基于核磁谱几何特征的碳酸盐岩储层渗透率评价方法研究

王文文，林龙生

（1.中联煤层气有限责任公司 北京 100016；2.中海油田服务股份有限公司油田技术事业部 河北廊坊 065201）

地层渗透率是油气藏产能预测中的核心参数。迄今为止，渗透率的评价有多种方法，如岩心分析、试井、地层测试仪和测井等技术。传统取心时效差且费用高。试井分析仅给出储层渗透率的平均值。测井资料具有实时、连续等优势，能够提供连续的地层渗透率剖面。

核磁共振测井是主要的测井地层渗透率评价手段[1-2]。主要通过T2谱对孔隙分布、绝对渗透率、流体类型、流体黏度进行评价。

在常规砂岩油气藏评价中，通常采用核磁测井数据评估地层渗透率[3-4]，其中Timur-Coates[5]和Schlumberger-Doll-Research（SDR）[6]是最常用的模型[7-8]。但在碳酸盐岩地层中，由于非均质性、孔连通性和晶粒尺寸不同，孔隙度与渗透率之间并不存在简单的关系[9-11]。

前人在核磁技术预测渗透率方面做出了大量研究成果，采用多种方法在不同类型储层中进行了研究探索。邵继喜等[12]研究了不同温度下砂岩渗透性能的核磁共振响应，建立了不同温度下的核磁渗透率与孔隙度关系模型。李振林等[13]基于核磁共振T2谱对储层产水率评价技术进行了研究，构建了反映油水两相渗流特征的伪油水相渗及伪产水率曲线。张宪国等[14-15]分析了低渗致密气层渗透率核磁测井解释方法，得出了不同孔径分布区间的孔喉对渗透率影响。

上述方法适用对象一般为砂岩储层，针对碳酸盐岩储层核磁渗透率评价方法研究较少，原有SDR和Timur-Coates渗透率计算模型在碳酸盐岩储层应用存在较大误差。因此，需要建立针对碳酸盐岩储层的核磁渗透率评价方法，提升渗透率及产能预测精度。

1 核磁谱几何特征分析

基于鄂尔多斯盆地D区测井及岩心分析数据，应用MATLAB软件，提取核磁测井T2谱的几何特征参数，包括峰值时间、谱左右边界、谱峰宽度等参数，如图1所示。图中T2max为T2谱右边界；T2peak为T2峰值；PORpeak为T2峰值对应区间孔隙度；POR1/2为PORpeak的一半；T21/2L、T21/2LR为 POR1/2对应的T2；T2wide为T21/2LR与T21/2LL差值；PEAKarea为T2wide与PORpeak乘积。

图1 核磁谱几何特征图Fig.1 Geometry characteristics of NMR spectrum

2 基于几何特征的渗透率计算模型构建

由于碳酸盐岩通常成岩作用复杂，多种孔隙度类型共存，因此碳酸盐岩储层的渗透率无法通过均质模型方法准确获取，必须增加考虑岩石异性程度的物理参数才能准确表征碳酸盐岩地层渗透率。

利用T2分布峰特征构建模型，建立基于几何和孔隙特征的渗透率计算广义方程，用于估算碳酸盐岩地层的渗透率。方程通用形式如下：

式中：AMP1为第一个峰的幅度；AMP2为第二个峰的幅度；AMP3为第三个峰的幅度；T1为AMP1的对应时间；T2为AMP2的对应时间；T3为AMP3的对应时间；T2LM为T2时间几何均值；PHI为有效孔隙度。

图2为应用式（2）至式（5）的渗透率处理结果与岩心分析结果交会图。从图中可以发现，对比岩心渗透率相关性数值，式（3）（R2=22.11%）提供了相对准确的渗透率处理值。表1为拟合后的式（2）至式（5）中系数。

表1 渗透率模型系数表Table 1 Permeability model coefficient table

图2 处理结果与岩心分析渗透率交会图Fig.2 Intersection diagram of processing results and core analysis permeability

3 应用实例

图3为A井核磁谱几何特征的碳酸盐岩储层渗透率解释成果图。第一道是自然伽马GR曲线（单位是API），可以利用其判断岩性，第二道是深度，第三道核磁T2谱，第四道渗透率曲线，第五道岩性剖面。

从图3中可以看出，该段岩性为灰岩地层，对比X 910～X 940 m深度岩心分析数据可知，常规Timur-Coates公式在部分低渗层误差较大，基于核磁谱几何特征的式（3）模型计算的渗透率吻合较好。

图3 A井核磁谱几何特征的碳酸盐岩储层渗透率解释成果图

4 结论

通过引入T2谱几何特征参数，建立了碳酸盐岩地层的渗透率评价模型。应用该模型对鄂尔多斯盆地气藏中的奥陶系碳酸盐岩层进行评价。采用四种不同的公式用于模型开发。式（2）、式（4）和式（5）使用了与孔径有关的NMR参数；式（3）除使用孔径参数外，还引入了T2分布时间。结果表明，与经典核磁模型相比，几何模型对岩石渗透率的较好，能够更好地估算复杂碳酸盐岩储层渗透率。