复杂岩性储层核磁共振测井岩心分析

刘玉明 （中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司中海油实验中心，天津300452）

梁灿 （中国石油大学 （北京）地球物理与信息工程学院，北京102249）

近几年，我国相继发现一批具有中－大型地质储量规模的复杂岩性油田，储层岩性包括常规砂岩、生屑云岩、砂砾岩、混积岩等多种类型，常规测井评价明显失效，给测井储层评价带来较大困难。核磁共振测井通过测量回波串反演得到横向弛豫时间 （τ2）分布，可以用于评价储层岩石的孔隙结构，并从中获取总孔隙度、有效孔隙度、束缚水饱和度、渗透率、可动流体饱和度等重要储层参数。实验室核磁共振测量能够实现岩心与测井评价之间的标定，建立核磁共振测井解释模型［1］，从而提高核磁共振测井解释精度和应用效果，并有助于现场测井过程中有关参数的合理选择，更好地评价油、气储层。为此，笔者进行了复杂岩性储层核磁共振测井岩心分析研究，旨在给复杂岩性储层评价提供新的思路。

1 试验样品及设备

1．1 样品情况

由于岩性复杂，核磁共振测井资料处理面临τ2截止值 （τ2cutoff）的计算、渗透率模型的建立等问题，需要采集样品进行相应的岩石物理试验。该次研究面对的样品涉及多种复杂岩性，包括砂岩、砂砾岩、鲕粒砂岩、生屑云岩，需要考察不同岩性核磁共振τ2cutoff的差异［2］。

1．2 试验设备和测量内容

试验所用的核磁共振仪器是MARAN－2。工作参数为：测试温度35℃，工作频率2MHz，单个脉冲序列最多可采集100000个回波，磁体有效工作间隙86mm。该仪器具有测试速度快、重复测量稳定性好、信噪比高等特点。采用离心法使岩心样品达到束缚水状态，离心机参数为：转速4000r／min，最高离心力约为0．5MPa，认为在该参数条件下，束缚流体全部离出。按照已成熟的试验技术［3］对样品进行τ2谱测量，获得氦孔隙度、核磁孔隙度、核磁τ2分布等资料。

2 试验结果分析

岩心完全饱和水时的τ2分布基本以单峰或是双峰分布显示。利用岩心τ2分布可以进行岩心孔隙结构的研究［4］。出现不同的峰型分布主要是由孔隙结构决定的。当岩石以小孔径为主时，τ2谱呈单峰显示，且弛豫时间比较短，基本位于10ms之前，如图1（a）中的1号样品，岩石颗粒半径小，小孔径发育，束缚水居多，储层物性比较差，饱和水样品τ2峰值在τ2cutoff附近，不可动流体居多。随着岩石孔径的增加，τ2谱逐渐右移，且呈双峰显示，表示岩心样品中可动流体与束缚流体并存。当岩石以大孔径为主时，可动峰幅度明显增高，且弛豫时间比较长，如图1（b）中的2号样品，离心前后τ2谱差异明显，发育大孔径，孔隙连通性较好，可动流体含量较高。

需要注意的是，离心后可动峰基本消失，或是有一部分保留，不可动峰略有减小或偏移，是因为，部分连通好的小孔隙中的流体也可能被离出，造成τ2谱中不可动峰的减小或偏移；另外，大孔隙中的流体在高速离心时可能被小孔喉卡住或者呈水膜附着在孔隙内表面，离心后进行核磁共振测试时，在τ2谱中显示为可动流体，从而造成离心后可动峰不能完全消失。

图1 样品离心前后核磁τ2谱

2．1 孔隙度分析

A井区样品较多，19块样品的平均氦孔隙度为18．65%，平均核磁孔隙度为17．91%，平均称重孔隙度为17．62%。从岩心核磁孔隙度与称重孔隙度对比图 （图2）中可以看出，核磁孔隙度与水孔隙度具有很好的一致性，岩心的2种孔隙度误差均不超过1个孔隙度单位，符合行业标准。从岩心核磁孔隙度与氦孔隙度对比图 （图3）中可以看出，核磁孔隙度与氦孔隙度具有较好的一致性，除1块岩心外，其余岩心的两种孔隙度误差均不超过1个孔隙度单位。对该岩心认真分析后发现，该岩心在用20MPa压力进行饱和后，导致岩心表面的孔隙破裂脱落，从而使计算的核磁孔隙度偏小。

图2 核磁孔隙度和称重孔隙度交会图

图3 核磁孔隙度和氦孔隙度交会图

2．2 束缚水分析

如图4所示，利用离心后核磁试验数据求得的束缚水孔隙度与称重法求得的束缚水孔隙度相关性较好，误差基本控制在1个孔隙度单位内，符合行业标准。根据核磁试验提供的信息，建立了研究区A井区束缚水饱和度和核磁孔隙度的交会图 （图5），发现其具有一定的线性关系，可为后续储层有效性评价提供一定的理论支撑。

图4 称重束缚水孔隙度和核磁束缚水孔隙度交会图

图5 A井区束缚水饱和度和核磁孔隙度交会图

2．3 τ2cutoff分析

τ2cutoff通常用固定单一值：碎屑岩地层取33ms，碳酸盐岩地层取92ms。但是，在更广泛的范围里，τ2cutoff不是一个固定值，而是因地层情况及埋藏深度的不同而变化［5］，为此常常对同一批岩心样品的τ2cutoff取一个平均值，作为区域性核磁共振测井资料解释的模型参数。对28块样品τ2谱 （图6）分析发现，τ2cutoff变化范围较大，A井区取心段纵向上岩性发生了较大变化，岩性以砂砾岩为主，其中τ2cutoff最大的岩心样品岩性是云岩；B井区生屑云岩τ2cutoff表现出一定的规律。据此，试图寻找τ2cutoff与白云石体积分数之间的关系，建立区域岩石白云石体积分数和τ2cutoff的关系图 （图7），统计出白云石体积分数变化时平均τ2cutoff发生的变化 （表1），可以发现：

1）该区域岩石白云石体积分数与τ2cutoff具有一定的相关性，从回归曲线可以看到，当白云石体积分数低于65%时，τ2cutoff变化不大；白云石体积分数高于65%，τ2cutoff明显升高。

2）该区域τ2cutoff整体表现出砂岩特征，碳酸盐岩特征不明显，个别样品除外。

3）从τ2cutoff统计规律来看，考虑岩心取样限制等原因，该区域取砂泥岩剖面常用的τ2cutoff＝33ms仍具有意义。

图6 岩心样品τ2cutoff

表1 τ2cutoff统计表

2．4 渗透率分析

采用了Coates渗透率模型计算了岩心样品渗透率［6，7］，通过拟合发现Coates模型中的岩性系数C＝15。此时，核磁渗透率与岩心气体渗透率的相关性较好 （图8）。

图7 白云石体积分数和τ2cutoff关系图

图8 核磁渗透率与岩心渗透率分析 （C＝15）

3 结语

通过实验室核磁共振测量能够实现岩心与测井评价之间的标定，建立核磁共振测井解释模型，是开展核磁共振测井和提高应用效果的重要前提。

［1］Murphy D P．NMR logging and core analysis－simplified［J］．World Oil，1995，216 （4）：65～70．

［2］Coates G，et al．A new characterization of bulk－volume irreducible using magnetic resonance ［J］．The Log Analyst，1998，39 （1）：51～63．

［3］SY／T 5336—2006，岩心分析方法 ［S］．

［4］Kenyon W E．Nuclear magnetic resonance as a petrophysical measurement ［J］．The International journal of radiation applications and instrumentation，1992，6 （2）：153～171．

［5］Coates G，肖立志，Prammer M．核磁共振测井原理与应用 ［M］．北京：石油工业出版社，2007．

［6］Timur A．Effective porosity and permeability of sandstones investigated through nuclear magnetic resonance principles ［J］．The Log Analyst，1969，10 （1）：3～11．

［7］Ahmed U，Crary S F，Coates G R．Permeability estimation：the various sources and their interrelationships ［J］．J Pet Technol，1991，43 （5）：578～587．