利用核磁共振测井资料评价致密储层可动水饱和度

吴见萌，张筠，葛祥

（中国石化西南石油局测井公司，四川成都610100）

利用核磁共振测井资料评价致密储层可动水饱和度

吴见萌，张筠，葛祥

（中国石化西南石油局测井公司，四川成都610100）

新场须四段储层岩性较为复杂，包括岩屑砂岩、钙屑砂岩和灰质砾岩，属致密碎屑岩储层，具有复杂的气水关系。针对其储层特征，以岩石弛豫特征和气水弛豫特征为理论基础，对致密碎屑岩储层的气水弛豫特征进行分析。充分利用汞饱和度资料、测试资料，并结合核磁共振岩心实验横向弛豫时间T2分布谱特征，对致密碎屑岩储层复杂岩性的T2气水分布界限值进行标定。形成了粗中砂岩、细粉砂岩、钙屑砂岩、灰质砾岩储层的核磁共振可动水饱和度评价技术。建立了以核磁共振T2气水分布界限为依据的致密碎屑岩储层流体性质判别技术。储层致密化是致密碎屑岩储层气水弛豫分布特征的主要影响因素。

核磁共振测井；致密碎屑岩；横向弛豫时间；气水界限；可动水饱和度；流体性质

0 引 言

新场须四段储层岩性较为复杂，包括岩屑砂岩、钙屑砂岩和灰质砾岩，储层平均孔隙度小于10%，渗透率低于0.1 mD＊＊非法定计量单位，1 m D＝9.87×10－4μm，下同，属于致密碎屑岩储层，具有复杂的气水关系。储层饱和度参数是新场须四段储层评价的关键，常规测井信息受到诸多因素的影响，最终导致常规测井在流体信息探测方面显得较为薄弱［1］。

核磁共振测井是一种有效的解决方法，它受到的影响因素少，主要受岩石颗粒大小、孔隙结构、孔隙流体成分的影响，能避开黏土含量、黏土成分、岩石矿物成分、裂缝发育程度、导电矿物等影响，直接对储层的含流体性质进行探测，能较为明显地区分黏土束缚水、毛细管束缚水、可动水、可动油气体积，并求取束缚水、可动水及可动油气饱和度。目前，核磁共振测井确定束缚水的常用方法是离心前后横向弛豫时间T2谱累积线截止法［2］。本文重点对致密碎屑岩储层可动水饱和度的计算方法进行研究，即T2气水界限值的确定。

1 储层气水弛豫特征

新场须四段致密碎屑岩储层流体性质主要以气和水为主，研究中以岩石弛豫特征和油气水弛豫特征为理论基础，对新场须四段已测试层的气水弛豫特征进行分析。核磁共振测井弛豫过程有3种弛豫作用：表面弛豫、体积弛豫、扩散弛豫［3］，通过分子进动特性，产生一系列按指数衰减的回波信号，经解谱得到横向弛豫时间T2分布谱。

研究结果表明，对岩屑砂岩，岩石颗粒越细，比表面积越大，表面弛豫作用越强，横向弛豫时间越短；对碳酸盐岩，表面弛豫作用较小，体积弛豫起主要作用，溶蚀孔洞越发育，体积弛豫作用越强，横向弛豫时间越短；对于天然气，其扩散比油或水快的多，气体的扩散系数和气体的密度及分子运动速度有关，而气体的密度与温度压力有关，随着压力增大，气体密度增大，随着温度的升高，分子运动速度加快，分子间碰撞几率增加，扩散系数增大；对地层水，当附着于岩屑砂岩中时，表面弛豫起主要作用，当附着于碳酸盐岩溶蚀孔洞中时，体积弛豫起主要作用。

通过分析，新场须四段也表现出类似弛豫特征，岩性不同T2弛豫特征存在明显差异，如：细粉砂岩→粗中砂岩→灰质砾岩，横向弛豫时间由短变长，这主要是由于细粉砂岩、粗中砂岩受表面弛豫影响，灰质砾岩受体积弛豫影响。储层流体性质不同时，T2弛豫特征也存在差异，当储层含天然气时，主要受扩散弛豫的影响；当储层含水时，主要受表面弛豫的影响。通常情况下，扩散弛豫作用比表面弛豫作用的横向弛豫时间短，因此，天然气的T2弛豫时间比水的T2弛豫时间短。但新场须四段气水的T2弛豫特征恰恰相反，这主要表现在流体的扩散还要受到孔隙空间的限制。在大孔隙中，流体扩散受孔壁限制较小，扩散系数增大；在小孔隙中，随着孔径的减小或扩散时间的增大，扩散作用受到孔径限制，使得扩散系数减小。新场须四段储层属于致密碎屑岩储层，孔隙度小于10%，故天然气受扩散作用的影响比较小，从而造成天然气的T2弛豫时间比水的T2弛豫时间长［4］。

新场须四段致密碎屑岩储层T2气水分布特征已被大量实物资料及测试资料所证实。截至目前，新场须四段核磁共振测井共19口，其中，12口井已测试，从测试层T2气水分布特征来看，均遵循这一规律，即天然气的T2弛豫时间比水的T2弛豫时间长。

2 T2气水界限值确定可动水饱和度

储层含水饱和度是储量计算和储层评价的关键参数，地层含水饱和度是可动水饱和度与束缚水饱和度之和，束缚水饱和度可由T2截止值获得［5］。因此，最关键的参数是可动水饱和度的求取，即T2气水界限值的确定。这个参数的准确把握，将会大大提高新场须家河组致密碎屑岩储层的解释符合率。通过研究，确定T2气水界限值的方法有3种：离心前饱含水T2分布谱截止法、汞饱和度刻度法、测试层T2分布谱标定法。

2.1 离心前饱含水T2分布谱截止法

当岩样中完全充满水时，通过核磁共振测井记录岩样饱含水的T2分布谱特征，这基本反映了岩样束缚水和可动水的分布信息，因此，以T2分布谱的右边界线作为可动水和可动气的分布界线，即为T2气水界限值（见图1）。

研究中分别作了新场须四段岩屑砂岩和钙屑砂岩离心前饱含水T2分布谱核磁共振实验分析，结果表明，新场须四段岩屑砂岩T2气水分布界限值为60 ms，新场须四段钙屑砂岩T2气水分布界限值为100 ms。

2.2 汞饱和度刻度法

核磁共振有效孔隙度等效于岩样实验分析孔隙度，岩心压汞含水饱和度则为核磁共振束缚水和可动水之和除以有效孔隙度。当岩心压汞含水饱和度、核磁共振束缚水、核磁共振有效孔隙度一定时，可确定核磁共振可动水饱和度，依据T2谱信息分布特征，可确定出T2气水分布区域，进而确定出T2气水界限值。以××5井岩屑砂岩储层3 603～3 610 m段为例（见图2），主要依据岩样汞饱和度分析资料。从图2中可见，岩样含水饱和度与核磁共振测井含水饱和度一致。通过研究，确定新场须四段岩屑砂岩T2气水界限值80 ms。但这与前面所确定的岩屑砂岩T2气水界限值60 ms相违背，结合测试层分析研究，实际上T2气水界限值与孔隙度的大小存在一定联系，当φ＝10%时，T2气水界限值为80 ms；当φ＝6%时，T2气水界限值为60 ms。

2.3 测试层T2分布谱标定法

充分利用新场须四段测试分析资料，结合核磁共振测井T2分布谱特征［6］，确定了新场须四段不同岩性储层的T2气水界限值，依据此，能较为明显地区分可动水以及可动气的体积，达到识别新场须四段复杂岩性储层流体性质的目的。以测试层为样本，分别确定了粗中砂岩、细粉砂岩、钙屑砂岩、灰质砾岩储层的T2气水界限值。T2气水界限值存在一定的规律，在储层岩性一致的情况下，T2气水界限值随着储层孔隙度的增大而增大，即储层孔隙度越大，T2气水界限值越大，储层孔隙度越小，T2气水界限值越小；同时，T2气水界限值还与储层岩性关系密切，钙质或灰质含量较重的岩石，T2气水界限值较大。其具体界限值见表1。

表1 新场须四段不同岩性储层的核磁共振测井T 2气水界限值

3 应用效果评价

图3 ××23井4 066.0～4 039.0 m层段核磁共振测井储层流体判别成果图

以核磁共振岩心实验分析资料、汞饱和度资料、测试资料为依据，形成了新场须四段不同储层岩性的核磁共振测井T2气水分布界限，其应用效果较好，测井解释符合率为88.9%。以××23井须四段4 006.0～4 039.0 m层段为例，岩性为浅灰白色中粒岩屑石英砂岩。测井曲线特征反映，该储层段岩性纯，储集物性好，孔隙度重叠法显示具天然气挖掘效应，含水特征不明显（见图3）。核磁共振测井处理成果图反映长等待时间T2分布谱幅度较高，分布范围大（0.5～400 ms），储集物性较好，呈双峰指示特征，左峰对应束缚水（≤10 ms），右峰对应可动流体信息（＞10 ms），以T2＝60 ms作为核磁共振可动气和可动水的分界限。储层段4 006.0～4 020.0 m右峰靠后，主峰值大于60 ms，平均有效孔隙度为6.2%，平均可动气孔隙度为3.8%，平均束缚水饱和度为38.7%，平均可动水饱和度为0%，具气层特征。储层段4 020.0～4 039.0 m右峰靠前，其主峰值小于60 ms，平均有效孔隙度为5.4%，平均可动气孔隙度为1.9%，平均可动水孔隙度为1.8%，平均束缚水饱和度为31.5%，平均可动水饱和度为33.3%，具含水特征。此外，差谱法也指示储层段4 006.0～4 020.0 m层段可动天然气信息强，4 020.0～4 039.0 m可动天然气信息弱，综合评价为气水同层。该储层段经套管射孔、加砂压裂测试，获得天然气产量0.775 7×104m3／d，水产量4.5 m3／d，核磁共振测井解释结论与测试结果一致。进一步证实了利用核磁共振测井T2气水分布界限判别致密碎屑岩储层流体性质的可靠性。

4 结 论

（1）通过对岩石弛豫特征进行分析，细粉砂岩→粗中砂岩→灰质砾岩的横向弛豫时间T2分布谱由短变长。

（2）储层致密化是致密碎屑岩储层气水弛豫分布特征的主要影响因素。新场须四段致密储层受扩散作用的影响较小，储层T2气水分布特征表现为天然气的T2弛豫时间比水的T2弛豫时间长。

（3）通过核磁共振岩心、汞饱和度、测试资料标定，形成了粗中砂岩、细粉砂岩、钙屑砂岩、灰质砾岩储层的核磁共振测井T2气水分布界限值，依据此，能准确计算出致密碎屑岩储层可动水和可动气的分布体积，能有效解决复杂岩性储层的流体性质识别难题。

［1］ 肖立志.我国核磁共振测井应用中的若干重要问题［J］.测井技术，2007，31（5）：401－407.

［2］ 邵维志，丁娱娇，肖斐，等.利用T2谱形态确定T2截止值的方法探索［J］.测井技术，2009，33（5）：430－435.

［3］ 李潮流，徐秋贞，张振波，等.用核磁共振测井评价特低渗透砂岩储层渗透性新方法［J］.测井技术，2009，33（5）：436－439.

［4］ 吴见萌，葛祥，张筠，等.核磁共振测井在川西低孔隙度低渗透率储层中的应用［J］.测井技术，2010，34（2）：159－163.

［5］ 赵永刚，吴非.核磁共振测井技术在储层评价中的应用［J］.天然气工业，2007，27（7）：42－44.

［6］ 张小莉，冯乔，王鹏，等.核磁共振测井在致密含气砂岩中的应用［J］.天然气工业，2007，27（3）：40－42.

NMR Logging Evaluation of Mobile Water Saturation in Tight Reservoir

WU Jianmeng，ZHANG Yun，GE Xiang
（Well Logging Company of Southwest Petroleum CO.LTD.，SINOPEC，Chengdu，Sichuan 610100，China）

The reservoir of Xingchang T3X4is complex in lithology，which contains lithic sandstone，calcarenaceous sandstone and calcarenitic conglomerate，and pertains to tight clastic reservoir with complex water－gas relation.Based on the features of rock relaxation and water－gas relaxation，analyzed is the water－gas relaxation of the tight clastic reservoir.With the data of Hg saturation and test values as well as the distribution characteristics of NMR logging transverse－relaxation－time T2of core testing，demarcated is the T2value of water－gas contact in the above reservoir.Given is the evaluation technique of NMR logging evaluation of movable water saturation in medium－grained sandstone，fine－grained sandstone，calcarenaceous sandstone，as well as calcarenitic conglomerate reservoir.Established is the discrimination technology of fluid property in the tight clastic reservoir on the basis of T2value of water－gas contact.The compactness characteristic of the tight clastic reservoir has great effect on the distribution of water－gas relaxation.These technologies bring higher coincidence rate which indicates the success of using NMR logging in exploratory development of the tight clastic reservoir.

NMR logging，tight clastic rock，transverse relaxation time，water－gas contact，mobile water saturation，fluid property

1004－1338（2011）06－0559－05

P631.84

A

吴见萌，男，1982年生，工程师，从事测井资料解释与综合研究工作。

2011－06－17 本文编辑 王小宁）