T2－D二维核磁共振测井评价在气水识别中的初步应用

罗利，王勇军，杨嘉，刘静，王学琴，毛英雄

（川庆钻探工程公司测井公司，重庆400021）

0 引 言

斯伦贝谢公司、哈里伯顿公司以及贝克－阿特拉斯公司的新一代核磁共振测井仪器一次下井可采集变等待时间或变回波间隔下的多组回波串数据。对多组回波串进行联合反演，就能得到地层的纵向弛豫时间T1、横向弛豫时间T2及流体扩散系数D［1］。如果把测量T1或T2分布的测井叫做一维核磁共振测井，那么可以把测量T2－D、T1－T2分布的测井称为二维核磁共振测井［1－2］。一维核磁共振测井的应用较好地解决了复杂岩性储层识别与岩石物理参数的问题，但在流体性质判别方面受信噪比因素影响，判别效果不甚理想，因而寄希望于二维核磁共振测井提高流体性质判别精度。以哈里伯顿公司MRIL－P型核磁共振测井仪器在碎屑岩储层中的测井资料为例，分析碎屑岩储层中T2－D二维核磁共振测井的应用效果。

1 T2－D 反演

给定足够长的等待时间TW，保证孔隙流体中的氢核完全极化。当核磁共振测井仪器外加磁场梯度为G时，改变回波间隔TE，测量k组不同回波间隔下的回波串数据。回波幅度除了存在指数exp（－ti／T2j）以外，还增加了流体分子扩散产生的扩散弛豫项exp（－γ2G2T2EDti／12），第k组回波串的第i（i＝1，2，…，P）个回波幅度bik表示为［3－5］

式中，γ为磁旋比；G为磁场梯度；fjl为T2－D分布幅度；εi为噪声。

施加正则化因子α（选用信噪比的函数），用奇异值分解法对k组回波串联合求解［4－5］，就能得到fil。

2 P型核磁共振T2－D数值模拟

为检验多回波串T2－D联合反演方法的可靠性，以及二维核磁共振测井的适应性，有必要进行二维核磁共振测井的数值模拟。根据P型核磁共振测井仪器的采集参数，设置等待时间TW＝12s，按0．9、2．7、3．6、4．5ms等4种回波间隔（TE）产生4组回波串，每组回波串对应的回波数目（NE）分别为500、166、125、100。

设定地层中天然气（扩散系数D为10－2．5cm2／s，T2为120ms的区域）、束缚水（扩散系数D为10－4．5cm2／s，T2为20ms的区域）、可动水（扩散系数D为10－4．5cm2／s，T2为230ms的区域）及轻质油（扩散系数D为10－5．5cm2／s，T2为300ms的区域）的含量，给定T2－D分布的fil值，得到T2－D分布正演模型（见图1）。随机加入噪声信号，由式（1）得到不同信噪比（SNR）条件下的4组回波串Echo1～Echo4（见图2），SNR＝∞表示回波串中未添加噪声信号。

图1 T2－D分布正演模型图

对4组回波串进行T2－D联合反演，得到不同信噪比的T2－D分布（见图3）。

从图3可见，SNR＝∞时，反演的T2－D分布与设定的正演模型完全一致，气、束缚流体、可动水以及轻质油的信号区分性明显，T2－D分布反演方法有效；随着SNR降低，SNR在7左右时，可动水与轻质油的信号将出现部分重叠，天然气信号还比较明显；当SNR降至3左右时，气与束缚水的信号连接，轻质油与可动水信号连接，已不能有效判别流体性质。由此可见，若要发挥出二维核磁共振测井在流体性质判别方面的作用，需要降低噪声，提高测井采集回波串的信噪比［6－7］。

3 MRIL－P型核磁共振测井资料T2－D分布

在PL7井和PL9井须家河组主要目的层段须二层位碎屑岩储层进行了MRIL－P型核磁共振测井。测井采集参数见表1。

图2 加入不同程度噪声的回波串

图3 不同信噪比回波串反演的T2－D分布图

表1 核磁共振测井（一维、二维）采集参数表

由表1可知，一维核磁共振测井由A、B的2组回波串可形成差谱识别气水方法，由A、D的2组回波串可形成移谱识别气水方法。而二维核磁共振采用同一等待时间，多个回波间隔的测量方式，通过A、B、D、E这4组回波串联合反演可形成T2－D交会图版法识别气水。对该区天然气密度、地层温度、地层水矿化度并结合测井采集参数综合计算，得到天然气扩散系数为98．12×10－5cm2／s，地层水扩散系数为1．134×10－5cm2／s，由此在T2－D分布图上画出了该区天然气扩散系数线和地层水扩散系数线。

图4 PL7井须二段测井曲线及T2－D分布图

图4为PL7井须二段1号储层测井曲线图。常规测井资料指示储层孔隙度较发育，物性较好，属于较好的碎屑岩储层。从差谱上看（第7道）油气信号较弱，从移谱上看（第6道），其相对标准T2谱（第5道）为整体前移的单峰T2谱特征，结合储层段电阻率低（10Ω·m左右或更低），综合表明该储层为水层。但从T2－D分布图上看，在储层段的上部信号的能量在天然气的扩散系数线和地层水的扩散系数线均有分布。随着深度的增加，T2－D分布图上信号的能量有逐渐向水的扩散系数线靠近的趋势，表征了该储层的上气下水分移特征。该段试油产气1．3×104m3／d，水14．4m3／d，试油结论为气水同层，与T2－D二维核磁共振测井判别结果相符。

图5为PL9井须二段1号、2号储层测井曲线及T2－D分布图，常规测井资料指示这2个储层孔隙度发育，物性好，属于有效储层。从差谱上看（第7道）几乎没有油气信号，从移谱上看（第6道），其相对标准T2谱（第5道）均为整体前移的单峰T2谱特征，2个储层T2－D分布信号能量主要集中在水的扩散系数线附近，天然气扩散系数线附近几乎没有信号能量分布。结合储层段电阻率较低（10～20Ω·m），表明该段2个储层为水层特征，该段试油产气0．03×104m3／d，水36m3／d，试油结论为水层，一维二维核磁共振测井判别流体性质正确性均得到验证。

图5 PL9须二段测井曲线及T2－D分布图

对比PL7井和PL9井储层流体性质判别过程不难发现，PL7井须二段1号储层气水同产，但电阻率大致都在10Ω·m左右或更低；而PL9井须二段1号、2号储层以产水为主却拥有更高的电阻率，在10～20Ω·m之间；这与“高阻气、低阻水”的一般认识相悖，表明仅用电阻率判别储层气水存在局限。借助一维核磁共振测井差谱法、移谱法判别储层流体性质，2口井储层均被指示为水层特征，而利用T2－D二维核磁共振测井判别储层流体性质就很好指示出了PL7井、PL9井储层孔隙流体扩散系数的差异性，更为准确地判别了储层的流体性质。

4 结 论

（1）数值模拟表明，用噪声小信噪比高的回波串信号进行反演得到的T2－D分布能很好地反映储层流体性质；随着信噪比减小，T2－D分布反映储层流体性质的灵敏度降低；当回波串的信噪比低于3时，反演的T2－D分布已很难区分储层流体性质。

（2）核磁共振横向弛豫时间T2由孔隙流体的表面弛豫、体积弛豫、扩散弛豫3部分组成。而T2谱的形态特征主要反映的是体积弛豫的信息，即孔径大小的信息，因此依赖于挖掘不同孔隙流体表面弛豫差异信息差谱法和移谱法判别储层流体性质存在较大的局限性。

（3）相对于常规电阻率测井以及一维核磁共振测井差谱法、移谱法判别流体性质的方法，T2－D分布能更准确地指示储层的气水特征。

（4）二维核磁共振测井在2口井碎屑岩储层气水识别中见到一定效果，但由于核磁共振测井探测深度浅（7～10cm），从T2－D分布图上识别的水信号是否与钻井液有关以及如何消除钻井液的影响，还需要进一步探讨；二维核磁共振测井识别天然气层的效果也还需要更多的实例加以验证。

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