核磁共振技术解锁油气开发密码

12月17日，恒温实验室里机器嗡鸣，中原油田勘探开发研究院实验中心技术人员郑佳冰，将一份来自文15-119井的灰褐色岩芯样本缓缓送入核磁共振仪探头中心。蓝色指示灯亮起，屏幕上开始实时捕捉信号。“我们通过模拟不同开发方式，观察岩芯内剩余油的变化，为研究东濮老区稠油动用机理提供支撑。”郑佳冰介绍。

从地下数千米深处取出的岩芯，是认识油气藏最直接的“物证”。今年以来，中原油田引进大口径多尺度核磁共振在线设备，经持续技术攻关，构建起从静态表征到动态模拟、从常温常压到高温高压的全方位实验支撑体系，为非常规油气藏储量精准识别、采收率提升提供关键的技术支撑。

给岩芯做检测摸清岩芯“健康状况”

随着油气勘探开发向深层、非常规领域推进，搞清楚岩石内部微小孔隙的结构、精准判断孔隙内油气和水的流动能力，成为提升复杂储层开发效果的关键。

“在医学中，核磁共振是通过磁场和射频波扫描人体内的氢原子，利用其释放的电磁信号生成图像。”勘探开发研究院技术专家齐桂雪说，“给岩芯做核磁共振的原理也一样。油气和水里面都含有氢原子，核磁设备发出的信号触碰岩石中的氢原子后，氢原子会产生回应，科研人员就能据此反推岩芯内部油、气、水的分布情况，经处理后还能形成直观的谱图，并从谱图里看清微小孔隙的结构。”

更关键的是，这项技术效率远超传统方法。“过去分析一块岩芯的孔隙度、含油饱和度，耗时数天甚至更久。现在用核磁技术，几十分钟就能完成检测，还不会破坏岩芯，测完的样本能继续用于其他实验，样本利用率大幅提高。”齐桂雪说。该核磁系统让单次岩芯分析效率提升10余倍，测试精度达到微米级，与常规氦气法相比，孔隙度测量精度整体提升约14%，为实施更为有效的增产措施提供助力。

按需定制方案为不同储层“量体裁衣”

相较于常规储层，非常规储层开发对岩芯分析的需求更为复杂多样。为此，科研团队开展系列技术攻关，建立标准化体系，针对性解决各类储层开发痛点。

团队先厘清了核磁信号和孔隙度的对应规律，制定多套可直接套用的标准流程和解释图版。有了这些基础工具，团队才能对不同类型的储层精准“量体裁衣”。

压驱焖井是低渗油藏常见的开采方式，但压驱后焖井效果的监测一直较为困难。如今借助核磁共振技术，科研人员针对东濮老区濮84块、内蒙古两干新区的低渗储层，通过压驱后焖井渗吸动态核磁监测，能清晰描绘出微观流体的运动规律，为开发方案的动态调整提供可靠支撑。

面对页岩、致密砂岩这类质地坚硬的储层，团队构建完善了核磁—渗吸综合评价体系。这一体系相当于给各类化学剂举办了一场公平的“性能竞赛”，通过核磁共振技术能清晰、量化地看到哪种化学剂配方渗入得更深、洗油效果更好，从而为现场筛选最佳化学剂提供可靠依据。

在线模拟驱替预判“治疗效果”

在油气开发中，驱替效果直接影响最终采收率。传统方法要等后期试采或动态监测才能评估开发方案，不仅周期长、成本高，而且调整滞后。而核磁共振在线分析技术能把这个过程前置，相当于开发前就给储层做“疗效预判”。

针对普光地区碳酸盐岩气藏水侵、能量衰减问题，研究团队用这项技术开展注二氧化碳补能控水全流程在线模拟实验。结果显示，注入的二氧化碳能在这些又硬又密的岩石内部形成一道稳定推进的“气体墙壁”，它能持续向前移动，突破水层封锁，补充地层能量，把深层剩余气“推”出来。经核磁共振在线监测与定量分析，注入二氧化碳可补充约46%的地层能量，显著增强气藏驱动能力。

如今，在难动用储量注气开发中，核磁共振在线分析技术能精细化重现和评估二氧化碳、天然气、氮气等不同注气介质的驱替过程，为优化注气参数、设计气水交替注入策略提供直接依据，实现开发从经验驱动向精准预测的跨越。

目前，该院正联合高校攻关智能解谱算法，搭建油气储层核磁共振大数据智能分析平台，为油气开发提供更智慧的决策支撑。