二维核磁共振测井在砂砾岩储层流体识别中的应用

宁从前 ，周明顺，成 捷，苏 芮，郝 鹏，王 敏，潘景丽

（1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；2.中国石油华北油田分公司勘探开发研究院，河北任丘 062552；3.中国石油华北油田分公司勘探事业部，河北任丘 062552；4.中国石油华北油田分公司二连分公司，河北任丘 062552）

0 引言

二连盆地乌兰花凹陷砂砾岩储层岩石矿物成分多样［1-3］，富含火山碎屑和火山灰。储层孔隙相对发育，含有粒间溶孔、粒内溶孔和晶间孔等多种储层空间，孔隙结构复杂，连通性较差。储层孔隙度为6%～13%，平均为9%，渗透率通常小于1 mD，为低孔、特低渗储层。由于乌兰花凹陷地层水矿化度低，导致油层和水层的电性特征差异不明显，所以利用测井资料识别储层流体性质难度较大。

为解决这一难题，华北油田引入核磁共振测井，然而在实际应用中，核磁共振一维流体识别方法如差谱法、增强扩散谱法等受复杂孔隙结构的影响，表现出较强的多解性，难以解决储层流体识别的问题。为此，将二维核磁共振流体识别方法用于复杂砂砾岩储层的流体识别，以期解决一维核磁共振流体识别方法的多解性问题。

1 砂砾岩储层流体识别难点

二连盆地乌兰花凹陷砂砾岩储层岩石成分成熟度低［2］，岩石矿物成分复杂，岩石颗粒多为火山岩屑，并含有大量火山灰，储层岩石电性特征受岩性影响较大，无法反映储层所含流体性质。砂砾岩储层岩石结构成熟度低，组成岩石的颗粒大小不均，因此存在多种尺度的粒间孔隙，加上粒内溶孔和晶间孔，使得孔隙结构异常复杂，从而影响了识别储层流体性质的效果。具体表现为以下几个方面的流体识别难题。

（1）常规电性特征无法识别砂砾岩储层流体性质

通常情况下，地层水矿化度较高，具有一定的导电性，所以水层电阻率较低，而油气由于不导电，所以油气层电阻率较高，因此利用储层的电性特征可以识别储层流体性质。二连盆地砂砾岩储层岩石矿物成分复杂，火山岩屑和火山灰的存在使储层电阻率升高，导致水层与油气层的电性特征差异不明显，因而无法利用储层电性特征识别储层流体性质。如乌x 井39 号层、41 号层电阻率较高（图1 第3 道），具有含油特征，解释为油水同层，但该段试油获日产水29.1 m3，结论为水层。说明该段电阻率升高是受岩性影响所致。

（2）一维核磁共振测井识别砂砾岩储层流体性质存在多解性

一维核磁共振流体识别方法主要包括差谱法和增强扩散谱法。差谱法是利用储层流体的纵向弛豫特征差异来识别储层流体性质［4-9］。水的纵向弛豫时间较短，在短时间内即可恢复全部信号，而油的纵向弛豫时间较长，需要较长时间才能恢复全部信号。利用这一特点，通过长、短2 个等待时间的测量，可以区分水层和油层。但是，储层流体的核磁共振弛豫特征受储层孔隙结构的影响较大，当储层存在较大孔隙时，水的纵向弛豫时间会增加，导致短等待时间测量时水层的信号尚不能完全恢复，从而不能与油层区分。如B1 井39 号层、41 号层核磁共振差谱存在较强的信号（图1 第6 道），而该层段试油结论为水层，说明该差谱信号是由异常孔隙结构所导致的，并不属于含油特征。

核磁共振增强扩散谱法是利用储层流体的扩散特征差异来识别其流体性质的方法［4-9］。在梯度磁场中，水的核磁共振扩散特征比油快，通过对长、短2 个回波间隔测量得到的T2谱进行比较可以发现，在长回波间隔T2谱上，水层的信号向左移动到水线（图1 第7 道中的红线）之前，而油层的信号则留在水线右侧，据此可以识别储层流体性质。但是，水线位置受储层孔隙结构影响较大，当存在较大孔隙空间时，水线位置会向右移动，因而易将水层错认为油层。如B1 井39 号层、41 号层核磁共振增强扩散谱在常规储层水线右侧存在较强的信号（图1 第7 道），而该层段试油为水层，说明该段储层存在较大孔隙空间，水线位置应向右移。

可见，由于砂砾岩储层孔隙结构复杂，利用一维核磁共振测井识别储层流体性质存在较强多解性。

2 二维核磁共振流体识别方法与采集模式选择

（1）二维核磁共振流体识别方法

二维核磁共振流体识别方法主要包括扩散-横向弛豫时间法（D-T2）、扩散-纵向弛豫时间法（D-T1）和纵-横向弛豫时间法（T1-T2）［10-11］，这些方法都是通过结合特定的核磁共振测井仪器并选择合适的采集模式和数据处理方法来实现的，其中D-T2方法比较适用于油层的识别。

D-T2方法是在梯度磁场中，采集多组相同等待时间而不同回波间隔的回波串，通过二维反演得到D-T2二维谱图，进而对储层流体类型进行定性和定量判别的方法。

图2中，给定足够长的等待时间TW，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组不同回波间隔的回波串数据（CPMG）。回波幅度除受到横向弛豫机制的影响外，还受到流体分子扩散产生的扩散弛豫机制的影响。因此，第k组回波串的第i（i=1，2，...，P）个回波幅度可表示为

式中：γ为磁旋比；t为衰减时间，ms；G为磁场梯度，g/cm；D为扩散系数，cm2/s；fjl为D-T2二维分布谱幅度；εi为噪声。

通过对这k组回波串联合反演求解［10］，即可得到fjl，即D-T2二维分布谱。在D-T2二维谱图上（图3），油和水由于扩散系数和横向弛豫特征的不同而分布于不同的区域，避免了一维核磁共振信号的相互重叠，更易于区分油层与水层。

（2）采集模式的选择与分析

目前国内外能够进行二维核磁共振测井的仪器主要有斯伦贝谢公司的MR-Scanner、哈里伯顿公司的MRIL-Prime 和贝克休斯公司的MREx，其中MRIL-Prime 核磁共振测井仪在国内应用较为广泛。

MRIL-Prime 是一种基于一维核磁共振测井方法的仪器，具有多种不同等待时间和间隔时间的采集模式，但一次下井只能采用某一种采集模式进行测井作业，而且没有能够满足二维核磁共振测井理论的采集模式。胡法龙等［12］提出利用MRIL-Prime仪器将D9TWE3 和DTE412 这2 种采集模式下的测井资料进行组合，可实现二维核磁共振处理解释并用于油层识别。罗利等［13］提出利用MRIL-Prime仪器将D9TE212，D9TE312 和D9TE412 这3 种采集模式下的测井资料进行组合，也可以实现二维核磁共振处理解释并用于气层识别。上述将不同采集模式下的测井资料进行组合实现二维核磁共振应用的方法，需要多次下井作业，增加了测井采集作业和数据处理的难度，在实际应用中受到较大制约。

通过研究发现，利用MRIL-Prime 核磁共振测井仪常用的D9TWE3 采集模式（表1），一次下井可获得2 组相同等待时间、不同回波间隔的回波数据（AD，BE）和2 组不同等待时间、相同回波间隔的回波数据（AB，DE）。根据二维核磁共振测井原理，可以直接对这些数据进行二维核磁共振处理解释，得到D-T2二维谱图并用于储层流体识别。

（3）对比实验

在华北油田乌y 井，利用MRIL-Prime 核磁共振测井仪，通过2 次下井分别采集到D9WE3 和DTWE4 这2 种采集模式（表1）下的测井数据，经过处理得到2 种采集模式下的测井数据组合后（表2）的二维处理结果（图4、图5），以及单独针对D9TWE3采集模式下的测井数据的二维处理结果（图6、图7）。通过对比可看出，D9TWE3 采集模式下的二维核磁共振处理结果与2 次下井组合数据的二维核磁共振处理结果相比，其扩散谱（图6 第6 道）的噪音相对较高、信号相对较弱，但形态与分布区域基本一致；各个深度点的D-T2二维谱图相比（图7 与图5），虽然存在一定噪音信号，但主要信号的分布区域与范围基本一致，油、水信号响应特征与分布也基本一致。可见，将MRIL-Prime 核磁共振测井仪D9TWE3 采集模式下的测井资料进行二维核磁共振处理解释，能够得到较好的结果，可用于油气层的识别并可降低二维核磁共振测井应用的现场采集作业和数据处理难度，为在更大范围内应用二维核磁共振油气层识别技术提供了可能。

表1 乌y 井D9TWE3 与DTWE4 采集模式的参数Table 1 Acquisition parameters of D9TWE3 and DTWE4 in well Wu y

表2 乌y 井D9TWE3 与DTWE4 采集模式组合数据二维核磁共振参数Table 2 Acquisition combination data of 2D NMR logging parameters of D9TWE3 and DTWE4 in well Wu y

3 应用效果分析

二连盆地乌兰花凹陷乌x，乌z 井利用MRILPrime 核磁共振测井仪采集到了D9TWE3 模式下的测井资料，通过对其进行二维核磁共振处理解释，分别得到了2 口井的D-T2二维核磁共振处理解释结果。通过对B1 井常规测井和一维核磁共振处理结果的分析，认为39 号层、41 号层存在较多含油信息，综合解释为油水同层（参照图1），但该井的二维核磁共振处理结果显示39 号层和41 号层以水为主，仅存在少量含油气信息，根据二维核磁共振处理结果只能解释为含油水层（图8），这与试油结论基本一致，证实了二维核磁共振解释结论正确，说明二维核磁共振能有效避免岩性变化造成的影响。

根据对乌z 井常规测井和一维核磁共振处理结果进行分析，认为41—43 号层存在较多含油气信息，41，42 号层物性较差，43 号层物性较好，因此将41，42 号层综合解释为差油层，43 号层为油水同层（图9）。该井二维核磁共振处理结果显示41—43号层存在较强的含油信息，考虑到核磁共振测井探测深度较浅，将43 号层综合解释为油层（图10），41，42 号层由于物性较差仍解释为差油层。通过对41—43 号层段试油，获日产油8.52 m3，结论为油层。试油结论证实二维核磁共振解释结论正确。

通过对MRIL-Prime 核磁共振测井仪D9TWE3采集模式下的测井资料进行二维核磁共振处理，可得到较好的二维核磁共振处理结果并用于复杂储层的流体识别。基于D-T2的二维核磁共振流体识别方法并同时考虑储层流体的扩散和横向弛豫特征，降低了测井解释的多解性，为准确识别复杂砂砾岩储层流体性质提供了有效手段。

4 结论

（1）基于D-T2的二维核磁共振流体识别方法，同时考虑了储层流体的扩散和横向弛豫特征，减少了数据处理解释的多解性，为准确识别复杂砂砾岩储层流体性质提供了有效手段。

（2）通过对MRIL-Prime 核磁共振测井仪D9 TWE3采集模式下的测井资料进行二维核磁共振处理，可得到与不同采集模式下测井资料组合后基本一致的二维核磁共振处理结果，可以用于油层的识别，从而降低了二维核磁共振测井应用的采集作业与数据处理难度，为在更大范围内应用二维核磁共振油气层识别技术提供了可能。

（3）核磁共振测井探测深度较浅，仅能反映冲冼带地层流体的特征，因而在应用中需结合深探测仪器的测量结果进行综合解释，才能得到比较准确的结果。