利用核磁共振测井判定低渗透砾岩储集层流体性质——以玛湖凹陷下三叠统百口泉组为例

张妮，王伟，王振林，赵延伟，许琳

玛湖凹陷百口泉组储集层为扇三角洲沉积，岩性以细砾岩和中砾岩为主，分选差，矿物成分复杂，填隙物含量较高且成分复杂，结构成熟度和成分成熟度低，以低渗、孔隙结构复杂为主要特征[1]。研究区岩性复杂，岩电参数变化大，电阻率测井受岩性影响较大，对孔隙中油气敏感性差，导致大套的砂砾岩储集层电阻率较高，流体性质识别困难。

核磁共振测井主要探测的是地层中氢核的信号幅度和衰减，能够提供不依赖于岩性及骨架参数的孔隙度、渗透率评价以及与电性无关的油气识别。研究区百口泉组属于低渗透砾岩储集层[2-3]，以轻质油为主，核磁共振测井结果受孔隙结构的影响大于孔隙流体性质的影响，核磁共振T2谱移谱和差谱特征不明显，常规核磁共振测井流体识别方法在研究区适用性不强[4-5]。针对以上问题，结合核磁共振和压汞实验资料，提出了一种利用核磁共振测井识别流体性质的新方法，提高了流体性质识别精度。

1 核磁共振测井理论基础

1.1 识别流体性质的物理基础

核磁共振测井主要是测量岩石中孔隙流体的横向弛豫时间，横向弛豫时间包括体积弛豫时间、表面弛豫时间和扩散弛豫时间，它们存在如下关系：

其中，体积弛豫是流体固有的弛豫特征，由流体的物理特性决定，受流体温度和黏度影响。表面弛豫发生在固液接触面上，即岩石颗粒表面，与颗粒的表面弛豫强度以及孔隙尺寸有关。在梯度磁场中，采用较长的回波间隔时，流体具明显的扩散弛豫特性，此特性与流体的扩散系数有关[6-8]。

表1 储集层流体的核磁共振特征

是核磁共振测井识别流体的基础。

1.2 核磁共振T2谱与毛细管压力的转换

从岩石物理学意义上说，压汞毛细管压力曲线反映的是某一孔喉控制下的孔隙体积的分布，核磁共振T2谱分布反映不同大小孔隙的孔隙体积分布，假定岩石的孔隙半径与喉道半径存在相关关系，且孔喉半径比的变化不大，可以将压汞毛细管压力曲线转换为孔喉半径分布，表征岩石的孔喉分布特征[9]。由毛细管压力理论可知，毛细管压力与孔喉半径之间的关系为

当表面弛豫机制起主导作用时，可以利用核磁共振T2谱分布来评价孔喉大小及分布，即

联立（2）式和（3）式得

其中，C=2σcosθ/（ρ2F2），C称为转换系数，可通过岩样的压汞毛细管压力曲线和核磁共振测井获得。

2 实验方法与结果讨论

为了确定低渗透砾岩的孔喉结构及流体性质对T2谱的影响，选取准噶尔盆地玛湖凹陷百口泉组15块岩样，进行核磁共振和恒速压汞毛细管压力测定。核磁共振采用弛豫衰减测量法，设备是英国牛津公司生产的ARAN AUTRL核磁共振岩心分析仪，工作频率为2 MHz，测量时等待时间为10.0 ms，回波间隔为0.3 ms，实验温度为35℃，饱和液为CaCl2溶液，矿化度为21 052.67 mg/L.毛细管压力测定采取的是恒速压汞法，注入速度为0.000 5 mL/min，最大进汞压力为6.2 MPa.首先对岩样进行洗油，然后饱和水并测量核磁共振T2谱，最后进行恒速压汞毛细管压力的测量[10-12]。

《早操有感》（刘晓云）：月明星亮意未尽，暂做灯塔照前行。匀步稳随口令出，转处自有圈线警。惟念小段低洼处，惧身一颤乱队形。千沟万壑难阻遏，心志坚定目标明。

对于亲水岩石，洗油后饱和水测量的T2谱主要是由水的表面弛豫引起的，即T2谱形态主要反映孔隙结构特征。研究区A井3 068.26 m岩样洗油后饱和水的T2谱分布在100 ms之前，而在A井3 068.26 m的核磁共振T2谱在100 ms之后仍有分布（图1）。

图1 玛湖凹陷A井百口泉组3 068.26 m处的T2谱

利用（2）式将恒速压汞毛细管压力曲线转换为孔喉半径分布，再利用（4）式将孔喉半径分布转换为T2谱，然后与核磁共振T2谱对比，发现恒速压汞毛细管压力曲线转换的T2谱分布在100 ms之前，而在相同深度处的核磁共振T2谱在100 ms之后的孔隙度分量仍然较大（图2），其他岩样均反映了这一特征。结合研究区储集层特征，这种差异主要是因为砾岩储集层物性差，泥浆侵入浅，核磁共振测井探测范围内残余油饱和度高，原油对T2谱产生影响，导致T2谱分布较宽，且随着含油饱和度的增加，T2谱峰值幅度增加，谱峰向右移动[13-15]。

图2 玛湖凹陷B井百口泉组3 886.11 m处的T2谱

3 核磁共振测井流体识别图版与应用

3.1 流体识别图版的建立

对研究区试油井段的核磁共振T2谱进行对比发现，油层和油水同层井段核磁共振T2谱较宽，在100 ms之后存在孔隙度分量，而含油水层和水层井段核磁共振T2谱较窄，在100 ms之后孔隙度分量较小或不存在（表2）。因此，将横向弛豫时间100 ms作为划分流体性质标志，构建敏感参数，建立流体识别图版[16]。

表2 玛湖凹陷百口泉组不同含油性储集层核磁共振T2谱特征

通过大量核磁共振T2谱发现，横向弛豫时间大于300 ms的谱反映的是测量时的噪声，并没有特殊的地质意义。另外，前期研究表明，玛湖凹陷为富烃凹陷，油层排烃潜力足够大，认为可动流体饱和度即为含油饱和度。结合岩样核磁共振实验以及密闭取心含油饱和度分析资料可得，含油孔隙横向弛豫时间的起算时间为10 ms[11-12].鉴于上述分析，选择2个核磁共振测井流体识别敏感参数S'o和T2g，其中，S'o为视含油饱和度，S'o=ϕ1/ϕ2，T2g为T2谱上10～300 ms横向弛豫时间几何平均值。

利用试油资料得到的核磁共振测井流体识别敏感参数做流体性质识别图版（图3），得到流体性质划分标准（表3），图版中有1个油水同层数据分布在油层区域，1个含油水层数据分布在油水同层区域。现有图版不能区分含油水层与水层，因为含油水层与水层核磁共振T2谱特征相似，大于100 ms的孔隙度分量基本不存在。该图版的识别精度为94.3%.

图3 玛湖凹陷百口泉组流体性质识别图版

3.2 应用效果分析

玛湖凹陷C井百口泉组一段4 345—4 352 m和4 355—4 357 m井段视含油饱和度小于10%，T2谱上10～300 ms横向弛豫时间几何平均值为30 ms左右，核磁共振测井解释为水层，4 345—4 357 m井段试油日产油量0.20 t，日产水量11.87 m3，试油结论为水层（图4a）。玛湖凹陷D井百口泉组一段3 048—3 064 m视含油饱和度为20%左右，T2谱上10～300 ms横向弛豫时间几何平均值为50 ms左右，核磁共振测井解释为油层，3 048—3 056 m试油日产油量8.07 t，日产气量1.47×104m3，不产水，试油结论为油层（图4b）。C井和D井的试油结论均与核磁共振测井解释结论相吻合，验证了核磁共振测井解释结论的可靠性，表明该方法能够有效地识别低渗透砾岩储集层的流体性质，2014—2016年测井解释符合率由42%提高到88%.

表3 玛湖凹陷百口泉组流体性质划分标准

图4 玛湖凹陷百口泉组一段测井解释成果

应用核磁共振测井识别流体性质的方法在物性差、泥浆侵入浅、油质轻的砾岩储集层中具有较好的适用性，随着原油黏度增大，T2谱向横向弛豫时间减小的方向移动；随着原油黏度减小，T2谱向横向弛豫时间增大的方向移动，研究区以横向弛豫时间100 ms作为区分油水的标志，在其他区块该值需要重新确定。

4 结论

（1）通过对洗油后饱和水岩样测量的核磁共振T2谱和恒速压汞毛细管压力曲线转换的T2谱对比分析表明，玛湖凹陷百口泉组砾岩储集层物性差、泥浆侵入浅、油质轻，在饱和水状态下几乎不存在大于100 ms的横向弛豫时间。将实验得到的T2谱与核磁共振测井T2谱对比认为，100 ms之后的横向弛豫时间反映油的信号，且随着原油饱和度的增加，T2谱峰值幅度增大，且向横向弛豫时间增大的方向移动。

（2）在实验的基础上，结合油层、油水同层、含油水层以及水层的核磁共振T2谱分布特征，构建核磁共振测井流体识别敏感参数，建立了流体识别图版，能够快速准确识别低渗透砾岩储集层流体性质，测井解释符合率显著提高。

符号注释

D——流体扩散系数；

FS——孔隙几何形状因子，柱状管道为2，球状孔隙为3；

G——磁场梯度，本文取0.001 7～0.002 0 T/cm；

pc——毛细管压力，MPa；

r——孔喉半径，μm；

S——孔隙表面积，μm2；

So'——视含油饱和度，%；

T2——横向弛豫时间，ms；

T2B——体积弛豫时间，ms；

T2D——扩散弛豫时间，ms；

T2g——T2谱上10～300 ms横向弛豫时间几何平均值，ms；

T2S——表面弛豫时间，ms；

TE——回波间隔，ms；

V——孔隙体积，μm3；

γ——质子的旋磁比，Hz/T；

θ——润湿接触角，（°）；

ρ2——岩石的表面弛豫强度，μm/ms；

σ——流体界面张力，mN/m；

ϕ1——T2谱上100～300 ms对应的孔隙度，%；

ϕ2——T2谱上3 ms之后对应的孔隙度，%.

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