核磁共振与高压压汞实验联合表征致密油储层微观孔喉分布特征

公言杰，柳少波，赵孟军，谢红兵，刘可禹,3

(1.中国石油 勘探开发研究院，北京　100083； 2.提高石油采收率国家重点实验室，北京　100083；3.CSIRO Earth Science and Resource Engineering, P.O. Box 1130, Bentley WA 6112, Australia)



核磁共振与高压压汞实验联合表征致密油储层微观孔喉分布特征

公言杰1,2，柳少波1,2，赵孟军1,2，谢红兵1，刘可禹1,2,3

(1.中国石油 勘探开发研究院，北京100083； 2.提高石油采收率国家重点实验室，北京100083；3.CSIRO Earth Science and Resource Engineering, P.O. Box 1130, Bentley WA 6112, Australia)

摘要：通过设计算法程序，利用压汞实验得到的致密储层孔喉分布数据，校正优化了核磁共振实验T2弛豫时间与孔喉半径的换算系数，提高了核磁共振表征孔喉分布的精度，建立了表征致密储层微观孔隙分布特征的核磁实验方法。该方法应用于松辽盆地南部白垩系致密油样品孔喉分布表征，不同含油饱和度样品孔喉分布数据表明，含油饱和度小于10%的样品孔喉集中在10～300 nm；含油饱和度介于10%～40%的样品孔喉集中在20～1 000 nm；含油饱和度大于40%的样品孔喉集中在20～3 000 nm。致密储层中不同级别微纳米级孔隙系统的发育控制了致密油含油性。

关键词：核磁共振；高压压汞；微纳米孔喉；孔喉分布；致密油

致密油是目前非常规油气资源研究热点，也是油气资源增储上产的重要组成部分[1-3]。国内外学者在致密储层微观结构表征方面开展了大量有效的探索性研究，提出许多前瞻性研究成果，目前普遍认为微纳米级孔隙是致密油储层的重要赋存空间[4-5]。有效表征致密储层微观孔隙分布特征，对于明确致密油储集空间具有重要意义[6-8]。

松辽盆地南部致密储层孔隙分布预测已经开展了较好的核磁录井与测井工作，但在使用核磁弛豫时间计算孔喉半径时，由于缺乏有效实验数据支撑，常采用经验赋值方法，存在一定误差。基于核磁实验数据计算可靠的弛豫时间与孔喉半径的换算系数，提高核磁共振表征孔喉分布的精度至关重要。

1实验方法

孔隙中的流体，有3种不同的弛豫机制：自由弛豫、表面弛豫和扩散弛豫。因此弛豫时间T2可表示为：

(1)

式中：T2为通过CPMG序列采集的孔隙流体的横向弛豫时间，ms；T2z为在足够大的容器中(大到容器影响可忽略不计)孔隙流体的横向弛豫时间，ms；T2b为表面弛豫引起的横向弛豫时间，ms；T2k为磁场梯度下由扩散引起的孔隙流体的横向弛豫时间，ms。

当采用短恢复时间(TE)且孔隙只含饱和流体时，表面弛豫起主要作用，即T2直接与孔隙尺寸成正比[9-11]：

(2)

由公式(2)可知，T2分布可以反映孔隙尺寸的分布，这就是核磁测井预测储层孔隙分布的原理所在。常规的方法假设孔隙是一个半径为r的圆柱，则公式(2)可简化为：

(3)

则，

(4)

该方法存在2个明显缺陷：(1)实际样品的孔隙模型远非简单圆柱模型，常常存在孔喉差异；(2)公式(4)表明表面弛豫率ρ2的计算误差会直接影响孔喉半径计算结果，导致孔隙分布与实际情况差异很大。本文引入结构因子FS表征致密储层的孔喉形状，通过结构因子FS的约束，削弱了表面弛豫率计算上的误差对最终孔隙分布计算结果的影响，同时考虑了核磁实验样品实际孔喉结构。由于储层孔喉形态复杂不规则，为避免计算孔喉的表面积与体积比值，在实际计算过程中，利用表面弛豫率ρ2和结构因子FS乘积(C值)作为弛豫时间T2求取孔喉半径r时的转换系数，C值综合考虑了弛豫率与结构因子FS，计算结果更加合理；同时在利用弛豫时间T2求取孔喉半径r时，只需要对C值赋值即可求取，避免了分别求取弛豫率与结构因子的复杂计算过程。则公式(2)为：

(5)

表1　国内外核磁弛豫时间

令：

(6)

则，

r=T2C

(7)

公式(7)表明表面弛豫率ρ2和结构因子FS共同影响利用核磁弛豫时间计算致密储层的孔喉半径。国内外学者针对C系数计算开展了一定研究，不同地区样品差异性很大，主要分布范围为0.01～0.73 μm/ms(表1)。目前松辽盆地南部白垩系致密油缺乏C系数的精确计算，不能够采用其他地区的经验值。

如何精确求取C系数是利用核磁弛豫时间计算致密储层的孔喉半径的关键。目前高压压汞实验技术注入压力可高达200 MPa，能够表征纳米级孔喉[16]，同时由于其表征的孔喉均为连通孔喉[17-18]，逐渐成为表征致密储层孔喉半径的一种准确手段，但由于高压压汞成本高，研究区所有样品全部进行压汞实验不现实。采用高压压汞技术对部分样品进行孔喉分布表征，获得孔喉半径与孔体积关系分布曲线，通过对同一样品核磁实验获得弛豫时间与孔喉分布曲线，设计一套算法，计算不同C系数下核磁计算得到的孔喉分布曲线与对应孔喉半径的压汞孔喉分布曲线的差值绝对值，选取差值最小对应C值作为最终求取的C系数(图1)。利用高压压汞实验校正后的C值将核磁录井得到的大量弛豫时间数据换算为孔喉分布。

图1　算法实现程序界面与计算过程

2研究区概况

松辽盆地南部是指松花江以南吉林省辖区及其以南部分，面积约13×104km2；其中吉林省境内面积7.5×104km2，有效勘探面积5.2×104km2，包括西部斜坡区、中央坳陷区、东南隆起区以及西南隆起区4个一级构造单元(图2)[19-20]。松辽盆地南部泉四段总体为冲积扇—河流沉积体系，河道砂体大面积连续分布，埋深在1 750～2 600 m；储层物性差，孔隙度一般为5%～35%，渗透率一般为(0.01～2)×10-3μm2，是最重要的含油层段之一。上部源岩青山口组主要形成于深水—较深水湖相的还原环境，烃源岩厚度大，有机质丰度高，母质类型好，为Ⅰ-Ⅱ1型，大部分处于成熟阶段，成藏条件优越[20]。

让字井斜坡带主要分布在松辽盆地南部中央坳陷区周边红岗阶地、华字井阶地斜坡区(图2)。泉四段油层主要发育于中央凹陷带、让字井斜坡与隆起区，不同构造区储层渗透率有较大差异；其中中央坳陷区的中央凹陷带内的渗透率普遍小于0.1×10-3μm2，隆起区渗透率普遍大于1.0×10-3μm2，让字井斜坡储层渗透率介于(0.1 ～1.0)×10-3μm2之间，孔隙度5%～12%。因此，致密油主要发育于中央凹陷带、让字井斜坡[21]。该区储层微纳米孔喉大量发育，占总体孔喉比例超过90%，储层物性差是控制扶余致密油发育的主要原因。目前该区水平井组获高产油流，致密油勘探初见成效。

图2　松辽盆地南部白垩系致密油分布

3实验样品与结果

研究区Z井是一口位于水平井组区域唯一密闭取心井位，对于该区致密油资源研究具有重要意义。选取Z井样品进行了高压压汞实验与核磁实验，得到的孔喉分布曲线见图3。压汞显示样品主要孔喉分布区间为0.01～2 μm，通过对不同C值计算得到的孔喉分布曲线与压汞孔喉分布曲线差值计算(图4)，C为0.037 μm/ms时差值最小。对于采用直管孔喉模型状态下采用的表面弛豫率经验值10 μm/ms(对应C值为0.1 μm/ms，上海纽迈核磁共振实验室，2013)，笔者进行了计算，计算曲线显示0.01～0.05 μm部分孔喉缺失，同时0.2～2 μm孔喉体积被动放大，导致整体孔喉分布表征不准确(图3)。通过计算2种孔喉分布曲线各自与压汞得到的孔喉分布曲线之间的差值面积，本文提出的算法精度提高了22%。

4应用

将实验结果应用于松辽盆地南部斜坡区Z井位的核磁录井数据。该井位主要取心井段为2 010～2 130 m，其中2 010～2 030 m为主要产油层段。尽管没有进行试油试采，但采出岩心中呈现油浸、油斑或油迹，含油性好。通过选取不同深度含油显示的样品，进行抽提法测定含油饱和度，并计算了相关样品的孔喉分布差异(图5)。3个样品含油饱和度小于等于10%，2个样品含油饱和度均介于10%～20%，2个样品含油饱和度介于30%～40%，2个样品含油饱和度介于40%～50%(表2)。上述9个样品含油饱和度实验数据表明，样品的含油性差异明显。

图3　不同C值得到核磁孔喉分布曲线

图4　相同孔喉半径压汞孔体积与

孔喉分布上(图5a)，含油饱和度小于等于10%的样品与含油饱和度介于10%～20%的样品孔喉半径区间存在明显差异。含油饱和度小于等于10%的样品孔喉分布区间主要为10～300 nm，孔喉主峰为20～200 nm；而含油饱和度介于10%～20%的样品孔喉分布区间主要为20～1 000 nm，孔喉主峰为20～500 nm。同时，孔喉分布曲线面积差表明，含油饱和度小于等于10%的样品与含油饱和度介于10%～20%的样品相比，10～100 nm的孔喉更加发育，100～1 000 nm孔喉相对不发育。含油饱和度大于30%的样品与含油饱和度小于10%的样品相比，孔喉半径区间存在明显差异(图5)。含油饱和度大于30%的样品孔喉分布区间主要为20～3 000 nm，孔喉主峰为20～1 000 nm。其中，含油饱和度介于30%～40%的样品孔喉分布区间主要为20～1 000 nm，孔喉主峰为20～500 nm；含油饱和度介于40%～50%的样品孔喉分布区间主要为20～3 000 nm，孔喉主峰为20～600 nm(表2)。孔喉分布数据差异表明，致密储层孔喉分布差异性对含油性的控制作用明显。

图5　松辽盆地南部斜坡区Z井位不同含油饱和度样品孔喉分布差异

含油饱和度区间/%含油饱和度/%深度/m主要孔喉分布区间/nm孔喉主峰/nm≤1010～2030～4040～503.72126.797.92125.8410.02119.6815.32127.1320.02103.0031.12037.9033.92039.4042.02040.4344.72120.1010～30020～20020～100020～50020～100020～50020～300020～600

5结论

(1)提高核磁共振表征孔喉分布的精度，一直是核磁测井、核磁录井面临的重要科学问题。针对该科学问题，利用高压压汞实验测得的致密储层孔喉分布数据，通过设计算法程序，校正优化核磁共振实验T2弛豫时间与孔喉半径的换算系数，可以有效提高核磁共振表征孔喉分布的精度。

(2)以松辽盆地南部白垩系致密油Z井某样品为例，核磁实验数据表明孔喉集中在10～2 000 nm，与对于采用直管孔喉模型状态下采用的表面弛豫率经验值10 μm/ms计算得到的主体孔喉分布区间40～10 000 nm相比(图3)，孔喉分布区间刻画更加准确。

(3)不同含油饱和度样品孔喉分布数据表明，含油饱和度小于等于10%的样品孔喉集中在10～300 nm，含油饱和度介于10%～40%的样品孔喉集中在20～1 000 nm，含油饱和度大于40%的样品孔喉集中在20～3 000 nm，致密储层中不同级别微纳米级孔隙系统的发育控制了致密油含油性。

致谢：对本文完成过程中，中国石油勘探开发研究院邹才能教授、中国石油勘探开发研究院廊坊分院郭和坤教授、李海波博士提供的指导与支持表示感谢。

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(编辑黄娟)

Characterization of micro pore throat radius distribution in tight oil reservoirs by NMR and high pressure mercury injection

Gong Yanjie1,2,Liu Shaobo1,2, Zhao Mengjun1,2, Xie Hongbing1, Liu Keyu1,2,3

(1.ResearchInstituteofPetroleumExplorationandDevelopment,PetroChina,Beijing100083,China;2.StateKeyLaboratoryofOilRecovery,Beijing100083,China;3.CSIROEarthScienceandResourceEngineering,P.O.Box1130,BentleyWA6112,Australia)

Abstract:Through the design of an algorithm, the conversion coefficient of NMR T2relaxation time and pore throat radius was optimized by using the pore throat distribution data in tight oil reservoirs obtained from mercury injection experiments. The precision of the NMR characterization of pore distribution was improved. Methods were used in the characterization of Cretaceous tight oil pore radius distribution in the southern Songliao Basin. Pore radius of samples with oil saturation less than 10% were concentrated in the 10-300 nm range, while those with oil saturation between 10% and 40% were mainly 20-1 000 nm. Unlike these samples, the pore radius of samples with oil saturation greater than 40% were concentrated in the 20-3 000 nm range.Experimental results showed that the development of different levels of microporosity in tight oil reservoirs controlled the oiliness properties.

Keywords:NMR; highpressure mercury; micro- and nano-pores; radius distribution; tight oil

文章编号：1001-6112(2016)03-0389-06

doi：10.11781/sysydz201603389

收稿日期：2015-05-26；

修订日期：2016-03-02。

作者简介：公言杰(1986—)，男，工程师，从事油气成藏与实验技术方法研究。 E-mail: gongyanjie2008@petrochina.com.cn。

基金项目：国家油气重大专项(2016ZX05003-002)和中国石油天然气股份有限公司科学研究与技术开发项目(2016B-0502)资助。

中图分类号：TE135

文献标识码：A