image
Home Journals Progress in Geophysics
Progress in Geophysics

Abbreviation (ISO4): Prog Geophy      Editor in chief:

About  /  Aim & scope  /  Editorial board  /  Indexed  /  Contact  / 
Online first  /  Current issue  /  All issues  /  Top access  /  RSS

Progress in Geophysics >

2025 , Vol. 40 >Issue 1: 243 - 254

DOI: https://doi.org/10.6038/pg2025HH0244

Effect of temperature on NMR response of porous media

  • Meng WANG , 1 ,
  • Yu DONG , 1, * ,
  • JianXin LIU 2 ,
  • HaiBo LIU 1 ,
  • ZhiJie LIU 1 ,
  • Xuan LI 1
Expand
  • 1 China Oilfield Services Limited, Langfang 065201, China
  • 2 CNOOC China Limited, Shanghai Branch, Shanghai 200335, China

Received date: 2024-02-26

  Online published: 2025-03-13

Copyright

Copyright ©2025 Progress in Geophysics. All rights reserved.
Fold

Abstract

The high temperature and high pressure environment will cause significant changes in the Nuclear Magnetic Resonance(NMR) relaxation spectrum, which makes the methods and models based on the normal temperature and pressure state ineffective in the actual formation evaluation. In order to study the effect of temperature on the NMR response of porous media, eight types of artificial sandstone cores with different permeability, porosity, and shale content were manufactured, and NMR temperature-pressure experiments were conducted with 100% water saturation, oil saturation, and saturated oil-water two-phase conditions, respectively. The comparison of the NMR relaxation spectrum shapes measured under different temperature-pressure conditions indicates that pressure has little effect on the NMR response of porous media, while the effect of temperature on relaxation time is related to the wettability of the porous media, and the short relaxation peak is much less affected by temperature than the long relaxation peak. By statistically summarizing the variation patterns of core NMR porosity measured under different conditions, a temperature correction formula for NMR porosity was derived, and the porosity correction model under saturated oil and water state is determined.

Key words： Nuclear Magnetic Resonance(NMR); Porous media; Variable temperature and pressure experiment; Relaxation; Porosity correction

Cite this article

Meng WANG , Yu DONG , JianXin LIU , HaiBo LIU , ZhiJie LIU , Xuan LI . Effect of temperature on NMR response of porous media[J]. Progress in Geophysics, 2025 , 40(1) : 243 -254 . DOI: 10.6038/pg2025HH0244

0 引言

理论上，核磁共振测井不受岩性影响，在表征储层孔径分布、计算孔隙度、渗透率、束缚水饱和度等方面优势显著，解决了复杂岩性储层评价中的众多疑难问题.然而，核磁共振测井用于表征储层孔径分布、计算储层参数的方法和模型，均是建立在常温岩石孔隙100%饱含水状态下的砂岩核磁共振实验基础上(熊亭等，2023).孔隙介质中流体弛豫存在体弛豫、表面弛豫、扩散弛豫三种机制作用，其中在流体黏度较小时，自由流体弛豫时间与黏度和温度的比值近似为线性关系，稠油弛豫时间则与黏温比成幂律关系(谢然红等，2008； Zhang et al., 1998； Zega et al., 1989， 1990；Kleinberg and Vinegar, 1996； Mardon et al., 1996).表面弛豫分为两部分，一部分是流体与表面顺磁离子中心作用的弛豫时间，另一部分是流体与表面其他位置作用的弛豫时间，二者共同决定了表面弛豫的温度特性和频率特性，而温度只会影响第二部分表面弛豫(Korb et al., 1997，1999；Godefroy et al., 2001; 成家杰等，2023). 扩散弛豫与流体的扩散系数、磁场强度、回波间隔有关，扩散系数越大弛豫时间越短，当流体黏度高于阈值黏度时，扩散系数趋于定值，当流体黏度低于阈值黏度时，扩散系数与黏度和温度的比值成反比(Korb et al., 2015).
核磁共振弛豫时间温度特性的实验研究方面，最早的饱和水贝瑞砂岩和碳酸盐岩25~175 ℃范围内的变温核磁实验中，认为孔隙流体弛豫时间与温度无关(Latour et al., 1992； Kleinberg et al., 1994).随后在多种碳酸盐岩变温实验中证实该实验的局限性，并表明表面弛豫低的碳酸盐岩随温度升高会加快弛豫(Fordham et al., 1999a, b).紧接着在分别饱和油、水的储层砂岩、露头砂岩以及碳酸盐岩的变温实验中，发现饱和水砂岩弛豫时间随温度升高而减小，饱和水碳酸盐岩、饱和油的砂岩和碳酸盐岩弛豫时间随温度升高而增大，并提出弛豫时间与流体在岩石孔隙表面的表观活化能大小有关(Godefroy et al., 2002).国内学者进行了20~90 ℃范围内饱和不同流体的贝瑞砂岩、碳酸盐岩的变温实验，实验结果与Godefroy研究结果一致(谢然红等, 2007, 2008).近些年国外学者又进行了大量的碳酸盐岩变温实验，实验结果表明低孔渗碳酸盐岩T2谱随温度升高整体向右平移，几何均质随温度变化的速率与孔隙度和渗透率无关(Hursan et al., 2019； Shao et al., 2021).上述实验主要集中于砂岩、碳酸盐岩表面弛豫机理的研究，并未考虑温度对含黏土矿物核磁共振响应的影响.此外，对于含较多顺磁性物质、矿物成分复杂的火成岩核磁共振响应受温度有何影响，目前尚未开展相关研究.
为了研究温度对多孔介质流体核磁共振响应的影响，本研究分别按照不同渗透率、不同孔隙度、不同泥质含量试制了8种人造砂岩，分别饱和油、水进行变温变压的核磁共振实验，同时，另外选取了两块饱和水的火成岩、三块饱和油的储层砂岩进行恒压变温的核磁共振实验.通过总结不同状态下测量的岩心弛豫时间变化规律，绘制对应的变化图版，形成了核磁共振孔隙度温度校正方法和校正图版，对提高高温高压储层核磁共振测井资料的评价精度具有重要意义.

1 高温高压核磁共振实验

1.1 岩样制备

测量的岩石为人造砂岩岩心样品，其中泥质含量为10%绿泥石的人造砂岩分为1×10-15 m2、10×10-15 m2、100×10-15 m2、1000×10-15 m2不同渗透率的四种，泥质含量为10%伊利石的人造砂岩分为1×10-15 m2、10×10-15 m2、100×10-15 m2不同渗透率的三种，泥质含量为5%伊利石的人造砂岩100×10-15 m2一种，总共8种人造岩心，所有岩心均采用3.81 cm标准岩心样品.
根据实验需求选取盐水(10000 mg/L)、白油(#68)，分别按GB/T 29172中的液体饱和法规定制备饱和岩样.为确保岩样充分饱和，岩样抽真空时长应不少于8h，饱和加压时长不少于48 h，对于低孔低渗及超低渗岩样，抽真空的时间应延长至12~18 h，饱和加压时长不少于72 h.变温变压实验所采用的饱和盐水岩心(8块)、饱和白油岩心(9块)的物性参数见表 1和表 2所示.
表1 饱和盐水的人造砂岩物性参数

Table 1 Physical properties of artificial sandstone with saturated salt water

岩心编号 渗透率 黏土含量 孔隙度/%
1-2 1 10%绿泥石 14.09
10-19 10 10%绿泥石 18.44
Y3-34 10 10%伊利石 18.4
Y4-6 1 10%伊利石 17.76
100-13 100 10%绿泥石 23.41
1000-21 1000 10%绿泥石 24.29
Y1-5 100 5%伊利石 20.22
Y2-26 100 10%伊利石 20.03
表2 饱和白油的人造砂岩物性参数

Table 2 Physical property parameters of artificial sandstone saturated with white oil

岩心编号 渗透率 黏土含量 孔隙度/%
L1-5 1 10%绿泥石 12.2
L10-11 10 10%绿泥石 17.8
Y1-1 100 5%伊利石 20.1
Y2-27 100 10%伊利石 22.3
Y4-4 3 10%伊利石 17.8
Y3-15 12 10%伊利石 19.7
L100-24 100 10%绿泥石 17.2
L1-1 1 10%绿泥石 12.2
Y4-5 3 10%伊利石 16.2

1.2 变温变压实验

实验系统：压力控制采用法国顶尖拓普安公司生产的高精度双杠泵，最大工作压力50 MPa，核磁系统采用牛津GeoSpec 2-75核磁共振岩心分析仪器及配套高温高压核磁夹持器，最高耐压30 MPa，温度120 ℃，围压液采用3M公司生产的无氢信号全氟油，温度控制系统采用予华仪器生产的恒温反应浴，温度范围-25~150 ℃，真空高压饱和仪采用海安华达生产的高温高压饱和仪.
实验设备：实验使用的仪器是英国牛津Geospec2核磁共振岩心分析仪，工作频率为2 MHz，在升到每个压力点、温度点稳定之后保持半小时，以保证测量时的岩心温度.一维T2的测量采用CPMG脉冲序列，T1的测量采用反转恢复脉冲序列，二维T1-T2的测量采用IR-CPMG脉冲序列.为了平衡实验时间和保证实验数据的信噪比以及实验的可靠性，测量参数设置为回波间隔为0.4 ms，扫描次数为32次，回波个数为2048个，最小180° ~90°脉冲间隔为0.1 ms，最大180° ~90°脉冲间隔为2000 ms，最大磁场梯度为0.3 T/m，Δ为20 ms，δ为6 ms.
实验流程：
(1) 设计温度和压力方案.饱和盐水岩心的变温范围为25~100 ℃，饱和白油岩心的变温范围为25~140 ℃，压力变化范围为0~24 MPa;
(2) 制样：根据不同渗透率、不同泥质含量试制人造砂岩，并分别饱和白油或盐水；
(3) 密封：将岩心用热缩管密封，确保氟油不能进入热缩管内；
(4) 装样：装载岩心至高温高压夹持器，夹持器装载至核磁设备；
(5) 变压实验：升压稳压，由低至高阶梯测量，氟油加围压，开始测量；
(6) 变温实验：升温稳温，由低至高阶梯测量，氟油加热循环，开始测量；
(7) 降温卸载夹持器与样品，分析数据.

2 核磁共振实验数据分析

2.1 压力对多孔介质核磁共振响应的影响

图 1为8块饱和盐水人造砂岩从0 MPa到24 MPa的常温下的变压核磁纵向弛豫时间实验结果.实验设置的回波间隔为0.4 ms，但反演得到了小于0.4 ms的信号，说明实验结果存在噪声影响，但总体上8块岩心的T1谱在不同压力下基本重叠.
图1 饱和水人造砂岩岩心变压一维T1实验结果

Fig 1 Saturated water artificial sandstone core pressure-dimensional T1 experimental results

为了进一步考察压力对多孔介质流体弛豫时间的影响，选取编号1000-23的饱和盐水人造砂岩进行了从0 MPa到24 MPa的常温下的变压二维核磁T1-T2实验，实验结果如图 2所示，加压对T1-T2分布整体基本没有影响，说明流体压缩比较小，压力对多孔介质流体弛豫时间和孔隙度没有明显影响.进一步说明岩心密封后，恒压变温实验过程中即使存在部分盐水汽化问题，也不会对实验结果造成明显影响.
图2 饱和盐水人造砂岩岩心变压二维T1-T2实验结果

Fig 2 Saturated salt water artificial sandstone core pressure-dimensional T1-T2 experimental results

2.2 温度对多孔介质核磁共振响应的影响

图 3为8块饱和盐水人造砂岩从25 ℃到100 ℃的常压下的变温核磁横向和纵向弛豫时间实验结果.8块饱和水岩心均表现出随着温度升高，T1、T2减小，T1、T2谱左移，这是由于温度升高，质子与顺磁杂质相互作用的时间增大，导致表面弛豫强度ρ增大，弛豫时间减小，T1、T2谱左移.
图3 饱和水人造砂岩岩心变温一维T1、T2实验结果

Fig 3 One-dimensional T1 and T2 experimental results of saturated water artificial sandstone cores at different temperatures

图 4为68号白油从25~120 ℃的常压下的变温核磁横向弛豫时间实验，以及1块饱和68号白油人造砂岩岩心从25~75 ℃的常压下的变温核磁横向和纵向弛豫时间实验.常温下饱和单一相流体的弛豫时间为22 ms左右，小于其体弛豫时间45 ms，说明此时表面弛豫对总的弛豫有接近1/2的贡献率.随着温度升高，砂岩的总弛豫时间增大，T2谱右移，且50 ℃和75 ℃时弛豫时间分别为102 ms和202 ms，与自由流体状态下非常接近，说明温度升高时，白油与孔隙表面相互作用程度减弱，表面弛豫率减弱.
图4 饱和68#白油人造砂岩岩心变温二维T1-T2实验结果

Fig 4 T1-T2 experimental results of saturated 68# white oil artificial sandstone core at different temperatures

图 5为3块饱和油水两相人造砂岩岩心从25~120 ℃的常压下的变温核磁纵向和横向弛豫时间实验，饱和油水两相人造砂岩岩心均是通过油驱水获得，驱替后岩心中将同时存在束缚水和白油两种成分.从常温一维T1和T2测量结果来看，3块岩心的水峰和油峰位置不完全一致，Y1-11岩心由于黏土含量较低，束缚水的弛豫时间与油的弛豫时间非常接近，另外两块岩心的水峰(3 ms)、油峰(40 ms)位置基本相同，油峰位置与体弛豫时间接近，说明人造砂岩呈水润湿特征.当温度升高后，一维的T1和T2谱中油水信号分开，束缚水弛豫时间减小，符合饱和水时的变温实验结论，油的弛豫时间增大，也符合之前饱和油的变温实验结论.
图5 饱和油水两相人造砂岩岩心变温一维T1、T2实验结果

Fig 5 Saturated oil-water two-phase artificial sandstone core temperature-dimensional T1 and T2 experimental results

2.3 多孔介质核磁共振响应温度校正图版

根据居里定律，对于同一种流体，当场强固定时磁化率与温度成反比关系，磁化强度又与磁化率成正比：
$\chi=\frac{C}{T}, M=\chi H, $
式中，χ为磁化率，T为绝对温度，C为该物质的居里常数，M为磁化强度，H为外加磁场的磁场强度.
核磁信号累积幅度φ与流体磁化强度M和自由流体体积V的关系可以表示为：
$\phi=V M^\alpha=V\left(\frac{C H}{T}\right)^\alpha=V\left(\frac{K}{T}\right)^\alpha, $
设常温Tref下对体积为V的某种流体测量得到的核磁共振信号累积幅度为φref，即有：
$\phi_{\mathrm{ref}}=V\left(\frac{K}{T_{\mathrm{ref}}}\right)^\alpha, $
在温度T下，相同体积该流体核磁孔隙度为：
$\phi=V\left(\frac{K}{T}\right)^\alpha, $
两式相除得到：
$\phi=\phi_{\mathrm{ref}}\left(\frac{T_{\mathrm{ref}}}{T}\right)^\alpha, $
式中，K为该物质的居里常数，α为反映了孔隙度随温度升高减小的程度.
根据上述推导公式结论，分别对饱和盐水人造砂岩、饱和#68白油人造砂岩核磁孔隙度结果进行了拟合，17块岩心实验结果的拟合效果较好.如图 6所示，其中饱和盐水人造砂岩核磁孔隙度受温度影响较小，系数α基本在0.3附近，饱和#68白油人造砂岩核磁孔隙度受温度影响较大，系数α基本在0.85附近，个别会略大或略小，且与人造砂岩的泥质含量、孔隙度、渗透率无明显相关性.
图6 (a) 饱和盐水人造砂岩核磁孔隙度变温校正图版；(b)饱和#68白油人造砂岩核磁孔隙度变温校正图版

Fig 6 (a) Temperature correction plate for nuclear magnetic resonance porosity of saturated salt water artificial sandstone; (b) Temperature correction plate for nuclear magnetic resonance porosity of saturated #68 white oil artificial sandstone

3 实验结果验证

另外选取了三块储层砂岩，常温下饱和#150白油，对这三块岩性岩心进行变温实验，孔隙度随温度变化如图 7所示，利用之前建立的模型去拟合这三块岩心，发现指数项基本在0.85左右，其中一块偏小是因为部分温度点测量存在误差，图中这些点明显与拟合曲线存在较大的偏差.
图7 三块饱和#150白油储层砂岩核磁孔隙度随温度变化

Fig 7 Nuclear magnetic porosity of three saturated #150 white oil reservoir sandstones at different temperatures

为了研究不同岩性核磁共振弛豫时间温度特性，选取了两块饱和盐水火山岩进行变温实验，这两块火山岩经过XRD矿物分析，得到矿物组成如图 8所示.
图8 两块火山岩矿物含量分析

Fig 8 Mineral content analysis of two volcanic rocks

从矿物分析可以看出，这2块火山岩黏土矿物含量较高(基本为绿泥石)，且含有大量的顺磁性物质，其次造岩矿物主要为斜长石和方解石.将这两块火山岩饱和40000 mg/L盐水进行核磁共振变温实验，得到其T2谱随温度变化如图 9所示.
图9 两块火山岩变温T2实验结果

Fig 9 Temperature-dependent T2 experimental results of two volcanic rocks

短弛豫峰来自于含顺磁性离子的黏土矿物表面束缚水，长弛豫峰来自于斜长石和方解石表面.随着温度升高，短弛豫峰不变，原因有二：一是扩散弛豫和表面弛豫共同作用的结果(内部梯度高，温度升高后增强分子扩散，减弱表面弛豫强度，两者抵消)；二是顺磁物质主导弛豫时，弛豫对温度不敏感.长弛豫峰增大，是因为方解石和斜长石孔隙表面活化能大于0，表面弛豫强度随温度升高而减弱(图 10).
图10 两块火山岩核磁孔隙度随温度变化

Fig 10 Temperature dependence of nuclear magnetic resonance porosity in two volcanic rocks

饱和盐水火山岩的核磁孔隙度随温度变化速率略小于白油，在模型上的指数项分别为0.78和0.62，由公式(1)可知，顺磁物质可以通过影响磁化率，进而影响核磁孔隙度随温度变化速率.

4 结论

(1) 受顺磁物质的影响，短弛豫峰受温度的影响远低于长弛豫峰，顺磁物质含量越高，短弛豫峰受温度影响越小.
(2) 饱和水砂岩(石英)孔隙表面表观活化能小于0，表面弛豫强度随温度升高而增强，弛豫时间减小.
(3) 饱和水火成岩(方解石、斜长石)、饱和油砂岩(石英)孔隙表面表观活化能大于0，表面弛豫强度随温度升高而减弱，弛豫时间增大.
(4) 核磁孔隙度随温度升高而减小，按φ=φref·(Tref/T)α进行校正，α与流体、顺磁物质有关，其中饱和水砂岩α一般取值0.3，饱和油砂岩α一般取值0.85.

感谢审稿专家提出的修改意见和编辑部的大力支持！

References

Publishing order | Descend order by publishing year | Descend order by cited within
Cheng J J , Xie Z , Liao G Z , et al. Progress of temperature effect on NMR relaxation of bulk fluid and porous medium. Progress in Geophysics, 2023, 38 (4): 1551- 1562.

DOI

Fordham E J , Kenyon W E , Ramakrishnan T S , et al. Forward models for nuclear magnetic resonance in carbonate rocks. The Log Analyst, 1999a, 40 (4): SPWLA-1999- v40n4a1.

Fordham E J, Schwartz L M, Venkataramanan L, et al. 1999b. New interpretation methodology based on forward models for magnetic resonance in carbonates. //SPWLA 40th Annual Logging Symposium. Oslo: SPE.

Godefroy S, Fleury M, Deflandre F, et al. 2001. Temperature effect on NMR surface relaxation. //SPE Annual Technical Conference and Exhibition. New Orleans: SPE, doi: 10.2118/71700-MS.

Godefroy S , Fleury M , Deflandre F , et al. Temperature effect on NMR surface relaxation in rocks for well logging applications. The Journal of Physical Chemistry B, 2002, 106 (43): 11183- 11190.

DOI

Hursan G, Ma S X, Shao W, et al. 2019. Temperature correction models for NMR relaxation time distribution in carbonate rocks. //SPWLA 60th Annual Logging Symposium. The Woodlands: SPE.

Kleinberg R L , Kenyon W E , Mitra P P . Mechanism of NMR relaxation of fluids in rock. Journal of Magnetic Resonance, Series A, 1994, 108 (2): 206- 214.

DOI

Kleinberg R L , Vinegar H J . NMR properties of reservoir fluids. The Log Analyst, 1996, 37 (6): 20- 32.

Korb J P , Hodges M W , Gobron T , et al. Anomalous surface diffusion of water compared to aprotic liquids in nanopores. Physical Review E, 1999, 60 (3): 3097- 3106.

DOI

Korb J P , Vorapalawut N , Nicot B , et al. Relation and correlation between NMR relaxation times, diffusion coefficients, and viscosity of heavy crude oils. The Journal of Physical Chemistry C, 2015, 119 (43): 24439- 24446.

DOI

Korb J P , Whaley-Hodges M , Bryant R G . Translational diffusion of liquids at surfaces of microporous materials: theoretical analysis of field-cycling magnetic relaxation measurements. Physical Review E, 1997, 56 (2): 1934- 1945.

DOI

Latour L L , Kleinberg R L , Sezginer A . Nuclear magnetic resonance properties of rocks at elevated temperatures. Journal of Colloid and Interface Science, 1992, 150 (2): 535- 548.

DOI

Mardon D , Prammer M G , Coates G R . Characterization of light hydrocarbon reservoirs by gradient-NMR well logging. Magnetic Resonance Imaging, 1996, 14 (7-8): 769- 777.

DOI

Shao W, Chen S H, Hursan G, et al. 2021. Temperature dependence of NMR relaxation time in carbonate reservoirs. //SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Dubai: SPE.

Xie R H , Xiao L Z , Fu S Q , et al. Experimental study on nuclear magnetic resonance relaxation characteristic of crude oil at variable temperature. Journal of China University of Petroleum, 2007, 31 (4): 34- 37.

Xie R H , Xiao L Z , Fu S Q . Temperature effect of NMR surface relaxation in water saturated rocks. Journal of China University of Petroleum, 2008, 32 (2): 44- 46. 44-46, 52

Xiong T , Zhang W , Cui W P , et al. Studies on the effect of crude oil viscosity to NMR response in unconsolidated sandstones with high porosity and high permeability. Progress in Geophysics, 2023, 38 (5): 2182- 2191.

DOI

Zega J A , House W V , Kobayashi R . A corresponding-states correlation of spin relaxation in normal alkanes. Physica A: Statistical Mechanics and Its Applications, 1989, 156 (1): 277- 293.

DOI

Zega J A , House W V , Kobayashi R . Spin-lattice relaxation and viscosity in mixtures of n-hexane and n-hexadecane. Industrial & Engineering Chemistry Research, 1990, 29 (5): 909- 912.

Zhang Q, Lo S W, Huang C C, et al. 1998. Some exceptions to default NMR rock and fluid properties. //SPWLA 39th Annual Logging Symposium. Keystone: SPE.

成 家杰 , 谢 真 , 廖 广志 , 等. 温度对流体及其在孔隙介质中核磁共振弛豫影响研究进展. 地球物理学进展, 2023, 38 (4): 1551- 1562.

DOI

谢 然红 , 肖 立志 , 傅 少庆 , 等. 原油的变温核磁共振弛豫特性实验研究. 中国石油大学学报(自然科学版), 2007, 31 (4): 34- 37.

谢 然红 , 肖 立志 , 傅 少庆 . 饱和水岩石核磁共振表面弛豫温度特性. 中国石油大学学报(自然科学版), 2008, 32 (2): 44- 46. 44-46, 52

熊 亭 , 张 伟 , 崔 维平 , 等. 原油黏度对高孔高渗疏松砂岩核磁共振响应的影响研究. 地球物理学进展, 2023, 38 (5): 2182- 2191.

DOI

Options
Outlines

/

〈 〉