基于核磁共振测井的致密砂岩储层孔喉空间有效性定量评价

罗少成，成志刚，林伟川，张海涛，杨小明，肖　飞，唐冰娥

（1.中国石油测井有限公司油气评价中心，陕西西安710077；2.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安710018；3.中国石油测井有限公司长庆事业部，陕西西安710201）

基于核磁共振测井的致密砂岩储层孔喉空间有效性定量评价

罗少成1，成志刚1，林伟川1，张海涛2，杨小明2，肖飞1，唐冰娥3

（1.中国石油测井有限公司油气评价中心，陕西西安710077；2.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安710018；3.中国石油测井有限公司长庆事业部，陕西西安710201）

油气储层孔隙可分为毫米级孔隙、微米级孔隙和纳米级孔隙3种类型，常规储层的孔喉直径一般大于1μm，致密含气砂岩储层的孔喉直径为0.03～1μm，纳米级孔隙是致密砂岩储层连通储集空间的主体，因此对其储层有效性评价的难度较大。核磁共振T2谱与压汞曲线均能很好地反映储层的孔隙结构，利用核磁共振T2谱与压汞实验的相关性，将核磁共振T2谱转化为孔喉分布图谱。在此基础上对岩心核磁共振T2谱和压汞实验数据进行深入处理分析，并结合前人研究成果，确定SLG油田致密砂岩储层孔喉空间的有效性划分标准为：孔喉半径小于0.04μm孔喉体系为粘土束缚水体积，孔喉半径为0.04～0.1μm孔喉体系为非泥质微孔隙地层水体积，孔喉半径为0.1～0.2 μm的孔喉体系为毛细管束缚水体积，孔喉半径大于0.2μm的孔喉体系为可采出流体体积。实践证实，该方法可以对孔喉空间进行快速地定量计算，明确孔隙中的含水特征与赋存状态，实现了对致密砂岩储层孔喉空间的有效性定量评价。

致密砂岩 核磁共振T2谱 压汞 孔喉空间 有效性

随着世界油气需求的持续增长与常规油气资源的不断减少，具有较大资源潜力的非常规油气逐渐成为新的研究领域，受到各国和石油公司的高度重视［1-2］。中国致密气资源分布广泛，具有现实的和潜在的经济价值，是现阶段应着力发展的非常规天然气资源［3-4］；在非常规天然气中，未来中国致密气开采更具现实意义，应当成为“当红主角”［5-6］。然而，致密砂岩气藏赋存的地质条件复杂［7］，滞留在岩石孔隙中的水赋存形式多样，如何经济有效地开发这些难采储量，已成为当前气田开发的难点［8］。众所周知，岩石中含有自由水和束缚水，束缚水包含了粘土束缚水、非泥质微孔隙地层水和毛细管束缚水［9-10］。在气藏开发过程中，当驱替压力梯度较小时，赋存在储层中较大孔喉或孔隙中的自由水先排出，随着驱替压力梯度的增大，粘土束缚水不可动，赋存在微细孔喉中的束缚水可以运移并部分产出，从而对气井产能产生较大影响［11］。如何进行储层孔喉空间的有效性划分，明确水在孔隙中的分布特征以及水的可动性等问题对于致密含水砂岩气藏的开发具有重要意义［12-13］。

核磁共振T2谱和压汞曲线均可在一定程度上反映岩石的孔隙结构特征，且两者之间存在一定的转换关系［14］。通过对SLG油田致密砂岩岩心核磁共振T2谱和压汞实验数据的深入处理分析，构建了核磁共振T2谱转伪毛管压力曲线的转换模型，并与理论相结合，建立致密砂岩储层孔喉空间的划分标准。在实际测井资料处理过程中，利用转换模型将核磁共振T2谱连续深度转换伪毛管压力曲线，结合孔喉空间划分标准，实现了对粘土束缚水、非泥质微孔隙地层水、毛细管束缚水和可采出流体孔喉体积的定量计算，从而可以有效评价孔隙中的含水特征和赋存状态，为研究区储层有效性评价及储层改造层位的选择和优化提供依据。

1　致密砂岩储层特征

SLG油田致密砂岩储层的岩性以石英砂岩、岩屑石英砂岩和岩屑砂岩为主，碎屑组分主要为石英类，其次为岩屑组分，仅局部偶见少量长石颗粒，填隙物主要为粘土矿物（水云母、高岭石和绿泥石）、硅质和碳酸盐胶结物，部分层段含较多的凝灰质杂基。孔隙类型主要发育原生粒间孔隙、次生溶孔（粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔）、填隙物内溶孔和高岭石晶间微孔共4类孔隙；其中，以次生溶孔和高岭石晶间微孔为主，原生粒间孔隙居次，含少量收缩孔和微裂隙。孔隙度主要为3%～12%，空气渗透率主要为0.1×10-3～1×10-3μm2，排驱压力高，喉道半径小，分选较差，孔隙结构复杂。将压汞法计算得到的最大孔喉直径、主流孔喉直径［15］、中值孔喉直径和平均孔喉直径投点于Nelson连续谱［16］（图1），最大孔喉直径横跨致密砂岩和常规砂岩，主流孔喉直径、中值孔喉直径和平均孔喉直径绝大部分分布于Nelson连续谱的致密砂岩范围内，纳米级孔隙是研究区储层连通性储集空间的主体。

图1　SLG油田致密砂岩储层在Nelson连续谱中的分布Fig.1　Pore throatdistribution of the tightsandstone reservoirin SLG oilfield in Nelson’s continuousspectrum

2　核磁共振T2谱与毛管压力转换关系建立

毛管压力与孔喉半径的关系［17］可以表示为

式中：pc为毛管压力，MPa；σ为液体界面张力，mN/m；θ为润湿角，（o）；r为孔喉半径，μm。

由核磁共振弛豫机制可知［18］，在均匀磁场中观测到的横向弛豫时间可以表示为

式中：T2为横向弛豫时间，ms；T2B为流体的体积弛豫时间，ms；ρ2为岩石横向表面弛豫强度，μm/ ms；S为孔隙表面积，cm2；V为孔隙体积，cm3；D为流体扩散系数，μm2/ms；γ为旋磁比，rad/（s·T）；G为磁场梯度强度，Gs/cm；TE为回波间隔，ms。

由于实验室经常使用岩心饱和地层水来进行实验，T2B的数值通常超过3 000ms，远大于T2，因此体积弛豫可以忽略。当磁场很均匀，对应的G很小且TE也足够小时，扩散弛豫也可以忽略不计，因此式（2）可以简化为

联立式（1）和式（3）可得

令

式中：C为核磁共振T2谱转换伪毛管压力曲线的横向转换系数。

横向转换系数的求取一般是通过岩心刻度采用相似对比法获得［19］。在获取横向转换系数之后，为得到不同毛管压力条件下的进汞饱和度增量，须将经过横向转换系数刻度后的伪毛管压力曲线幅度增量经过纵向刻度转换为进汞饱和度增量，纵向刻度转换采用分段等面积法确定小孔径转换系数（D1）和大孔径转换系数（D2）［20］。为实现在无压汞测量资料情况下有效利用核磁共振T2谱定量计算毛管压力，提出了一种与压汞测量资料不相关的横、纵向转换系数的计算方法。经过多次统计分析，建立C，D1和D2的统计关系模型为

式中：D1为小孔径转换系数；D2为大孔径转换系数；T2gm为T2的几何平均值，ms；ϕ为孔隙度，%。

3　储层孔喉空间有效性划分

由核磁共振T2谱中T2截止值的物理含义可知，T2时间值所对应的孔喉半径可以表征储层中流体的流动情况。大于T2截止值时储层孔隙中的流体可动，小于T2截止值时储层孔隙中的流体不可动［21-22］，从而可以将T2截止值转换为储层流动孔喉半径下限值。具体方法为给定初始孔喉半径，利用数理插值方法求取对应的进汞饱和度，核磁共振T2谱利用T2截止值确定可动流体饱和度，构建目标函数的表达式为

式中：Y为目标函数；i为研究区既具有核磁共振T2谱又具有压汞实验数据的岩心数；n为研究区既具有核磁共振T2谱又具有压汞实验数据的总岩心数；Swm为可动流体饱和度，%；Shg为孔喉半径对应的进汞饱和度，%。

当Y值达到最小时的孔喉半径即为储层流动孔喉半径下限值。对研究区118块既具有核磁共振T2谱又具有压汞实验数据的岩心进行分析，确定其储层流动孔喉半径下限值为0.1μm。

统计分析研究区致密砂岩储层的压汞曲线发现，其压汞孔喉分布以双峰和单峰2种形态为主，较少见多峰岩心的存在。将具有双峰形态特征的孔喉分布曲线叠置，依据岩心的孔喉分布特征，可以将岩心的孔喉划分为小孔喉、中孔喉和大孔喉3部分。其中，双峰形态特征的孔喉分布曲线的主峰峰值小于0.04μm，次峰峰值大于0.2μm，因此将孔喉半径小于0.04μm的划分为小孔喉，大于0.2μm的划分为大孔喉，两者之间的部分划归为中孔喉。从SLG油田具有双峰形态特征孔喉分布曲线岩心的平均孔喉分布（图2）可以看出，具有双峰形态特征孔喉分布曲线的岩心位于小孔喉的主峰峰值比位于大孔喉的次峰峰值高约1.5%，说明研究区双峰形态特征孔喉分布曲线的岩心是以小孔喉占主导地位。

图2　SLG油田具有双峰形态特征孔喉分布曲线岩心的平均孔喉分布Fig.2　Average pore throat distribution of core samples in SLG oilfield having pore throatdistribution curve thatexhibitsbimodalpattern

研究区具有单峰形态特征孔喉分布曲线岩心的孔喉分布主峰可以明显的分为2类（图3）。一类岩心的孔喉分布主峰主要位于小孔喉，其孔喉分布主峰峰值主要为0.006～0.04μm，平均孔喉分布主峰峰值小于0.04μm，共有26块岩心，占具有单峰形态特征孔喉分布曲线岩心的62%。另一类岩心的孔喉分布主峰主要位于大孔喉，其孔喉分布主峰峰值主要为0.2～1.0μm，平均孔喉分布主峰峰值大于0.2μm，共有16块岩心，占具有单峰形态特征孔喉分布曲线岩心的38%。

图3　SLG油田具有单峰形态特征孔喉分布曲线岩心的平均孔喉分布Fig.3　Average pore throat distribution of core samples in SLG oilfield having pore throatdistribution curve thatexhibitsunimodalpattern

确定致密砂岩储层的流动孔喉半径下限值需要2个关键参数，分别为甲烷分子被稳定吸附的喉道半径临界值（或甲烷可以自由脱附的喉道半径临界值）和束缚水膜厚度。邹才能等［23］认为，甲烷分子被稳定吸附的喉道半径临界值约为0.02μm，束缚水膜厚度的平均值约为0.02μm，据此含气致密储层的临界孔喉半径约为0.04μm。李晓晖等［24］认为，孔喉半径小于0.1μm孔隙中的水与大于0.1μm孔隙中的水的物理化学特性存在差异，可以将孔喉半径为0.1μm作为微毛细管孔隙与自由孔隙的划分界限。而在实际生产过程中，油气运移可以近似简化为平面径向渗流，基于渗流方程计算出孔隙中水能够流出所对应的孔喉半径要大于0.188μm。在岩心核磁共振T2谱确定束缚水饱和度过程中，国际上通用的做法是当岩石离心速度使得岩石所受的毛管压力达到3.75MPa时，岩石中剩下的水即为束缚水［25］，由式（1）即可确定毛管压力为3.75MPa时对应的孔喉半径为0.2μm。

通过实际岩心测试资料与理论分析，将研究区储层孔喉空间以0.04，0.1和0.2μm为界进行划分；每一区间代表互相连通、孔喉大小相近的同一孔喉体系的体积，确定为研究区致密砂岩储层孔喉空间的有效性划分标准。

4　测井解释模型建立及实例应用

核磁共振测井的原理表明，横向弛豫时间与孔喉空间具有对应关系，核磁共振T2谱分布实际代表岩石孔喉半径的分布，不同的孔喉半径对应不同的核磁共振T2值。通过岩心压汞曲线与核磁共振T2谱的相互转换，根据孔喉半径分别为0.04，0.1和0.2 μm将一个完整的核磁共振T2谱分布划分为粘土束缚水、非泥质微孔隙地层水、毛细管束缚水和可采出流体4个部分（图4）。其中，孔喉半径小于0.04 μm孔喉体系中的水为粘土束缚水，孔喉半径为0.04～0.1μm孔喉体系中的水为非泥质微孔隙地层水，孔喉半径为0.1～0.2μm孔喉体系中的水为毛细管束缚水，孔喉半径大于0.2μm孔喉体系中的水为可采出流体。

图4　 测井解释模型Fig.4　Logging interpretationmodel

基于核磁共振测井的致密砂岩储层孔喉空间有效性评价方法、标准及建立的测井解释模型，编制程序对实际资料进行处理。由SLG油田A井核磁共振测井评价储层孔喉空间有效性的应用成果（图5）可以看出，根据该井毛管压力曲线形态、孔喉半径、综合储层分类指数以及储层孔喉空间流体类型的综合分析，认为7，9，11和12号层的储集性能较好；孔喉空间流体类型以可采出流体为主，测井解释为气层。对该井3 859～3 874和3 901～3 915m井段试气，产气量为39 000m3/d，产油量为6.3 t/d，产水量为6.3m3/d，与测井解释结论一致，表明利用核磁共振测井是可以快速进行致密砂岩储层孔喉空间有效性定量评价的。

图5　SLG油田A井核磁共振测井评价储层孔喉空间有效性应用成果Fig.5　Exampleofusing NMR logging data toevaluateeffectivenessofpore-throatspace inWell A from SLGoilfield

5　结论

致密砂岩气藏的储层具有岩性致密、物性差、微细孔隙发育和毛管压力高等特征，且滞留在岩石孔隙中的水的赋存形式多样，可产生较为严重的影响。利用压汞曲线和核磁共振T2谱的一致性，采用数理方法对压汞曲线进行处理，建立SLG油田致密砂岩储层孔喉空间的有效性划分标准，进而利用岩心压汞和核磁共振T2谱建立的转换模型实现核磁共振测井连续计算粘土束缚水、非泥质微孔隙地层水、毛细管束缚水和可采出流体4个部分的孔喉体积。通过分析孔隙中水的赋存状态，可以为研究区的储层有效性评价及储层改造层位的选择和优化提供依据。

建议今后应重视并加强核磁共振T2谱和压汞实验，使转换模型满足各地区的规律性，提高伪毛管压力的转换精度。随着科学技术的发展，储层孔喉空间划分标准是可以浮动的，如射孔工艺、压裂工艺等外界条件发生变化，有的非工业性油气层即可以转化为工业性油气层。建议从多角度验证致密砂岩储层孔喉空间有效性定量评价标准的准确性，以合理、准确地评价孔隙中的含水特征与赋存状态。

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编辑邹潋滟

Quantitativeevaluation of theeffectivenessof pore-throat space in tight sandstone reservoirsbased on nuclearmagnetic resonance log

Luo Shaocheng1，Cheng Zhigang1，LinWeichuan1，Zhang Haitao2，Yang Xiaoming2，Xiao Fei1，Tang Bing’e3

（1.ReservoirsEvaluation Center，China Petroleum Logging Co.，Ltd.，Xi’an City，ShannxiProvince，710077，China；2.Exploration and Development InstituteofPetroChina Changqing Oilfield Company，Xi’an City，ShannxiProvince，710018，China；3.Changqing Division，China Petroleum Logging Co.，Ltd.，Xi’an City，ShannxiProvince，710201，China）

The pores in reservoirs bearing hydrocarbon have been divided into three types：millimeterpore，micropore and nanopore.The diameterofpore throat in conventional reservoir isgenerally larger than1μm.The diameterof pore-throat in tightgas reservoirs ranges from 0.03 to 1μm.The nanopore is themain body of the connected reservoir space in tightsand，so it is difficult to evaluate the effectiveness of tight reservoirs.Both NMR T2spectrum and capillary pressure curves can well reflect the pore throat structure of rocks.The NMR T2spectrum was translated into pore throat distributions using the correlation between NMR T2experimentandmercury injection.On the basisof previous research results，the core NMR T2spectrum and capillary pressure data were processed and analyzed deeply to determine effectiveness criteria of the tight sand pore throat in SLG oilfield：the pore-throat system with pore radius less than 0.04μm is associated with clay bound water volume；the pore-throat system with a pore radius between 0.04 and 0.1μm isassociated with non-shalemicro-po-rosity formation water volume；the pore-throatsystem with pore radius between 0.1 and 0.2μm is associated with capillary bound water volume；the pore-throatsystem with pore radiusmore than 0.2μm is associated with the volume in which the fluid can be taken out.The practice proves that themethod can be used to quickly calculate pore-throatspace quantitatively and to determine the porewater featuresand itsoccurrence，which can evaluate the space effectivenessof tightsand reservoirseffectively.

tightsandstone；NMR T2spectrum；mercury injection；pore-throatspace；effectiveness

P631.823

A

1009-9603（2015）03-0016-06

2015-03-05。

罗少成（1983—），男，湖北监利人，工程师，硕士，从事测井方法研究与解释评价工作。联系电话：18706718519，E-mail：lsc0222 @126.com。

国家科技重大专项“复杂储层油气测井解释理论方法与处理技术”（2011ZX05020-008），中国石油科技攻关项目“致密气藏测井采集处理与评价技术研究”（2010E-2304）。