張 筠 吳見萌 朱國璋

1.中石化西南石油工程有限公司 2.中國石油川慶鉆探工程公司地質(zhì)勘探開發(fā)研究院

四川盆地天然氣資源豐富，隨著勘探進程的縱深推進，勘探對象的日趨復(fù)雜，致密砂巖、碳酸鹽巖等致密儲層已成為新時期的重點勘探目標。

四川盆地致密儲層非均質(zhì)性強，儲層物性較差，絕大多數(shù)孔隙度小于10%，滲透率低于0.1 mD，屬于致密或極致密儲層，儲層具有復(fù)雜的氣水關(guān)系。

針對四川盆地致密儲層特征，氣水差異識別是致密儲層評價的難點。核磁共振測井能正確評價致密砂巖、碳酸鹽巖等致密儲層的流體性質(zhì)[1-2]，但前提是必須選擇合理的核磁共振測井觀測模式。

筆者以巖石弛豫特征和氣水弛豫特征為理論基礎(chǔ)，形成了四川盆地致密砂巖和碳酸鹽巖儲層的T2氣水弛豫判別標準，能有效甄別出孔隙度4%～10%的致密儲層的流體性質(zhì)，為四川盆地致密儲層的氣水差異識別、天然氣儲量計算、產(chǎn)能建設(shè)提供了重要的技術(shù)支撐。

1 核磁共振測井觀測模式選擇

MRIL_P型核磁共振觀測模式有4種，即單TW/單TE模式、雙TW/單TE模式、單TW/雙TE模式和雙TW/雙TE模式。這4種觀測模式為P型核磁在不同的油氣藏條件、不同的觀測目標中的應(yīng)用奠定了基礎(chǔ)，針對不同的儲層、不同的油氣藏類型、不同的勘探目標層位，應(yīng)選擇較為合適的觀測模式進行測量[3]。

目前，四川盆地上三疊統(tǒng)須家河組致密碎屑巖開展了多次核磁共振測井觀測模式對比試驗。以某10井須家河組觀測模式對比為例，共進行了4種觀測模式的測井資料采集[4]，主要包括D9TW3、D9TWE1、D9TWE2及D9TWE3，這4種觀測模式對應(yīng)著不同的等待時間和回波間隔（表1）。研究中，分別對不同測量模式的核磁測井資料進行了處理，其對比分析如下。

表1 MRIL-Prime測井儀4種觀測模式及其基本參數(shù)表

1.1 “雙 TW/單TE”與“雙TW/雙TE”觀測模式對比

某10井須家河組儲層在3 697～3 731 m共進行了兩種觀測模式的核磁測井信息采集，即D9TW3和D9TWE3，這兩種觀測模式所對應(yīng)的采集參數(shù)顯示A組長等待時間和B組短等待時間一致，但回波間隔存在明顯差異，D9TW3觀測模式所對應(yīng)的A、B組回波間隔為3.6 ms，D9TWE3觀測模式所對應(yīng)的A、B組回波間隔為0.9 ms。

該儲層段譜分布特征表明：當采用D9TW3觀測模式采集時，其對應(yīng)的回波間隔較大，長、短等待時間T2分布譜所表現(xiàn)出的特征是右邊界左移，T2譜分布范圍變窄，差譜顯示可動烴信息微弱；當采用D9TWE3觀測模式采集時，對應(yīng)的回波間隔較小，長、短等待時間T2譜分布范圍寬，差譜顯示可動烴信息較強（圖1）。依據(jù)長等待時間T2分布譜，利用D9TW3觀測模式計算的可動流體信息主要以可動水為主，利用D9TWE3觀測模式計算的可動天然氣信息較D9TW3觀測模式計算的可動天然氣信息多。該儲層段經(jīng)套管射孔、加砂壓裂測試，獲得天然氣產(chǎn)量0.524 6×104m3/d，水產(chǎn)量6.2 m3/d，該層應(yīng)評價為氣水同層[5]。綜合對比分析認為，D9TWE3觀測模式所反映出的儲層可動流體信息與實際測試情況一致，因此，D9TWE3觀測模式好于D9TW3觀測模式。

1.2 “雙TW/雙TE”觀測模式對比

本次研究試驗了“雙TW/雙TE”模式中的D9TWE1、D9TWE2、D9TWE3等3種觀測模式的核磁測井原始資料采集及回波信號分析，這3種觀測模式均有足夠長的等待時間，即TW= 13.0 s，其自旋回波信號已完全恢復(fù)到平衡狀態(tài)。由于恢復(fù)時間受測井速度的影響，因此，試驗井采用的3種觀測模式測井速度均控制在1.5 m/s，其目的是使孔隙中的氫核完全極化。

圖1 某10井須家河組觀測模式對比圖

考慮核磁共振測井受到等待時間、回波間隔的影響，3種觀測模式的長等待時間、短等待時間、回波間隔（即雙TW）保持一致，故得到的差譜信息也基本一致。由于四川盆地致密儲層以天然氣為主，因此，擴散系數(shù)起主要作用，為了突出致密儲層的天然氣信息，主要依據(jù)D9TWE1、D9TWE2、D9TWE3等3種觀測模式的“雙TE”的差異，結(jié)合試氣資料，對致密氣層段的核磁原始回波信號進行處理對比分析，以此選擇最合適的觀測模式。其目的是能有效甄別出孔隙度4%～10%的天然氣信息，正確評價四川盆地致密碎屑巖、碳酸鹽巖等致密儲層的流體性質(zhì)。

以試驗井某10井致密儲層4 513～4 552 m為例（圖2），巖性為灰色細砂巖，氣測全烴由0.85%上升到51.357%，孔隙度為4%～10%。該儲層段共進行了D9TWE1、D9TWE2、D9TWE3等3種觀測模式的核磁測井原始回波信號采集，這3種觀測模式所對應(yīng)的采集參數(shù)顯示A、B組等待時間、回波間隔和D組等待時間均一致，唯有D組長回波間隔有所差異，這3種觀測模式的D組長回波間隔分別為1.8 ms、2.7 ms和 3.6 ms（表 1）。

從3種核磁共振測井觀測模式采集的回波信號處理成果對比來看（圖2），儲層段4 513.5～4 517.4 m采用D9TWE3觀測模式采集的回波信號，經(jīng)解譜后，D組的長回波間隔T2分布譜相對于A組的短回波間隔T2分布譜向減小的方向偏移，且整體的偏移量較大。而采用D9TWE1、D9TWE2觀測模式得到的D組的長回波間隔T2分布譜和A組的短回波間隔T2分布譜基本一致，無明顯差異，無含氣指示特征。而該儲層段完井測試獲天然氣產(chǎn)量0.586×104m3/d。因此，依據(jù)D9TWE3觀測模式的處理結(jié)果所判別的儲層流體性質(zhì)與測試結(jié)論一致，綜合判別D9TWE3觀測模式優(yōu)于D9TWE1、D9TWE2觀測模式。

圖2 某10井致密儲層3種觀測模式的核磁測井原始資料采集及處理對比分析圖

同樣，儲層段4 525.5～4 538.5 m采用D9TWE3觀測模式得到的D組的長回波間隔T2分布譜，相對于A組的短回波間隔T2分布譜向減小的方向偏移，整體偏移量較大；相比之下，采用D9TWE2觀測模式得到的D組的長回波間隔T2分布譜，相對于A組的短回波間隔T2分布譜向減小方向偏移的偏移量相對較小；而采用D9TWE1觀測模式得到的D組的長回波間隔T2分布譜略微偏移，含氣指示特征不明顯。該儲層段完井測試獲天然氣產(chǎn)量1.8×104m3/d，進一步證明了采用D9TWE3觀測模式得到的T2分布譜特征更易判別四川盆地致密儲層的含氣性。

2 致密儲層氣水弛豫特征

2.1 致密砂巖儲層的T2氣水弛豫特征

研究中以巖石弛豫特征和氣水弛豫特征為理論基礎(chǔ)[6-7]，對川西地區(qū)須家河組四段已測試層的氣水弛豫特征進行分析。

研究結(jié)果表明：對巖屑砂巖，巖石顆粒越細，比表面積越大，表面弛豫作用越強，橫向弛豫時間越短[8]；對于天然氣，其擴散比油或水快得多，氣體的擴散系數(shù)和氣體的密度及分子運動速度有關(guān)，而氣體的密度與溫度壓力有關(guān)，隨著壓力增大，氣體密度增大，隨著溫度的升高，分子運動速度加快，分子間碰撞概率增加，擴散系數(shù)增大；對地層水，當附存于巖屑砂巖中時，表面弛豫起主要作用。

通過分析，由于川西地區(qū)須四段儲層孔隙結(jié)構(gòu)不同，致使T2氣水弛豫特征存在明顯差異，例如細粉砂巖→粗中砂巖的橫向弛豫時間由短變長。在相同孔隙結(jié)構(gòu)的情況下，儲層流體性質(zhì)不同時，T2弛豫特征也存在差異，當儲層含天然氣時，主要受擴散弛豫的影響，當儲層含水時，主要受表面弛豫的影響，通常情況下，擴散弛豫作用比表面弛豫作用的橫向弛豫時間短，因此，天然氣的T2弛豫時間比水的T2弛豫時間短[9-10]。但川西地區(qū)須四段氣水的T2弛豫特征恰恰相反，這主要表現(xiàn)在流體的擴散還要受到孔隙空間的限制，在大孔隙中，流體擴散受孔壁限制較小，擴散系數(shù)增大；在小孔隙中，隨著孔徑的減小或擴散時間的增大，擴散作用受到孔徑限制，使得擴散系數(shù)減小。川西地區(qū)須四段儲層屬于致密碎屑巖儲層，孔隙度介于4%～10%，故天然氣受擴散作用的影響比較小，從而造成天然氣的T2弛豫時間比水的T2弛豫時間長 。

通過研究，以測試層為樣本，分別確定出了粗中砂巖、細粉砂巖儲層的T2氣水弛豫（圖3）。研究表明：T2氣水弛豫存在一定的規(guī)律，在儲層巖性一致的情況下，T2氣水弛豫隨著儲層孔隙度的增大而增大，即儲層孔隙度越大，T2氣水弛豫分布值越大，儲層孔隙度越小，T2氣水弛豫分布值越?。煌瑫r，T2氣水弛豫分布值還與儲層孔徑密切相關(guān)，在孔隙度相同的情況下，T2氣水弛豫分布值隨孔徑尺寸的增大而增大，因此，細粉砂巖→粗中砂巖的T2氣水弛豫分布值由小變大[12-13]。其具體氣水弛豫分布值如表2所示。

圖3 川西地區(qū)須四段粗中砂巖的T2氣水弛豫分布特征圖

表2 川西地區(qū)須四段不同巖性儲層的T2氣水弛豫分布值域區(qū)間情況表

2.2 碳酸鹽巖儲層的T2氣水弛豫特征

對碳酸鹽巖，體積弛豫比表面弛豫的作用強，因此相對砂巖來說，碳酸鹽巖橫向弛豫時間較長。當碳酸鹽巖儲層伴有裂縫和溶蝕孔洞發(fā)育時，體積弛豫的作用就越強，因此，橫向弛豫時間就越短[14]。同時，流體性質(zhì)對碳酸鹽巖儲層核磁共振T2氣水弛豫分布也有一定影響。據(jù)研究，四川盆地縫洞性碳酸鹽巖儲層的標準T2分布譜右峰的主峰值域區(qū)間主要集中在100～1 000 ms之間，氣層的T2分布譜右峰靠前，水層的T2分布譜右峰靠后。

結(jié)合縫洞性儲層T2分布譜特征，以4口井的測試資料為依據(jù)，分析認為不同儲層物性的核磁共振測井T2氣水分布值也存在明顯差異[15]，本次研究對Ⅰ、Ⅱ類測試層的T2氣水分布特征進行了解析，其具體的T2氣水弛豫分布的值域區(qū)間情況如表3所示。依據(jù)核磁T2分布譜特征，能較為明顯地區(qū)分縫洞性儲層的流體性質(zhì)。

以PZ1井雷口坡儲層5 731～5 866 m為例，儲層巖性為灰質(zhì)白云巖。錄井顯示該段儲層氣測值由0.460%上升至4.495%，井口見少量針尖狀氣泡；取心段5 817.0～5 821.1 m共發(fā)育裂縫208條，縫密度29 條/m，平縫150條、斜縫13條、立縫45條，略具臭雞蛋氣味。錄井評價為含氣層。

測井曲線特征（圖4）反映該段儲層物性較好，縱向上儲層連續(xù)性好，深側(cè)向電阻率測值主要集中在100～2 000 Ω·m之間，三孔隙度曲線反映出的Ⅰ類儲層發(fā)育點5 763.5 m和5 780.0 m對應(yīng)的電阻率測值低至70 Ω·m；電成像測井資料顯示該段儲層高角度裂縫和網(wǎng)狀縫發(fā)育，其儲集類型為裂縫—孔洞型[16]，其中5 763.5 m和5 780.0 m網(wǎng)狀裂縫和溶蝕孔洞非常發(fā)育；核磁共振資料處理成果顯示有效孔隙度較大，長等待時間T2分布譜右峰的主峰值域區(qū)間在100～500 ms之間，差譜顯示主要儲層段5 756～5 790 m和5 815～5 866 m具明顯可動天然氣信息特征；主要儲層段斯通利波能量明顯衰減，儲層滲透性好；綜合評價為Ⅰ類氣層有2.8 m，Ⅱ類氣層有24.2 m，Ⅲ類氣層有47.4 m。完井測試獲得天然氣無阻流量332×104m3/d，實現(xiàn)了該氣田的重大油氣發(fā)現(xiàn)。

表3 縫洞性碳酸鹽巖儲層T2氣水弛豫分布值域區(qū)間情況表

圖4 PZ1井5 731～5 866 m測井響應(yīng)特征及處理成果組合圖

3 結(jié)論

1）采用D9TWE3觀測模式得到的T2譜分布特征更易判別四川盆地致密砂巖、碳酸鹽巖等致密儲層的流體性質(zhì)。

2）儲層致密化是致密碎屑巖儲層氣水弛豫分布特征的主要影響因素。川西地區(qū)須四段致密儲層受擴散作用的影響較小，儲層T2氣水分布特征表現(xiàn)為天然氣的T2弛豫時間比水的T2弛豫時間長。

3）四川盆地縫洞性碳酸鹽巖儲層氣水弛豫分布特征為：氣層的T2分布譜右峰靠前，水層的T2分布譜右峰靠后。

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