综合常规与核磁共振测井资料评价储层产液性质

张恒荣，何胜林，曾少军，张海荣

（中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东 湛江524057）

0 引 言

油气田开发评价一般使用由电阻率和孔隙度测井资料计算的含水饱和度估算可开采储层的厚度，并确定射孔层段。这个方法通常能够可靠地预测储层产水或烃，但是当含水饱和度值在35%～75%的中间范围，产液性质预测必须依靠现场经验，然而有些经验往往被证明是模糊不定的，容易导致决策错误。有些高束缚水低电阻率油气藏计算的含水饱和度在70%以上，仍然能够产烃不产水，可见束缚水饱和度是产量预测的关键参数。曾文冲［1］很早就意识到了这种现象，那时并没有测井资料可以直接得到束缚水，他提出了利用岩心粒度与束缚水建立关系。利用束缚水与总含水饱和度的比值可预测储层产气时是否有水产出，Dodge等的研究充分利用了这个技术［2］。

本文提出一种新的方法，引入水相和气相的相对流动物理特点对这种方法作进一步的改进，可以使测井解释从静态领域发展到动态领域，该新技术的关键是利用相对渗透率的计算，依靠测井资料逐层预测产气量与产水量比值。测井资料需要提供3个关键的储层饱和度参数：原始含水饱和度、束缚水饱和度和残余气饱和度。首先利用气的密度测井与核磁共振测井响应敏感的原理，可计算与岩性无关的含气校正总孔隙度和冲洗带含气饱和度，后者可被定为残余气饱和度；由电阻率测井数据可提供储层最佳原始含水饱和度；利用核磁共振测井资料可得到束缚水饱和度。残余气和束缚水饱和度参数可作为毛细管压力计算相渗曲线的输入参数，而毛细管压力曲线可以由核磁共振测井T2谱转换得到。地层流体黏度由PVT样品得到，利用相渗曲线和黏度可计算出含水率，最终得到相应的气与水产量比值，然后把水和气产量比值随预计测试层段的深度积分，生成储层中水和气的流量剖面。得到的结果有助于决定是否需要在该层射孔，该结果还可以与以后井筒开采期间的生产测井流量剖面结果对比。

1 分流量方程与含水率

最终的流量剖面结果由含水率随深度积分得到，而含水率由分流量方程导出。分流量方程表达式为［3］

式中，f为任何已知饱和度时的分流量，是该饱和度时水相和气相相对渗透率的函数；Ko为烃的相对渗透率；Kw为水的相对渗透率；μo为烃的黏度；μw为水的黏度。

分流量描述了任何已知饱和度时的水流量与总流量的比值。分流量明确地描述了在井的整个生产周期中饱和度随产量变化时井筒流体产量的相对比值。如果在完井之前输入储层中流体饱和度值，利用以上方法就能预测井筒初期产量中有多少水。可以分2步导出分流量方程（1）：第1步要确定储层各深度的相对渗透率；第2步是计算井下条件气和水的黏度值。在计算相对渗透率方面不同学者发展了不同的方法，Brooks等最先利用毛细管压力计算相对渗透率［4］，Li等发展了他们的方法［5］，最新的进展是Altunbay等利用核磁共振测井T2谱转换的毛细管压力计算相对渗透率继而得到含水率［6］，国内学者肖亮等也提出了核磁测井T2谱转换毛细管压力的新方法［7］；也有些学者直接利用经验公式得到相对渗透率，如Jacobsen等［8］，这样就不需要利用核磁共振测井资料转换得到相对渗透率，经验公式简单但理论依据不强。本文的处理方法是将核磁共振测井T2谱转换为伪毛细管压力，利用Burdine方法结合束缚水饱和度与残余气饱和度将毛细管压力转换为相渗曲线。

2 相对渗透率计算方法

2．1 相对渗透率模型

普塞尔［9］渗透率计算公式是根据毛细管束模型导出，即假设岩石是由一束直径不同但长度相等的毛细管所构成。根据毛细管压力曲线所确定的孔喉分布就可计算出岩石的渗透率。既然相对渗透率主要取决于流体饱和度，而毛细管压力的大小也直接与湿相、非湿相饱和度有关（即毛细管力曲线），那么，通过适当的毛细管压力函数转化，根据岩石内流体饱和度的变化特征计算相对渗透率也是可能的。以上公式是根据十分简单的毛细管束模型推导出来的，与实际岩石的孔隙结构相差甚远，故其精度很低。为了提高其计算精度，不少研究者进行了大量的工作，如伯丁等［10］先后用不同方法导出了类似的渗透率计算公式，根据迂曲度是饱和度的函数性质，伯丁划分出了湿相和非湿相迂曲度，设τ为孔隙介质一种流体饱和时的迂曲度，τwt为两相渗流条件下湿相的迂曲度，迂曲度比值τrwt＝τ／τwt，令

式中，Smin为毛细管压力曲线上确定的最小湿相饱和度，对亲水岩石则为束缚水饱和度；Snwtr为残余非湿相饱和度，为亲水岩石中的残余油饱和度。迂曲度比值随饱和度的变化而变化。伯丁得出的计算公式为

伯丁的计算公式与实际比较接近，是目前应用较多的一种方法。选取同一个岩心样品的实验毛细管压力和实验相渗曲线，利用伯丁方法将毛细管压力转化为相渗曲线，可见结果与实验相渗曲线吻合较好（见图1）。

2．2 核磁共振测井T2谱转换为伪毛细管压力

Yakov等［11］提出横向弛豫时间和毛细管压力之间的转换关系，并以平均饱和度误差取得最小值为标准求取最为合适的转换系数C，也把NMR转换的毛细管压力曲线与实测的毛细管压力曲线进行了对比。Yakov提出的转换关系是线性的，认为可以通过实验样品求取适合一个储层的平均转换系数。

与传统的线性转换关系pc＝C／T2不同，何雨丹、匡立春等提出用幂函数关系实现NMR毛细管压力曲线非线性转换［12－13］。对于物性较差的储层，转换关系具有一段性，采用单一幂函数构造伪毛细管压力曲线；对于物性较好的储层，转换关系具有分段性，大孔和小孔处采用不同幂函数分段构造伪毛细管压力曲线。应用新的幂函数分段转换的方法对岩心数据进行了处理，效果得到了大大改善，这种方法虽然没有精细的数学理论背景，但从2种数据反映的微观孔隙空间入手，简单方便地实现了用毛细管压力资料对T2谱的精细刻度，使利用核磁共振测井资料定量评价岩石孔隙结构的水平有所提高。

采用等饱和度的刻度方法，对岩心毛细管压力资料和岩心核磁共振测井资料分类（见图2），大致将岩心毛细管压力曲线分为2类，岩心核磁共振T2谱也分为2类。将分类后的岩心数据进行处理得到了毛细管压力pc和1／T2的转换关系，也就是rc和T2的转换关系，经过刻度得到了用幂函数拟合的转换关系之后就可以利用这一转换关系将对应T2谱转换为毛细管压力（见图3）。核磁共振测井资料转换得到的毛细管压力曲线也为Burdine相渗模型提供了重要的参数。

图1 利用Burdine方法计算的相渗曲线

图2 岩心毛细管压力资料和岩心核磁共振T2谱分类

3 束缚水、残余气、总含水饱和度计算

3．1 束缚水饱和度计算

砂岩储层中的束缚水饱和度可在5%～90%的范围内变化，而储层产水量预测值对这个束缚水变化非常敏感。常用的束缚水模型有2种，即截止值模型（CBVI）和谱系数模型（SBVI）。前者简单实用，物理概念清晰，但与实际情况有差距；后者与实际情况更接近，物理概念也清晰，但模型使用起来并不方便。实践证明，在测井地层评价中，往往是模型越简单越好［14］。

图3 岩心分类刻度与T2谱转换结果

解释模型采用亲水岩石，用BFV值除以岩层总孔隙度就得到束缚水饱和度，Swirr＝（BFV）／φt。T2截止值的变化可随岩层岩石类型和岩性而变化，在水基泥浆钻井，没有其他有效信息时，对大多数砂岩，33ms值一般是适用的。在油基泥浆井，对同样的岩层需要把截止值调节到高位值，以便考虑油基泥浆表面活性剂对小颗粒和侵入带中毛细管的影响。有学者尝试可变T2截止值计算束缚水，Chen等［15］和毛志强等［16］做出了一些尝试，从岩心核磁共振实验入手寻找利用高斯分布拟合束缚水T2谱的规律，从而可以计算随T2谱变化而变化的T2截止值，继而得到相应的束缚水饱和度，不过该方法理论依据不充分。综合岩心实验毛细管压力、核磁共振束缚水资料与纯含烃储层含水饱和度结果，获得尽可能代表地层真实情况的束缚水，最终求取的束缚水将作为相渗模型的一个重要输入参数。

3．2 残余气饱和度计算

残余气饱和度与束缚水饱和度一样，在多种岩石类型的储层砂岩中变化很大，必须依靠精确的测井解释方法得到残余气饱和度。当前的方法用探测浅的或微电阻率测井数据或依靠径向电阻率测井剖面的反演确定冲洗带电阻率，然后使用饱和度方程导出冲洗带饱和度Sxo。在仅产出气－水情况下，假设其等于残余气饱和度：S＝1－Sxo。在基于电阻率的方法中，这个问题依靠饱和度表达式中的泥浆滤液电阻率，但是由于侵入带中泥浆滤液和原生水混合的问题，导致侵入带混合地层水电阻率难以求准，往往对该参数进行简单的估算。而且在油基泥浆钻井中，微电阻率测井仪不起作用，于是整个方法都无效。使用从核磁共振测井数据导出时，可以绕过这些问题，选用基于密度－核磁共振的方法，称之为密度磁共振（DMR），计算井眼附近区域的含气饱和度［17］。DMR方法用2个方程式表达，描述充满气水的岩层中密度测井和核磁共振测井的响应

式中，ρb为地层体积密度测井值，g／cm3；ρma为岩层骨架密度，g／cm3；ρf为冲洗带流体的密度，g／cm3；ρg为在井下条件的冲洗带气体的密度，g／cm3；φTCMR为NMR测井总孔隙度，V／V；Sgxo为冲洗带中含气饱和度，V／V；Ig为井下条件的冲洗带气体的含氢指数，V／V，可以利用井下温度和压力的函数关系估算得到；If为井下条件的冲洗带液体的含氢指数，V／V；Pg为核磁共振气体极化函数，取决于气体的纵向弛豫时间和核磁共振测井仪的等待时间。

用DMR方法处理密度测井和核磁共振测井数据可以得到冲洗带含气饱和度和总孔隙度，因为核磁共振测井仪的孔隙度响应与岩性无关，因此不需要进行泥质含量校正，而且使用的核磁共振测井仪器的探测深度比中子测井更接近密度测井的探测深度。这个模型不依赖于地层水的电阻率，所以泥浆滤液和原始地层水的混合问题不存在。因此，得到的这2个数值比上面描述的早期技术更加精确，并且残余气饱和度也将与束缚水饱和度作为相渗模型的重要输入参数。

3．3 总含水饱和度计算

南海西部油田印度尼西亚公式是应用最广泛的饱和度模型，该方法能有效地对砂岩泥质进行校正，把这种方法与从DMR处理导出的地层总孔隙度相结合，可提供泥质含气砂岩环境的最佳值。在饱和度模型中地层真电阻率是关键变量，处理过程中要注意一些电阻率失真的情况。例如在钻井过程中由于循环、通井或者取心的情况下，电阻率曲线会受侵入的影响；在使用新鲜的泥浆／油基泥浆钻井里，时常出现低电阻率圆环带的情况；如果在上述情况中最深的电阻率也不能反映地层真实情况，需要做电阻率校正（见图4），该井电阻率测量采用斯伦贝谢公司，Vision电阻率随钻仪器。图4中第3道为电阻率曲线道，A40H／P40H／P28H／P16H为测量的电阻率曲线，RTL为电阻率反演的结果。由于电阻率曲线是实时随钻测量得到，此时地层基本没有受到侵入，因此反演结果RTL与测量最深电阻率曲线A40H吻合较好，反演方法是采用最小阻尼二乘，反演中调用的数值模拟采用有限元方法，反演需要利用20条原始测量的低频高频电阻率曲线［18］。得到了准确的随深度变化的含水饱和度，就可以求取分流量方程中给定饱和度时的含水率。

4 流量剖面输出与评价效果

4．1 流量剖面输出

用PVT关系计算油气井条件下水和气体的黏度，与相渗曲线一起代入式（1）得到含水率，即为测井逐点深度的出水量百分比。首先使用基于核磁共振的Timur－Coates方程或者SDR方程确定地层绝对渗透率，再计算生产流量剖面。没有把渗透率本身显示为工作流程的一个输出，而被用作求积分函数，以便精确计算渗透率门槛值以上的储层（气体＋水）流量总贡献。在各深度，把渗透率用含水率刻度，然后把这些相对的气和水贡献在测试层段深度范围内累加得到l00%，即可得到流量剖面。确定预期的射孔井段要经过选择，仅仅是经过选择后涉及的这些层段才对流体剖面产生贡献。

图4 电阻率测井曲线反演成果图

4．2 评价效果实例

基于以上研究，将该方法应用在南海西部××气田，该气田岩心资料测井资料丰富，测井资料主要是斯伦贝谢公司的Vision测井系列，核磁共振测井仪器是CMR－Plus。图5为井1测井解释综合成果图。该井钻遇××气田黄流组，岩性为海底扇粉砂岩，泥质较重，岩心分析孔隙度10%～15%，渗透率1～10mD＊非法定计量单位，1mD＝9．87×10－4μm2，下同，属于典型的低孔隙度低渗透率储层。该井有2个射孔段，分别是2910～2918m井段和2933～2963m井段，在2910～2918m测试段初期流量剖面预测值显示大量出气而含水率只有1%左右，实际出气63×104m3／d且不产水。在2933～2963m测试段初期流量剖面预测值显示大量出水含水率为88%，实际出气473m3／d，出水18．5m3／d，按照气体积系数0．0033，计算含水率约为92%。

图6是井2测井解释综合成果图。井2岩性、物性与井1类似，位于构造高点，射孔段为3005．5～3010m井段，中间有一小段泥质较重隔层没有射开，初期流量剖面预测值显示含水率为0，实际出气78×104m3／d且不产水。该井3071～3102m井段，还有一段录井气测显示较好的含气储层，利用本文方法计算出该段储层初期流量剖面预测值，显示出水且含水率约为25%，现场决策对该层段不测试。

图5 井1测井解释综合成果图

图6 井2测井解释综合成果图

5 结 论

（1）提出了一种利用测井资料预测产液性质的新方法，提供的含气泥质砂岩初期气、水生产预测值比传统方法更精确。相对于静态的处理方法，该方法基本上是一个动态分析方法，有效地把电阻率、密度、中子和核磁共振测井数据综合起来，解决地层的束缚水、残余气、毛细管压力以及相渗曲线等问题，最终提供满足射孔决策的分析结果。

（2）该分析结果对测井计算的残余气、束缚水和原始含水饱和度比较敏感，这就要求正确综合使用各测井数据；地层流体真实黏度对含水率计算也比较敏感，最佳方法是采用PVT实验样品黏度。

（3）确定相对渗透率方法是利用核磁共振T2谱转换的伪毛细管压力计算相渗曲线，相渗曲线可能会含有核磁共振T2谱转换过程中的误差传递。

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