張妮，王偉，王振林，趙延偉，許琳

瑪湖凹陷百口泉組儲集層為扇三角洲沉積，巖性以細礫巖和中礫巖為主，分選差，礦物成分復雜，填隙物含量較高且成分復雜，結構成熟度和成分成熟度低，以低滲、孔隙結構復雜為主要特征[1]。研究區(qū)巖性復雜，巖電參數(shù)變化大，電阻率測井受巖性影響較大，對孔隙中油氣敏感性差，導致大套的砂礫巖儲集層電阻率較高，流體性質識別困難。

核磁共振測井主要探測的是地層中氫核的信號幅度和衰減，能夠提供不依賴于巖性及骨架參數(shù)的孔隙度、滲透率評價以及與電性無關的油氣識別。研究區(qū)百口泉組屬于低滲透礫巖儲集層[2-3]，以輕質油為主，核磁共振測井結果受孔隙結構的影響大于孔隙流體性質的影響，核磁共振T2譜移譜和差譜特征不明顯，常規(guī)核磁共振測井流體識別方法在研究區(qū)適用性不強[4-5]。針對以上問題，結合核磁共振和壓汞實驗資料，提出了一種利用核磁共振測井識別流體性質的新方法，提高了流體性質識別精度。

1 核磁共振測井理論基礎

1.1 識別流體性質的物理基礎

核磁共振測井主要是測量巖石中孔隙流體的橫向弛豫時間，橫向弛豫時間包括體積弛豫時間、表面弛豫時間和擴散弛豫時間，它們存在如下關系：

其中，體積弛豫是流體固有的弛豫特征，由流體的物理特性決定，受流體溫度和黏度影響。表面弛豫發(fā)生在固液接觸面上，即巖石顆粒表面，與顆粒的表面弛豫強度以及孔隙尺寸有關。在梯度磁場中，采用較長的回波間隔時，流體具明顯的擴散弛豫特性，此特性與流體的擴散系數(shù)有關[6-8]。

表1 儲集層流體的核磁共振特征

是核磁共振測井識別流體的基礎。

1.2 核磁共振T2譜與毛細管壓力的轉換

從巖石物理學意義上說，壓汞毛細管壓力曲線反映的是某一孔喉控制下的孔隙體積的分布，核磁共振T2譜分布反映不同大小孔隙的孔隙體積分布，假定巖石的孔隙半徑與喉道半徑存在相關關系，且孔喉半徑比的變化不大，可以將壓汞毛細管壓力曲線轉換為孔喉半徑分布，表征巖石的孔喉分布特征[9]。由毛細管壓力理論可知，毛細管壓力與孔喉半徑之間的關系為

當表面弛豫機制起主導作用時，可以利用核磁共振T2譜分布來評價孔喉大小及分布，即

聯(lián)立（2）式和（3）式得

其中，C=2σcosθ/（ρ2F2），C稱為轉換系數(shù)，可通過巖樣的壓汞毛細管壓力曲線和核磁共振測井獲得。

2 實驗方法與結果討論

為了確定低滲透礫巖的孔喉結構及流體性質對T2譜的影響，選取準噶爾盆地瑪湖凹陷百口泉組15塊巖樣，進行核磁共振和恒速壓汞毛細管壓力測定。核磁共振采用弛豫衰減測量法，設備是英國牛津公司生產(chǎn)的ARAN AUTRL核磁共振巖心分析儀，工作頻率為2 MHz，測量時等待時間為10.0 ms，回波間隔為0.3 ms，實驗溫度為35℃，飽和液為CaCl2溶液，礦化度為21 052.67 mg/L.毛細管壓力測定采取的是恒速壓汞法，注入速度為0.000 5 mL/min，最大進汞壓力為6.2 MPa.首先對巖樣進行洗油，然后飽和水并測量核磁共振T2譜，最后進行恒速壓汞毛細管壓力的測量[10-12]。

《早操有感》（劉曉云）：月明星亮意未盡，暫做燈塔照前行。勻步穩(wěn)隨口令出，轉處自有圈線警。惟念小段低洼處，懼身一顫亂隊形。千溝萬壑難阻遏，心志堅定目標明。

對于親水巖石，洗油后飽和水測量的T2譜主要是由水的表面弛豫引起的，即T2譜形態(tài)主要反映孔隙結構特征。研究區(qū)A井3 068.26 m巖樣洗油后飽和水的T2譜分布在100 ms之前，而在A井3 068.26 m的核磁共振T2譜在100 ms之后仍有分布（圖1）。

圖1 瑪湖凹陷A井百口泉組3 068.26 m處的T2譜

利用（2）式將恒速壓汞毛細管壓力曲線轉換為孔喉半徑分布，再利用（4）式將孔喉半徑分布轉換為T2譜，然后與核磁共振T2譜對比，發(fā)現(xiàn)恒速壓汞毛細管壓力曲線轉換的T2譜分布在100 ms之前，而在相同深度處的核磁共振T2譜在100 ms之后的孔隙度分量仍然較大（圖2），其他巖樣均反映了這一特征。結合研究區(qū)儲集層特征，這種差異主要是因為礫巖儲集層物性差，泥漿侵入淺，核磁共振測井探測范圍內殘余油飽和度高，原油對T2譜產(chǎn)生影響，導致T2譜分布較寬，且隨著含油飽和度的增加，T2譜峰值幅度增加，譜峰向右移動[13-15]。

圖2 瑪湖凹陷B井百口泉組3 886.11 m處的T2譜

3 核磁共振測井流體識別圖版與應用

3.1 流體識別圖版的建立

對研究區(qū)試油井段的核磁共振T2譜進行對比發(fā)現(xiàn)，油層和油水同層井段核磁共振T2譜較寬，在100 ms之后存在孔隙度分量，而含油水層和水層井段核磁共振T2譜較窄，在100 ms之后孔隙度分量較小或不存在（表2）。因此，將橫向弛豫時間100 ms作為劃分流體性質標志，構建敏感參數(shù)，建立流體識別圖版[16]。

表2 瑪湖凹陷百口泉組不同含油性儲集層核磁共振T2譜特征

通過大量核磁共振T2譜發(fā)現(xiàn)，橫向弛豫時間大于300 ms的譜反映的是測量時的噪聲，并沒有特殊的地質意義。另外，前期研究表明，瑪湖凹陷為富烴凹陷，油層排烴潛力足夠大，認為可動流體飽和度即為含油飽和度。結合巖樣核磁共振實驗以及密閉取心含油飽和度分析資料可得，含油孔隙橫向弛豫時間的起算時間為10 ms[11-12].鑒于上述分析，選擇2個核磁共振測井流體識別敏感參數(shù)S'o和T2g，其中，S'o為視含油飽和度，S'o=?1/?2，T2g為T2譜上10～300 ms橫向弛豫時間幾何平均值。

利用試油資料得到的核磁共振測井流體識別敏感參數(shù)做流體性質識別圖版（圖3），得到流體性質劃分標準（表3），圖版中有1個油水同層數(shù)據(jù)分布在油層區(qū)域，1個含油水層數(shù)據(jù)分布在油水同層區(qū)域?，F(xiàn)有圖版不能區(qū)分含油水層與水層，因為含油水層與水層核磁共振T2譜特征相似，大于100 ms的孔隙度分量基本不存在。該圖版的識別精度為94.3%.

圖3 瑪湖凹陷百口泉組流體性質識別圖版

3.2 應用效果分析

瑪湖凹陷C井百口泉組一段4 345—4 352 m和4 355—4 357 m井段視含油飽和度小于10%，T2譜上10～300 ms橫向弛豫時間幾何平均值為30 ms左右，核磁共振測井解釋為水層，4 345—4 357 m井段試油日產(chǎn)油量0.20 t，日產(chǎn)水量11.87 m3，試油結論為水層（圖4a）。瑪湖凹陷D井百口泉組一段3 048—3 064 m視含油飽和度為20%左右，T2譜上10～300 ms橫向弛豫時間幾何平均值為50 ms左右，核磁共振測井解釋為油層，3 048—3 056 m試油日產(chǎn)油量8.07 t，日產(chǎn)氣量1.47×104m3，不產(chǎn)水，試油結論為油層（圖4b）。C井和D井的試油結論均與核磁共振測井解釋結論相吻合，驗證了核磁共振測井解釋結論的可靠性，表明該方法能夠有效地識別低滲透礫巖儲集層的流體性質，2014—2016年測井解釋符合率由42%提高到88%.

表3 瑪湖凹陷百口泉組流體性質劃分標準

圖4 瑪湖凹陷百口泉組一段測井解釋成果

應用核磁共振測井識別流體性質的方法在物性差、泥漿侵入淺、油質輕的礫巖儲集層中具有較好的適用性，隨著原油黏度增大，T2譜向橫向弛豫時間減小的方向移動；隨著原油黏度減小，T2譜向橫向弛豫時間增大的方向移動，研究區(qū)以橫向弛豫時間100 ms作為區(qū)分油水的標志，在其他區(qū)塊該值需要重新確定。

4 結論

（1）通過對洗油后飽和水巖樣測量的核磁共振T2譜和恒速壓汞毛細管壓力曲線轉換的T2譜對比分析表明，瑪湖凹陷百口泉組礫巖儲集層物性差、泥漿侵入淺、油質輕，在飽和水狀態(tài)下幾乎不存在大于100 ms的橫向弛豫時間。將實驗得到的T2譜與核磁共振測井T2譜對比認為，100 ms之后的橫向弛豫時間反映油的信號，且隨著原油飽和度的增加，T2譜峰值幅度增大，且向橫向弛豫時間增大的方向移動。

（2）在實驗的基礎上，結合油層、油水同層、含油水層以及水層的核磁共振T2譜分布特征，構建核磁共振測井流體識別敏感參數(shù)，建立了流體識別圖版，能夠快速準確識別低滲透礫巖儲集層流體性質，測井解釋符合率顯著提高。

符號注釋

D——流體擴散系數(shù)；

FS——孔隙幾何形狀因子，柱狀管道為2，球狀孔隙為3；

G——磁場梯度，本文取0.001 7～0.002 0 T/cm；

pc——毛細管壓力，MPa；

r——孔喉半徑，μm；

S——孔隙表面積，μm2；

So'——視含油飽和度，%；

T2——橫向弛豫時間，ms；

T2B——體積弛豫時間，ms；

T2D——擴散弛豫時間，ms；

T2g——T2譜上10～300 ms橫向弛豫時間幾何平均值，ms；

T2S——表面弛豫時間，ms；

TE——回波間隔，ms；

V——孔隙體積，μm3；

γ——質子的旋磁比，Hz/T；

θ——潤濕接觸角，（°）；

ρ2——巖石的表面弛豫強度，μm/ms；

σ——流體界面張力，mN/m；

?1——T2譜上100～300 ms對應的孔隙度，%；

?2——T2譜上3 ms之后對應的孔隙度，%.

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