致密砂岩油藏核磁共振T2截止值的确定及可动流体喉道下限——以吴仓堡下组合长9油藏为例

吴长辉, 赵习森

(陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075)

致密砂岩油藏核磁共振T2截止值的确定及可动流体喉道下限
——以吴仓堡下组合长9油藏为例

吴长辉, 赵习森

(陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075)

为准确测定吴仓堡长9油藏T2截止值及可动流体含量，在不同沉积相带和取心井上，选取24块岩样进行核磁共振测试。测试通过模拟地层压力，加压饱和水，建立饱和状态；通过计算不同离心力下可动流体变化量，建立束缚水状态。结果显示，下组合长9致密砂岩油藏建立束缚水状态的最佳离心力为417 psi，T2截止值为8.03～23.10 ms，平均值为11.97 ms；可动流体饱和度为16.27%～65.67%，平均为44.99%。结合岩心物性、离心力和测试结果综合分析，渗透率与可动流体饱和度成对数相关；最佳离心力下，岩心可动流体喉道半径为0.05 μm。

鄂尔多斯盆地；致密砂岩；T2截止值；核磁共振；可动流体

致密油属非常规油气资源，关于致密油的概念目前国内外尚无统一定义[1]。为适应中国非常规油气资源发展的需要，根据中国油气田的实际情况，致密油通常是指覆压基质渗透率小于0.2 mD或空气渗透率小于2 mD的砂岩、碳酸盐岩等油层，单井无自然产能，在一定经济条件和压裂、水平井、多分支井等技术措施下可以获得工业油产量[2]。鄂尔多斯盆地三叠系延长组储集层成熟度低，成岩作用强，岩石颗粒细、分选差、胶结物含量高，储集空间变化大，非均质性强[3]，是中国典型的致密砂岩油藏发育区。近年来，长9湖泛期形成的砂体及油藏受到高度重视[4]，在伊陕斜坡、天环坳陷和渭北隆起构造带均获得突破，说明长9油层组有望成为油田增储上产的接替层系[5]。吴起油田吴仓堡区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中段，面积123.9 km2，探明地质储量3287.94×104t，开发层系以长9油层为主。李海儒[6]、雷俊杰[7]等对本地区的沉积体系、沉积特征、成岩作用和成藏条件等进行了探索研究，为后续研究奠定了基础。但在孔隙空间刻画、流体赋存状态及渗流特征等微观层面的研究较少[8]。岩心可动流体饱和度反应储层流体的赋存状态，是决定低渗透油气田开发效果好坏的关键物性参数之一[9]，其测定的准确与否，T2截止值的确定至关重要[10]。国内外学者对储层的T2截止值进行了大量试验研究[11-15]，对于中、高渗砂岩储层，斯伦贝谢公司推荐使用33 ms作为T2截止值[16]；对于低渗透砂岩储层，王为民等人推荐使用13 ms作为T2截止值[17]。为准确测定吴仓堡长9油藏T2截止值及可动流体含量，本文通过模拟地层压力加压饱和水，使其饱和水状态尽可能接近地层原始状态，并通过离心力的不断调整，建立最佳束缚水状态，确保核磁共振测试结果准确、适用。综合样品信息、试验测试和结果，对本区长9油藏的可动流体含量、最佳离心力及喉道半径下限进行了分析、讨论。

1 可动流体核磁共振测试原理

储层岩石中矿物组成和孔隙结构非常复杂，流体存在于多孔介质中，被许多界面分割包围，孔道形状、大小不一，原子核与固体表面上顺磁杂质接触的机会不一致等，使得各个原子核弛豫得到加强的几率不等，所以岩石流体系统中原子核弛豫不能以单个弛豫时间来描述，而应当是一个分布，因此获得了它们的弛豫时间T2分布就可以确定它们的物理性质。

根据核磁共振快扩散表面弛豫模型，对于固有弛豫时间较长的流体[18]，如轻质油、水，孔隙流体表观弛豫时间T2可近似表示为：

(1)

式中FS——孔隙几何形状因子，对于球状孔隙，FS=3，对于柱状喉道，FS=2；

r——孔隙半径，μm；

ρ2——表面弛豫强度，取决于孔隙表面性质和矿物组成，对于同一块岩石，ρ2可看作一个常数。

由此可知，T2可以反应岩石孔喉分布情况，r越大，T2越大；r越小，则T2越小。当r小到一定程度时，孔隙中的流体受到较大的流动阻力而难以流动，在T2谱上，该半径r对应的弛豫时间T2称为T2截止值。该值将赋存在岩石孔隙中的流体分为可动流体和束缚流体，可动流体饱和度即为可动流体占总赋存流体的比值，反映了岩石孔隙中可动流体的含量[19]。

2 试验材料与方法

2.1 仪器与岩心样品

试验采用岩心专用离心机及低场核磁共振岩心分析仪，主要测试参数为：共振频率2MHz，回波时间0.3ms，恢复时间6000ms，回波数1024，信噪比控制在30∶1以上，T2谱拟合点数100。

根据吴仓堡区取心井分布，在全区选取5口井24块样品进行测试，其中3口井位于水下分流河道相，砂体厚度大，分选好；2口井位于河道侧翼，砂体薄，分选差，泥质含量高。孔隙度分布在3.29%～15.54%，平均为9.28%；渗透率分布在0.01～3.99 mD，平均为0.60 mD(表1)。

表1 样品规格及物性

续表

2.2 试验设计与步骤

采用离心试验方法标定T2截止值时，需要首先建立饱和水状态和束缚水状态[19]。本次试验模拟地层压力，加压18 MPa进行饱和水，建立饱和水状态。参考杨平[20]离心力试验，本次试验分别用21、42、104、209、300、417 psi的离心力对岩样连续进行高速离心，建立束缚水状态。

其具体试验步骤和方法如下：

(1)钻取直径为2.5 cm的柱塞岩样，并将两端取齐、取平，洗油后将岩样置于85℃真空干燥箱中干燥至恒重，称岩样干重，测量长度和直径。

(2)测量岩样气测渗透率。

(3)岩样抽真空12 h以上，模拟地层压力加压18 MPa饱和水，称湿重计算孔隙度。

(4)将饱和水的岩样置于低磁场核磁共振岩心分析仪，进行核磁共振T2测试，并反演计算出T2弛豫时间谱。

(5)分别用21、42、104、209、300、417 psi的离心力对岩样连续进行高速离心，每次离心后称重并进行核磁共振T2测试，测量参数与步骤(4)相同。

3 试验结果分析与讨论

3.1 核磁共振T2截止值标定

如图1所示，同一岩心样品经不同离心力脱水后，得到的T2弛豫时间谱不同。

用不同离心力下脱去可动水后的岩心T2谱计算累积T2信号量，并在饱和水状态岩心的T2累计分布图上找一点，使其左边的累积T2信号量与脱去可动水后的总累积T2信号量相等，那么该点对应的T2值即为当前离心力下的T2截止值。因此最佳离心力即最佳束缚水状态的建立至关重要。据前人研究，当离心力逐渐增大时，若岩心内含水饱和度的变化量在3%以内，则可认为该离心力为最佳[19-20]。

图1 12.1号岩心不同离心力下的T2谱-W37井

根据岩心核磁共振T2谱面积可以得到不同状态含水饱和度的变化量，可以看出，当离心力从21 psi增加到417 psi时，每次离心岩心含水饱和度都有一定幅度的减小。但当离心力从300 psi增加到417 psi时，岩心含水饱和度变化幅度降低1.9%，小于3.0%。因此，鄂尔多斯下组合致密砂岩岩样最佳离心力为417 psi。

利用饱和状态下的核磁共振T2谱和417 psi离心后的T2谱，得到24块岩心的可动流体T2截止值范围为8.03～23.10 ms，平均值为11.97 ms。

3.2 可动流体含量

根据饱和水状态和离心后束缚水状态下的核磁共振T2谱，计算各试验样品的可动流体饱和度为16.27%～65.67%，平均为44.99%。其高于吉林、大庆外围超低渗透储层[21]，表明吴仓堡长9致密砂岩储层可动流体饱和度含量相对较高，开发潜力好。

统计24块样品孔渗与可动流体饱和度的关系，如图2所示，可动流体饱和度与孔隙度的相关性差，与渗透率的相关性好。可动流体饱和度表征的是孔隙中流体的可动用性，依赖于孔隙间的连通性；渗透率能较好地表征孔隙间的连通性。连通性好的岩心，渗透率相对较大，可动流体饱和度含量较高。

表2 24块样品可动流体饱和度统计

图2 致密砂岩样品可动流体饱和度与孔隙度、渗透率的关系

3.3 喉道半径下限

核磁共振T2分布与毛细管压力曲线都反映岩石的孔隙结构，二者之间存在着必然的相关性[4-5]。T2截止值所对应的最佳离心力，可近似看作毛管力，对于气、水两相系统，界面张力σ=0.72×10-3N/cm，接触角θ=0；根据毛管力公式PC=2σcosθ/r可得到不同离心力下对应的岩心喉道半径r值。本次试验的离心力分别为21、42、104、209、300、417psi，对应的喉道半径r为0.05、0.07、0.10、0.20、0.50、1.00 μm。最佳离心力为417 psi，对应砂岩样品的可动流体喉道下限为0.05 μm。

4 结论

(1)建立束缚水状态的最佳离心力为417 psi。利用饱和水状态和束缚水状态的核磁T2谱，得到24块页岩样品的可动流体T2截止值分布在8.03～23.10 ms，平均值为11.97 ms。

(2) 根据饱和水状态和束缚水状态的核磁T2谱，可以计算各试验样品的可动流体饱和度，其可动流体饱和度分布为16.27%～65.67%，平均为44.99%。可动流体饱和度含量相对较高，高于吉林、大庆外围超低渗透储层。

(3)可动流体饱和度与孔隙度的相关性差，与渗透率的相关性好。可动流体饱和度表征的是孔隙中流体的可动用性，依赖于孔隙间的连通性，渗透率能较好地表征孔隙间的连通性。连通性好的岩心，渗透率相对较大，可动流体饱和度含量较高。

(4)结合毛管力公式，初步确立储层可动流体喉道下限试验标准为0.05 μm。

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Determination ofT2Cut-off Value of Nuclear Magnetic Resonance in Tight Sandstone Reservoir and Lower Limit of Movable Fluid—A Case Study of Chang 9 Reservoir of Wucangbao Oilfield

Wu Changhui, Zhao Xisen

(ResearchInstituteofShaanxiYanchangPetroleum(Group)Co.,Ltd.,Xi＇an,Shaanxi710075,China)

In order to accurately determine theT2cutoff value and the movable fluid content in the reservoir of Chang 9, the nuclear samples of 24 rock samples were tested. The experiments reveal that the establishment of the core irreducible water state is crucial. The optimum centrifugal force is 417psi for the tight sandstone in the lower assemblage of Chang 9. TheT2cutoff values between 8.03 ms and 20.03 ms, averaging at 11.92 ms. The result of movable fluid ranges between 16.27% and 66.08%, averaging at 44.92%. The permeability is logarithmically related to the saturation of the movable fluid. Combined with the capillary force formula, the initial experimental standard for the determination of the lower limit movable fluid roar in the reservoir is 0.05 μm.

Ordos Basin; tight sandstone;T2cut-off; NMR; movable fluid

陕西省科技统筹创新项目“延长难采储量有效动用开发技术研究”(2016KTCL01-12)资助。

吴长辉(1983—)，男，工程师，主要从事油气田开发方面的工作。邮箱：233685484@qq.com.

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