呈梯度分布。该模型在杭锦旗区块现场应用中，气层识别准确率较常规D-T₂方法提升41%。

结论与展望

研究证实T₁-T₂二维NMR可有效区分致密砂岩中纳米级孔隙（<1 μm）的流体相态，未来需结合人工智能优化信号解译算法。该技术为类似储层的压裂甜点预测提供了新思路，目前已在四川盆地须家河组开展验证试验。