基于核磁共振自由弛豫特征的含油性评价方法<br/>——以玛湖凹陷下乌尔禾组砾岩储层为例

基于核磁共振自由弛豫特征的含油性评价方法
——以玛湖凹陷下乌尔禾组砾岩储层为例

2021-10-18牟立伟樊海涛

岩性油气藏 2021年5期

毛锐，牟立伟，王刚，樊海涛

（中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院，新疆克拉玛依 834000）

0 引言

由于核磁共振测井技术可以提供不考虑岩性的流体性质识别，近年来在准噶尔盆地油气勘探领域得到了广泛应用［1］。国内外学者对一维核磁共振测井技术识别储层流体性质做了大量的研究［2-3］。目前，利用核磁识别流体性质的方法主要包括：差谱法、移谱法、增强扩散法和时域分析法、人工智能法。差谱法利用轻质烃和水核磁极化时间的差异，利用不同等待时间TW测量的T2谱相减，水的信号相互抵消，即可得到只含油信号的T2谱［4-6］。时域分析法建立在差谱法的基础上，将长短等待时间的核磁测井回波串在时间域做差，然后将差谱反演成可以识别流体的T2谱［7-8］。移谱法利用油、水扩散系数的差异，通过改变核磁共振测井测量的回波间隔TE，使得黏度较高的油和水在T2分布上分离开，从而定性识别储层流体性质［9-12］。增强扩散法是利用双TE测井模式，以移谱法为基础，定量计算含水孔隙度和含氢孔隙度［13-15］。人工智能法是基于不同流体性质的核磁测井资料样本对计算机进行训练，通过不同的数学算法形成流体性质识别模型，其中神经网络、支持向量机等方法应用较为广泛［16-19］。上述方法广泛应用于一维核磁共振测井地层评价［20-23］，然而，在下乌尔禾储层的含油性评价中具有如下的局限性：①核磁共振响应由于受孔隙结构的影响强于孔隙流体的影响，差谱法与时域分析法特征不明显，部分井甚至出现流体性质判别错误的结果。②砾岩储层物性差、孔隙度小，且核磁测井多以双TW等待时间测量，缺乏移谱法与增强扩散法的双TE资料基础。③人工智能法需要大量样本的训练，单纯依靠数学算法，缺乏物理意义。

以准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系下乌尔禾组砾岩储层为例，通过核磁共振实验，发现饱和油岩心核磁共振T2谱在100.00 ms 后出现了与原油核磁共振T2谱相同的自由弛豫特征，依据核磁共振理论，确定岩石中100.00 ms 后的T2谱即为原油的自由弛豫谱，在此认识的基础上，提取视含油孔隙度与T2几何平均值作为敏感参数，构建研究区的核磁共振测井流体性质识别图版，然后在考虑泥浆侵入影响的情况下，建立含油饱和度计算模型，以期实现研究区低渗透砾岩储层的含油性定量评价。

1 地质概况

玛湖凹陷位于准噶尔盆地西北缘，西侧和北侧为克白—乌夏断裂带，东侧是夏盐凸起，南侧是达巴松凸起。玛湖凹陷是准噶尔盆地六大生烃凹陷之一［24］，具有大面积成藏的特点，整体含油性好，油气勘探潜力巨大。目前在三叠系百口泉组、二叠统上乌尔禾组、下乌尔禾组、佳木河组等层系均发现了多个纵向叠置的砾岩油气藏，其中二叠系下乌尔禾组以扇三角洲-湖泊相沉积环境为主，发育厚层的砾岩储集体，以灰色、灰绿色块状厚层砂砾岩为主，夹灰色、红褐色泥岩、砂质泥岩。砂砾岩成分复杂，砾石成分以凝灰岩、花岗岩和流纹岩为主，砂质成分以凝灰岩为主，杂基以泥质为主且含量较高。储层储集空间为剩余粒间孔、次生粒间溶孔和粒内溶孔［25-26］。孔隙度平均为8.82%，渗透率平均值为2.10 mD，为低孔低渗储层。压汞实验显示储层为细孔喉半径、小孔喉分选系数特征，孔隙结构差，非均质性强［27-28］。

2 核磁共振基本理论

在梯度磁场中，处在岩石孔隙空间中的核磁共振现象由自由弛豫、表面弛豫、扩散弛豫等3 个部分组成：

式中：T2B为自由弛豫时间，ms；T2S为表面弛豫时间，ms；T2D为扩散弛豫时间，ms。

当在均匀磁场中时，扩散弛豫可以忽略不计，上式可以表示为：

本文中核磁共振实验以及目的层测量的核磁共振测井均为均匀磁场，岩石的核磁共振响应为表面弛豫与自由弛豫的耦合。

3 核磁共振实验方法

为了弄清低渗砾岩储层的核磁响应机理，核磁共振实验设计流程如下：首先测量原油的核磁共振T2谱，确定原油的核磁自由弛豫特征；然后测量岩石样品经洗油处理后的饱和水核磁共振T2谱，确定岩石的孔隙结构特征；最后用原油驱替饱和水岩心，测量岩心在饱和油状态下的核磁共振T2谱，确定岩石的含油性核磁共振T2谱特征。

3.1 原油样品的核磁共振弛豫特征

当流体处于扩散不受限制的空间时，其核磁共振弛豫称为自由弛豫，反映了流体本身的核磁共振弛豫性质。由于不存在表面弛豫，根据式（1）可知T2为T2B。

原油的自由弛豫受到原油成分、黏度、温度等因素的影响［27］。准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系下乌尔禾组砾岩储层原油是密度为0.81～0.87 g/cm3的轻质原油，在地层温度下表现出低黏度特征（表1）。

表1 玛湖凹陷下乌尔禾组不同温度条件下的原油黏度统计Table 1 Crude oil viscosity statistics at different temperatures of lower Urho Formation in Mahu Sag

图1 为准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系下乌尔禾组砾岩储层在不同温度下测量的原油样品核磁共振T2谱，在地层温度条件下（92 ℃），原油的核磁共振T2谱为100.00～3 000.00 ms，随着温度降低，原油黏度增大，原油自由弛豫范围不断向短T2时间移动。

图1 玛湖凹陷下乌尔禾组不同温度下原油样品核磁共振T2谱Fig.1 NMR T2spectrum of crude oil samples at different temperatures of Lower Urho Formationin Mahu Sag

3.2 岩心样品核磁共振弛豫特征

岩石核磁弛豫特征主要分为2 种情况［29］：①孔隙流体与岩石润湿相同时，则润湿相流体核磁响应为表面弛豫特征，流体自由弛豫信号很小可以忽略不计，此时T2谱表征储层岩石的孔隙特征，据式（1）可得T2为T2S；②孔隙流体与岩石润湿性不同或存在两相流体时，核磁共振响应为润湿相流体的表面弛豫与非润湿相孔隙流体的自由弛豫之和，即与式（2）形式相同。

润湿性分析显示下乌尔禾组储层岩石以水润湿为主（表2），因此岩心饱和水T2谱主要为水的表面弛豫，而饱含油岩心T2谱则存在表面弛豫和自由弛豫。在地层温度条件下，通过核磁共振实验分别获得了岩心离心T2谱、饱和水T2谱和饱和油T2谱。如图2 所示，将2 块不同物性的岩心在不同饱和状态下的核磁共振T2谱进行对比，可知由于离心、饱和油、饱和水岩石都保留了岩石的黏土束缚水部分，因此三者在黏土弛豫时间范围内基本重合，2 块样品的黏土弛豫时间分别为0.01～4.00 ms 和0.01～10.00 ms。离心谱和饱和水T2谱对比表明，可动水表面弛豫谱主要集中在中等弛豫时间内，分别为4.00～100.00 ms 和15.00～100.00 ms。当岩心饱和油时，可动水表面弛豫孔隙度分量明显减小，大弛豫时间孔隙度分量则明显增大，其主体部分为100.00～2 000.00 ms，与原油样品自由弛豫时间范围相吻合，这表明岩石中的油信号应为自由弛豫，其分布范围大于100.00 ms。

表2 玛湖凹陷下乌尔禾组部分岩石润湿性Table 2 Rocks wettability of lower Urho Formation in Mahu Sag

图2 玛湖凹陷下乌尔禾组岩心在地温条件下不同饱和状态的核磁共振实验T2谱Fig.2 NMR T2 spectrum of cores in different saturated states under geothermal conditions of lower Urho Formation in Mahu Sag

4 含油性测井评价方法

4.1 储层流体性质识别方法

根据上述实验结果，结合核磁共振测井资料，利用固定的核磁共振T2截止值100.00 ms 区分储层岩石中水表面弛豫与油自由弛豫，进而识别流体性质。准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系下乌尔禾组砾岩储层主要采用CMR 型核磁共振测井仪器采集地层原始回波串信息，通过T2谱得到64 个横向弛豫时间T2（T2=0.30，0.35，0.40，…，2 591.96，3 000.00 ms）的孔隙度分量。根据上文分析，将构造100.00 ms 后视含油孔隙度Φ100（T2谱100.00～2 000.00 ms 后孔隙度分量之和）与T2谱在10.00～2 000.00 ms 范围内的几何平均值T2LM作为含油性评价敏感参数。由于100.00～2 000.00 ms 的T2谱为第41 到第62 个孔隙度分量，因此视含油孔隙度可以表示为：

式中：Φ100为T2谱100.00～2 000.00 ms 后的孔隙度分量之和，%；Φi为T2时间是第i个对应的核磁孔隙度分量，%。

由于10.00～2 000.00 ms 的T2谱为第25 到第62 个孔隙度分量，因此T2LM的表达式为：

式中：T2LM为10.00～2 000.00 ms 范围内的T2几何平均值，ms；T2i为第i个T2时间，ms。

Φ100与T2LM的物理意义为：①核磁共振测井反映地层孔隙度的变化，而100.00 ms 后孔隙度表征含油孔隙度的变化；②几何平均值可以表征T2谱形的位置，储层含油性越好、油的自由弛豫信号越强，几何平均值越大，反之则小。同时，由于砾岩可动流体T2弛豫时间起始于10.00 ms［30］，且实测核磁共振测井T2谱2 000.00 ms 后大多为噪音信号，所以视含油孔隙度与T2几何平均值均选取10.00～2 000.00 ms。利用这2 个敏感参数绘制核磁流体性质识别图版（图3），可知，油层的Φ100与T2LM值大，交会点位于图版右上方，而水层的Φ100与T2LM值较小，交会点位于图版的左下方。

图3 玛湖凹陷下乌尔禾组核磁共振测井流体识别图版Fig.3 Identification chart of NMR logging fluids of lower Urho Formation in Mahu Sag

利用该方法进行流体识别需要满足以下条件：①岩石为水润湿相，如果岩石的润湿相为油润湿或者混合润湿，岩石的表面弛豫特征将会复杂化［31-34］，导致无法用单一的T2截止值进行流体识别；②油品为低黏度的轻质原油，即使满足岩石为亲水性条件，但如果原油黏度为中—重质原油，原油的自由弛豫范围会向弛豫时间小的方向移动，导致原油自由弛豫谱与岩石的表面弛豫谱重叠；③岩石致密，泥浆侵入小或不明显。

4.2 含油饱和度计算方法

核磁共振测井的探测范围很小，一般为3.80～7.62 cm，处在冲洗带之内。受孔隙结构复杂及非均质性强的影响，同一砾岩层内物性变化快（图4），不同渗透性的岩石含油性存在较大差异。

图4 玛湖凹陷下乌尔禾组同一砾岩储层内孔隙结构对比Fig.4 Pore structure comparison diagram of the same conglomerate reservoir of lower Urho Formation in Mahu Sag

从岩心渗透率与密闭取心饱和度交会图（图5）可知，岩性渗透性越好，含油级别越高。渗透率对含油性具有一定的控制作用。

图5 玛湖凹陷下乌尔禾组岩心渗透率与密闭取心饱和度交会图Fig.5 Cross plot of core permeability and closed core saturation of lower Urho Formation in Mahu Sag

视含油孔隙度只能够半定量的表征储层的含油性，想要得到准确的含油饱和度，还需要进行渗透性校正。渗透性相对较好的砾岩储层，泥浆侵入较深，冲洗带残余油饱和度相对较低，油气校正量越大；渗透性相对较差的砾岩储层，残余油饱和度相对较高，油气校正量就越小。因此，油气的校正量应与地层的渗透率呈正相关关系。研究区7 口井密闭取心饱和度与拟合了视含油孔隙度和渗透率得到的含油饱和度的表达式为：

式中：K为渗透率，mD。

5 应用实例

利用本文方法对玛湖凹陷下乌禾组内22 口探井的31 个层位进行解释，29 层解释正确（表3），试油层测井解释符合率为93.5%。

表3 玛湖凹陷下乌尔禾组试油层核磁测井解释符合率统计表Table 3 Statistics of coincidence rate of NMR logging interpretation for reservoir test of lower Urho Formation in Mahu Sag

图6 为玛湖凹陷A 井二叠系下乌尔禾组砾岩储层的核磁共振测井含油性评价成果图。3 842.0～3 850.5 m，3 859.0～3 862.0 m，3 867.0～3 868.5 m 微球聚焦电阻率与深浅侧向电阻率数值基本无差异，可认为泥浆无侵入，冲洗带残余油饱和度较高，核磁含油信号较明显。3 836.0～3 839.0 m，3 867.0～3 868.5 m 微球聚焦电阻率与深浅侧向电阻率值有一定的差异，但核磁100.00 ms 后原油的自由弛豫信号依旧明显，说明泥浆侵入较浅。利用本文方法对上述层段进行含油性评价，可知：计算的视含油孔隙度平均值为1.15%，T2LM平均值为102.00 ms，位于流体性质识别图版的油层区域，定性解释为油层；储层的有效孔隙度平均值为7.70%，渗透率平均值为2.33 mD，利用式（5）计算的含油饱和度与密闭取心饱和度吻合较好。根据目的层解释经验，油层的有效孔隙度下限为5.80%，饱和度下限为50%，对3 846.0～3 868.5 m 层段进行试油，解释为油层，日产油8.7 t/d。