基于核磁共振(NMR)技术进行致密储层参数研究——以鄂尔多斯盆地南部富县油田延长组长8致密储层为例

郭 兰，丁 超，门艳萍，朱海涛，黄贤良.

(1.延长油田股份有限公司，陕西延安 716000；2.西安石油大学地球科学与工程学院，陕西西安 710065)



基于核磁共振(NMR)技术进行致密储层参数研究
——以鄂尔多斯盆地南部富县油田延长组长8致密储层为例

郭 兰1，丁 超2，门艳萍1，朱海涛1，黄贤良1.

(1.延长油田股份有限公司，陕西延安 716000；2.西安石油大学地球科学与工程学院，陕西西安 710065)

核磁共振(NMR)试验分析储层岩石物理参数是近年来兴起的一项高新技术，但由于参数确定和计算方法的不同，导致结果误差较大。本研究基于陕北富县油田延长组长8致密储层特征和岩石NMR试验分析，通过核磁信号的弛豫谱分布特征，系统获取岩心孔隙度、渗透率、束缚水饱和度等丰富的岩石物理性质信息，并与常规岩石物理参数分析相对比，探讨NMR分析技术在致密储层物理参数分析中的应用效果。结果表明：长8储层砂岩类型为长石砂岩或岩屑长石砂岩，储层物性较差，属于低-特低孔、特低-超低渗储层。NMR孔隙度具有较高精度，无明显偏差；NMR渗透率计算存在较大偏差，仍需修改完善。NMR束缚水饱和度模型中，信号比值法更适用于长8储层束缚水饱和度分析。长8储层的NMR研究为相邻地区或相似盆地的致密储层NMR分析以及物理参数改进优化提供了参考和依据。

致密储层；长8油层组；核磁共振；岩石物理参数

—A Case Study of Chang 8 Member of Yanchang Formation,Fuxian Oilfield, Southern Ordos Basin

随着多数常规油气储层的勘探开发进入中后期，为了寻找油气资源的接力区，非常规资源越发显得重要，而致密储层作为非常规资源中重要的一部分，是油田稳产增效的重要勘探开发领域[1-4]。储层岩石的核磁共振(NMR)分析技术作为一种新技术、新方法，备受石油地质学家关注，其样品无损伤、试验速度快等优点被越来越多地应用到致密储层参数评价之中[5-8]。

NMR试验的实用性与有效性、NMR参数的准确性是近年来致密储层参数研究的热点问题。随着NMR试验储层参数不同数学模型的提出，致密储层参数数据的精度不断提高，但仍存在较多争议；尤其是渗透率小于1.0 mD的致密储层，其束缚水饱和度与孔渗无明显的相关性，如果要更高精度地获取储层参数，还需不断修改与完善[9-13]。本文以富县油田延长组长8致密储层为例，从NMR原理出发，结合常规岩心化验分析数据，建立致密储层NMR参数的数据模型，并探讨分析NMR岩心参数的实用性及其准确性，以期为致密储层NMR物理参数分析提供重要的基础信息。

1 储层特征

通过对陕北富县油田延长组长8油层组致密砂岩进行岩石学与物性分析得出，长8油层组砂岩各组成中：石英平均含量为20.6%、钾长石平均含量为39.5%、斜长石平均含量为15.8%、黑云母平均含量为2.7%、岩屑平均含量为9.7%。采用三角分类投点(图1)，研究区长8油层组岩石类型为长石砂岩或岩屑长石砂岩。富县油田长8油层砂岩填隙物含量总体不高(图2)，平均为8%。填隙物主要由胶结物组成，其中，方解石含量最高，平均为3.4%；其次为绿泥石，平均为2.3%；石英加大与长石加大含量相当，平均为1.4%。

富县油田长8油层组400余块次砂岩实测孔隙度、渗透率数据统计分析结果表明，孔隙度主值区间为6%～11%(占样品总数的61.9%)，平均值为8.4%；渗透率分布较为广泛，主值区间为0.1～1.0 mD(占样品总数的83.4%)，平均为0.35 mD。根据国家碎屑岩储层分类标准，研究区长8油层组储层砂岩总体物性属低-特低孔、特低-超低渗储层。

图1 富县油田长8油层组致密砂岩成分特征Fig.1 Characteristics of tight sandstone reservoir composition of Chang 8 member in Fuxian oilfieldⅠ.石英砂岩；Ⅱ.长石石英砂岩；Ⅲ.岩屑石英砂岩；Ⅳ.长石砂岩；Ⅴ.岩屑长石砂岩；Ⅵ.长石岩屑砂岩；Ⅶ.岩屑砂岩

图2 富县油田延长组长8油层组填隙物特征Fig.2 Characteristics of interstitial matter of Chang 8 member in Fuxian oilfielda.方解石晶体呈镶嵌状，富西77井，979.30 m；b.充填孔喉的绒球状绿泥石，富指84井，1181.85 m；c.石英自生加大填隙物，富西12井，1351.50 m；d. 长石自生加大填隙物，富西77井，978.20 m

2 储层NMR物性参数分析

2.1 NMR流程

NMR测试设备通过测量岩心内部流体的弛豫谱，与地质参数建立关系，根据强度对比可计算岩石的孔隙度，根据T2谱的分布可建立渗透率解释模型和确定束缚水饱和度、截止值等参数。本次试验利用CoreSpec-1000岩心分析仪器对岩样进行了NMR参数测量，试验测量分以下5个步骤：

(1)将岩心样品进行洗油、洗盐等预处理；

(2)用浓度为13000 mg/L的NaCl溶液(地层水矿化度相一致)饱和岩心样品；

(3)将岩心放入CoreSpec-1000岩心分析仪器中，在1 MHz脉冲均匀磁场中，采用回波间隔0.6 ms和1.2 ms，分别测量岩石饱和水时的NMR特性；

(4)用离心机12000 r/min给岩心样品脱水，测量离心后岩心样品的NMR特性；

(5)通过数字处理，获得饱和岩心样品和离心后岩心样品的T2分布。

2.2 NMR孔隙度

从理论上来说，岩样NMR岩心试验分析的孔隙度会略小于气测孔隙度。造成砂岩NMR孔隙度偏小的主要原因是致密储层砂岩孔隙结构复杂、黏土束缚水较高，黏土中微孔隙内的流体弛豫时间太短而无法被探测到。为了求准NMR孔隙度，本次研究尝试在对岩样NMR孔隙度与气测孔隙度进行对比分析的基础上，探讨NMR岩心试验分析致密储层砂岩孔隙度的有效性和精确性，并成功地应用于富县油田延长组长8油层组岩样的NMR孔隙度计算。

NMR测量的信号强度是探测室内氢原子的数量，孔隙中只含水时，氢原子的数量反映的是岩石内水的含量，测量单位体积内不同孔隙度对应的NMR信号强度(XW)，再通过刻度因子(F)、接收增益(RG)的确定，利用公式(1)可以计算获得岩石的NMR孔隙度：

(1)

XW——信号强度；

F——刻度因子，m3；

VT——样品体积，m3；

RG——接收增益。

通过研究区10块岩心样品的NMR试验分析，利用上述NMR孔隙度计算方法获得了本区长8致密储层的NMR孔隙度(表1)。结果表明，NMR孔隙度分布在5.3%～12.7%，平均为8.63%。同时研究区10块岩心样品完成了气测孔隙度、液测孔隙度、气渗透率等常规物性试验分析。NMR计算孔隙度与气测孔隙度相关系数为0.9969，平均相对误差为1.62%；NMR计算孔隙度与液测孔隙度相关系数为0.9940，平均相对误差为3.21%(图3)。对比结果显示，NMR计算孔隙度与气测孔隙度吻合程度较高，且无明显的偏小特点。

表1 NMR计算孔隙度与常规物性分析

2.3 NMR渗透率

致密储层砂岩成岩过程复杂、渗透率极低，基于测井建立的渗透率计算模板只是处于估算阶段，误差较大。NMR提供了一种计算渗透率的新方法，利用岩石NMR的弛豫特性及扩散测量结果，人们探索提出了多种基于NMR岩心试验分析数据获取渗透率的经验公式[14-17]。目前应用较广的NMR渗透率模型主要有SDR模型和Coates模型以及两者相应的扩展模型。

SDR模型以平均弛豫时间为特征时间，推导获得了SDR渗透率与特征时间和NMR孔隙度的关系式(式(2))：

(2)

式中KSDR——SDR模型计算渗透率，mD；T2g——T2谱的几何平均值，ms；CS1——模型参数。

图3 NMR孔隙度与气测孔隙度(a)、液测孔隙度(b)对比
Fig.3 Comparison of NMR porosity with gas survey porosity(a) and fluids survey porosity(b)

后有专家学者在此基础上结合拟合与逼近的数理统计方法，推导出与之相应的SDR-reg等扩展模型(式(3))：

(3)

式中KSDR-reg——SDR-reg模型计算渗透率，mD；CS2、m、n——数学统计建模参数。

Coates模型采用NMR孔隙度及束缚水与可动水体积比来计算Coates渗透率，因确定束缚流体体积的方法不同，出现Coates-cutoff和Coates-SBVI两个模型。Coates-cutoff模型使用的是T2截止值计算可动和不可动流体体积比，利用离心脱水前的T2谱，通过对T2截止值前的面积与总面积之比获得束缚流体饱和度。

(4)

式中，利用盐水饱和度和岩样的NMR孔隙度及T2截止值法求得的可动水体积(FFI)和束缚水体积(BVI)计算渗透率(KCoates-cutoff)，模型参数为Cn1。

Coates-SBVI模型使用的是T2加权法，即T2谱的每一个分量T2i都包含束缚水的贡献，只是贡献的大小不同。

(5)

式中，利用盐水饱和度和岩样的NMR孔隙度及T2加权法求得的可动水体积(φNMRm)和束缚水体积(φNMRb)计算渗透率(KCoates-SBVI)，模型参数为Cn2。

利用富县油田延长组长8油层组岩样的NMR岩心试验分析，结合SDR和Coates模型及扩展模型的上述计算方法，获取岩样的NMR渗透率(表2)。计算结果表明，SDR模型计算渗透率主要分布在0.01～1.63 mD，平均为0.50 mD；SDR-reg模型计算渗透率平均为0.21 mD；Coates-cutoff模型计算渗透率主要分布在0.01～1.25 mD，平均为0.53 mD；Coates-SBVI模型计算渗透率平均为0.44 mD，与之对应的岩心气测渗透率主要分布在0.04～0.57 mD，平均为0.23 mD。

表2 常规气测渗透率与NMR渗透率

续表

图4 NMR SDR-reg渗透率与气测渗透率相关性分析Fig.4 Analysis of correlation between NMR SDR-reg permeability and gas permeability

如NMR计算渗透率与气测渗透率回归关系(图4)所示，SDR-reg扩展模型获得渗透率与岩心气测渗透率的相关系数为0.820。上述研究结果显

示，对于致密储层，其砂岩物性影响因素复杂，4种NMR渗透率模型计算得到的NMR渗透率相差较大；其中SDR扩展模型预测渗透率可能具有相对较好的效果，但仍达不到岩心常规物性试验数据的测量精度，有待进一步改进和完善。

3 NMR束缚水饱和度

油气储层束缚水饱和度分析是油气储层评价的核心内容，束缚水饱和度是储量计算正确与否的主要参数。NMR作为一种确定储层束缚水饱和度的重要方法，被广泛应用在储层产能预测、孔隙流体分析过程中。但致密储层砂岩成岩过程与孔隙结构复杂，给束缚水饱和度的确定带来了一定困难，不确定性与多解性较强。本文系统开展了NMR束缚水饱和度评价方法的试验研究。近年来，地质研究学者探索了称重法、SBVI法、T2统一截止值法、信号比值法等基于岩心NMR试验分析的方法(表3)。

称重法作为一种传统的确定束缚水饱和度的方法，具有精确度较高的特点，可以验证其他3种方法的准确性和适用性。利用饱和一定浓度盐水的岩心重与烘干后岩心质量之差，获取岩心孔隙中的总含水量；再把饱和水的岩心通过离心机离心之后，得到岩心自由水含量；最后根据总含水量与自由水含量之差确定岩样束缚水含量。

SBVI法基于Coates等提出的束缚水体积模型，根据饱和水岩心的NMRT2谱几何平均值(T2i)建立与试验分析岩心束缚水饱和度的数据关系模型，结合样品束缚水与自由水之间的重系数(a)，计算NMR束缚水饱和度。信号比值法根据NMR试验的T2谱曲线，以T2截止值(T2cutoff)为分界，将左峰(小于T2cutoff)下包面积与整个T2谱下包面积之比作为NMR束缚水饱和度。T2统一截止值法与T2谱面积比值相似，通过试验获得的平均统一截止值(T2cutoff)计算不可动峰下包面积与T2谱面积比值。这两种方法的关键是确定T2谱的截止值(T2cutoff)，与传统方法确定T2谱的截止值相比，离心束缚水法确定的T2cutoff值更加准确。

结果显示(表3)，SBVI法、信号比值法、T2统一截止值法与称重法求解的束缚水饱和度的平均相对误差分别为16.62%、4.78%、19.05%。其中，SBVI法的平均相对误差与T2统一截止值法基本相近。此外，信号比值法与称重法求解的束缚水饱和度具有相对较高的吻合程度和较小的系统偏差(图5)，为研究区储层束缚水饱和度计算模型的确定奠定了基础。

图5 束缚水饱和度SBVI法、信号比值法、T2统一截止值法与称重法对比关系Fig.5 Compared of irreducible water saturation calculated by methods of SBVI, the signal ratio method, unified T2 cutoff

4 结论

(1)富县油田延长组长8油层组储层砂岩以钾长石(39.5%)和斜长石(15.8%)为主，其次为石英(20.6%)和岩屑(9.7%)；岩石类型为长石砂岩或岩屑长石砂岩；填隙物总体含量不高(8.0%)，以方解石和绿泥石为主。长8油层组储层砂岩物性较差，孔隙度平均为8.4%，渗透率平均为0.35 mD，属于低-特低孔、特低-超低渗储层。

(2)NMR分析的孔隙度具有较高精度，NMR孔隙度与气测孔隙度的相关系数为0.9969，平均相对误差为1.62%；但NMR计算渗透率与气测渗透率存在一定偏差，对比分析的3种NMR渗透率计算模型中，SDR扩展模型更适用于富县油田长8致密储层的渗透率计算。

(3)利用信号比值法、统一截止值法、SBVI法获得了长8储层砂岩的NMR束缚水饱和度，并与传统的称重法对比分析，得到T2统一截止值法的平均相对误差(19.05%)与SBVI法(平均相对误差为16.62%)基本相近；信号比值法的平均相对误差最小(4.78%)，更适用于长8致密储层束缚水饱和度的系统分析。

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Study on Petrophysical Parameters of Tight Reservoir Basedon Nuclear Magnetic Resonance(NMR) Technique

Guo Lan1, Ding Chao2, Men Yanping1, Zhu Haitao1, Huang Xianliang1

(1.The Research Center of Yan-chang Oilfield Co., Ltd., Yan＇an, Shaanxi 716000, China;2.School of Earth Sciences and Engineering of Xi＇an Shiyou University, Xi＇an, Shaanxi 710065, China)

The nuclear magnetic resonance (NMR) is a high technology for petrophysical parameters analysis of the tight reservoir rock in recent years. But the parameters determination and calculation method is variety and that lead to the result error is bigger. Based on the characteristics of tight sandstone reservoir of Chang 8 member of Yanchang formation in the Fuxian oilfield and rock NMR test analysis, this research obtained rich information about petrophysical parameters such as core porosity, core permeability, irreducible water saturation systematacially through the distribution characteristics of NMR relaxation spectra. And compared with conventional petrophysical parameters, the NMR technology application effect for petrophysical parameters analysis of the tight reservoir was discussed. The results showed that the reservoir type is feldspar sandstone or lithic feldspar sandstone and belong to low to ultra-low porosity, ultra-low permeability reservoir with poor reservoir physical property. The NMR porosity had a higher accuracy, no significant deviation, but there was a large deviation in NMR permeability, still need to modify and improve. In the NMR irreducible water saturation calculation model, the signal ratio method was more suitable for Chang 8 member reservoir. The NMR studies of Chang 8 reservoir provided a reference and basis for the NMR analysis of tight reservoir in adjacent areas or similar basins, as well as the optimization of physical parameters.

tight reservoir; Chang 8 member; nuclear magnetic resonance (NMR); petrophysical parameters

陕西省教育厅专项科研计划项目“鄂尔多斯盆地东北部二叠系油气成藏的时-空序列及其物理化学参量的流体包裹体分析”(16JK1599)、西安石油大学博士科研启动基金项目“鄂尔多斯盆地南部铜川地区三叠系构造热演化史”(2014BS04)和延长油田股份有限公司科研项目“富县指挥部姜家川区域低孔渗测井岩石物理实验研究”(ycsy2013ky-A-01)联合资助。

郭兰(1984—)，女，工程师，主要从事储层岩石物理测井研究。邮箱：guolan_577@163.com.

丁超(1983—)，男，博士，主要从事盆地构造与油气成藏地质学的教学与研究工作。邮箱：chaod@xsyu.edu.cn.

TE121.1

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