松辽盆地杏树岗特低渗透油藏储层流体性质识别方法的改进

王有功, 王鑫元, 刘 敏, 何 欣, 沈忠山

(1.东北石油大学 地球科学学院, 黑龙江 大庆 163318； 2.大庆油田有限责任公司 第四采油厂, 黑龙江 大庆 163511)

0 引 言

目前国内外油田在油水识别方面多数应用常规测井曲线，它具有成本低、解释快速等优点，对于岩电“四性”关系不一致的复杂储层、低孔特低渗透储层以及致密油等非常规储层，采用核磁共振测井加以识别[1]。一般来讲，这些非常规储层油水识别之所以难度大，主要原因是常规测井无法准确识别储层中的束缚流体和可动流体。束缚流体存在于极微小的孔隙和较大孔隙的壁面附近，这部分流体受毛管力束缚大而难以流动，可动流体赋存在较大孔隙中，受岩石骨架的作用力相对较小，流动性较好[2]。目前核磁共振技术已经广泛应用在医疗行业，近几年核磁测井在油田发展也较为迅速，但多数都集中在井筒核磁测井和井筒状态下油水T2截止值等研究上，应用岩心开展油相和油水饱和状态下的相关研究还较少。笔者针对这一问题，充分利用实际岩心资料和地质录井资料，通过应用核磁共振测井技术，开展油相和油水饱和状态下的T2谱形态研究，总结出干层、水层、差油层、偏油水层、偏水油层的T2谱特点，并与常规测井曲线建立联系，制定新的油水识别解释图版，形成扶余油层流体判别量化标准，满足开发生产需要。

1 研究区概况

松辽盆地杏树岗扶余油层于1997年在杏4井首次见到含油显示，1997—2002年部署杏69等探井和加深井，获得较好的含油显示，2003年油藏评价迅速推进，实施勘探开发一体化工作，2012年提交扶余油层探明地质储量。长垣中部扶余油层顶面构造为一完整背斜，总的趋势是北高南低，东高西低。本区扶余油层顶面总体上以马鞍形式置于背斜带上，轴向近南北，中间高东西低，西陡东缓。扶余油层顶面断层比较发育，断层以地堑、地垒为主，均为正断层。扶余油层为下白垩统泉头组，划分扶Ⅰ、扶Ⅱ、扶Ⅲ三个油层组，为典型的低孔特低渗透油藏，目前正进行大规模开发。从实际开发效果看，部分采出井含水较高，分析主要原因是油水层解释精度偏低造成的，特别是偏水油层与偏油水层的细微差别区分不准，误射了部分含油水层。

2 原油水层识别方法

为满足提交探明储量需要在油藏评价阶段，进行了杏树岗油田扶余油层油水识别标准的研制。通过测井曲线反映的岩电关系优选电测曲线，建立交会图版。

由于储层厚度对测井响应有一定的影响，按照厚薄层分别优选电性参数建立油水层解释标准。

2.1 厚度大于等于1.5 m储层的解释图版

考虑感应测井曲线分辨率及其可以较好地反映油水特征，当厚度大于等于1.5 m时，采用深感应电阻率RI与自然电位Vsp的比值α为横坐标，有效孔隙度φ为纵坐标建立油水层识别图版(图1)。

图1 h≥1.5 m时油水识别图版Fig. 1 Oil-water identification chart of h≥1.5 m

应用39口井61层的岩芯资料，其中油层47层、油水同层9层、水层5层，图版精度93.4%。判别标准为

油层：φ≥ -13.20 ln(RI/Vsp)+ 31.5 且φ≥ 9.0；

油水同层：-13.20 ln(RI/Vsp)+ 18.91≤φ<-13.20 ln(RI/Vsp)+ 31.5且φ≥ 9.0；

水层：φ<-13.20 ln(RI/Vsp)+18.91。

式中:RI——深感应电阻率，Ω·m；

Vsp——自然电位，mV。

2.2 厚度小于1.5 m储层的解释图版

深侧向电阻率测井分辨率较高，对于厚度小于1.5 m储层应用深侧向电阻率RL与自然电位比值β为横坐标，有效孔隙度为纵坐标建立油水层识别图版(图2)。应用23口井33层岩芯资料，其中油层27层、油水同层6层，图版精度97.0%。判别标准为

油层：φ≥-9.301 ln(RL/Vsp)+ 22.46 且φ≥ 9.0；

油水同层：φ<-9.301 ln(RL/Vsp)+ 22.46 且φ≥ 9.0。

图2 h<1.5 m时油水识别图版Fig. 2 Oil-water identification chart of h<1.5 m

3 改进后的油水层识别方法

3.1 原油水层识别方法的局限性

一是原识别方法应用的图版均以孔隙度为参考，而在实际测井解释过程中，孔隙度值是通过多条测井曲线读值再计算得到的，间接取值过程繁琐且误差较大，油水层识别会受到孔隙度解释准确性制约；二是原油水层识别方法主要依据气测和荧光两种岩芯录井方法，这两种录井方法可准确识别纯油层和纯水层，但对含水油层或含油水层的识别误差很大；三是原油水层识别方法操作过程复杂，以人工识别为主，难以实现编程数字化应用，不能适应快节奏的生产需求。

3.2 可动流体的作用

储层油、气、水三相流体饱和，这些流体在储层多孔介质中赋存状态可分为两类：一类为束缚流体状态；另一类为自由流体状态[1-3]。束缚流体存在于极微小的孔隙和较大孔隙的壁面附近，孔隙空间的这一部分流体受岩石骨架的作用力较大，为毛管力所束缚而难以流动，而在较大孔隙中间赋存的流体受岩石骨架的作用力相对较小，这一部分流体在一定的外加驱动力作用下流动性较好，称为自由流体或可动流体。束缚流体和可动流体对低孔特低渗的扶余油层的油水识别有很大关系，因此，只有搞清束缚流体和可动流体，才能准确识别和评价油水层[4]。

3.3 核磁共振可动流体的测试原理

核磁共振是原子核和磁场之间的相互作用。由于油、水中富含氢核1H，因此，石油勘探与开发研究中最常用的原子核是氢核1H。岩样饱和油或水后，由于油或水中的氢核具有核磁矩，核磁矩在外加静磁场中会产生能级分裂，此时当有选定频率的外加射频场时，核磁矩就会发生吸收跃迁，产生核磁共振。通过适当的探测、接收线圈就可以观察到核磁共振现象，探测到核磁共振信号，核磁共振信号强度与被测样品内所含氢核的数目成正比。核磁共振中极其重要的一个物理量是弛豫，弛豫是磁化矢量在受到射频场的激发下发生核磁共振时偏离平衡态后又恢复到平衡态的过程。弛豫速度的快慢即弛豫时间由岩石物性和流体特征决定，岩石中的束缚流体和可动流体的弛豫时间不同，通过弛豫时间T2，可以判断束缚流体和可动流体的体积百分比[5-7]。图3为一块典型的低渗透储层岩样的T2弛豫时间谱，形状为双峰结构。其中左峰下的面积代表束缚流体含量，右峰下的面积代表可动流体含量。

图3 低渗透储层岩样的T2弛豫时间谱Fig. 3 T2 relaxation time spectrum of rock sample from a low permeability reservoir

3.4 T2谱形态

油层特征：油相T2谱有幅度，单峰(图4)。油水层特征：油相T2谱有幅度，单峰；油水饱和状态呈双峰(图5)。干层特征：油相T2谱无幅度，油水饱和状态呈单峰，T2时间短(图6)。水层特征：油相T2谱无幅度，油水饱和状态呈单峰或双峰，T2时间长(图7)。

图4 油层T2谱特征Fig. 4 T2 spectrum characteristics of oil layer

图5 油水同层T2谱特征Fig. 5 T2 spectrum characteristics of oil and water layer

图6 干层T2谱特征Fig. 6 T2 spectrum characteristics of dry layer

图7 水层T2谱特征Fig. 7 T2 spectrum characteristics of water layer

3.5 油水层识别图版的重建

综合考虑目前测井系列、扶余油层岩电关系，并借鉴原识别方法的优势，最大程度地应用核磁共振资料，采用深双侧向和自然电位两条测井曲线做交会，制定扶余油层油水识别图版[8-9]。将储层流体划分为油层、差油层、偏油层、油水同层、偏水层、水层、干层。

由图8可见，储层含油性与深双侧向/自然电位负异常的倍数成线性关系，但随着深双侧向电阻率的增大，趋势线斜率减小，电阻率越大，油层对应的自然电位越高，深双侧向/自然电位负异常的倍数越小。图版中油层和差油层有交差区域，区域内油层和差油层判别的主要标准是物性，物性好为油层，物性差为差油层，物性较好但夹层较多(≥2个)的油层，判成差油层。

图8 杏树岗扶余油层储层流体识别图版Fig. 8 Reservoir fluid identification chart of Fuyu reservoir in Xingshugang

对比270个取芯井样品点资料，不符合13个样品，样品点符合率95.2%，见表1。为提高油水识别的可操作性，结合测井原理，对图版中油层、差油层、偏油层、油水同层、偏水层、水层、干层的识别标准进行量化，如表2所示。

表1 取芯井资料对比分析

表2 杏树岗扶余油层流体判别量化标准

3.6 典型示例

3.6.1 水层与干层的识别

杏扶710井1 638.0 m处井壁取芯1颗，岩性含泥粉砂岩，无荧光显示，气相色谱分析也无显示，物性差。杏扶714井1 646.4 m处也具有同样的录井特征。核磁T2谱如图9、10所示。

图9 杏扶710(1638.0 m)核磁T2谱Fig. 9 NMR T2 spectra of Xingfu 710 (1638.0 m)

结合核磁共振解释结果表3可以看出，杏扶710井可动水饱和度16.24%，核磁具有油相T2谱无幅度、油水饱和状态呈单峰、T2时间短的干层特征，杏扶714井可动水饱和度57.37%，核磁具有油相T2谱无幅度、油水饱和状态呈双峰、T2时间长的水层特征。其中，swi为束缚水饱和度，sw含水饱和度,so含油气饱和度,swd为可动水饱和度。

表3 核磁共振解释结果

3.6.2 差层与油水同层的识别

杏扶714井1 605.8 m岩样，岩性为棕灰色油浸粉砂岩，含油分布较均匀，欠饱满，油气味较淡，物性中等，荧光暗黄色。岩石热解烃质量分数为4.98 mg/g，原油轻重组分指数k值为2.18，反映出含油丰度中等偏低，呈中质油特征(表4)。常规录井综合分析该岩样含油性较差，物性较好，综合解释为差油层。经核磁共振T2谱分析：油相T2谱单峰，油水相T2谱显示双峰(图11、12)，可动水饱和度23.93 %(表5)，解释油水同层更为合理。

表4 杏扶714井录井综合解释数据

表5 杏扶714井核磁共振T2谱分析

图11 杏扶714(1 605.8 m)核磁T2谱 Fig. 11 NMR T2 spectra of Xingfu 714(1 605.8 m)

图12 杏扶712(1 595.8 m)核磁T2谱Fig. 12 NMR T2 spectra of Xingfu 712(1 595.8 m)

3.6.3 差层与偏油层的识别

杏扶712井1 595.8 m岩样，常规录井分析：岩性为棕灰色油浸砂岩。物性中等，荧光普照均呈黄色。岩石热解烃质量分数平均值为7.26 mg/g，k为2.80，反映出含油丰度中等偏低，呈中质油特征(表6)。气相色谱分析均呈差油层特征。经核磁共振T2谱分析(图13、14)：油相T2谱单峰，油水相T2谱显示双峰，可动水饱和度19.85%(表7)，解释为偏油层更合理。

表6 杏扶712井录井综合解释数据

表7 杏扶712井核磁共振T2谱分析

4 结 论

(1)特低渗透油层微观孔隙中存在的束缚态流体和自由态流体的体积百分比会影响油水识别精度，核磁共振T2谱可有效识别岩石中的这两种流体。油层特征表现为油相T2谱有幅度、单峰；油水层特征表现为油相T2谱有幅度、单峰、但油水饱和状态呈双峰；干层特征表现为油相T2谱无幅度、油水饱和状态呈单峰，T2时间短；水层特征表现为油相T2谱无幅度、油水饱和状态呈单峰或双峰、T2时间长。

(2)松辽盆地杏树岗油田扶余储层流体性质复杂多样，为适应开发需要，依靠核磁共振、气相色谱和荧光等岩芯资料，对原油水识别方法进行了改进，形成了以深双侧向和自然电位测井曲线为依托的油水识别交会图版，识别精度可达95.2 %，满足了快节奏的生产需求。

(3)储层流体识别图版中的高电阻率区域(RL大于30 Ω·m)的识别精度需要进一步完善和验证，主要原因是目前高电阻率取芯井样品点少，在应用时要加以注意。对油藏流体性质的认识，是随着油藏深度开发而不断深入的，新技术的不断进步和新资料的不断丰富为准确认识储层流体提供了可能。