神木-米脂地区上古生界核磁共振录井三元图板建立及应用

滕飞启 向 晓 吴明松 张春阳 陈 鹏 刘治恒

(①中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院；②中国石油长庆油田分公司苏里格南作业分公司；③中国石油长庆油田分公司第三采气厂)

0 引 言

神木-米脂地区大型致密砂岩气藏具有低孔、低渗、低丰度、埋藏较深的特点，天然气主要为煤成气，天然气组分中甲烷平均含量为88%，以干气为主，不含硫化氢。在沉积-成藏演化上为“先致密后成藏”，其聚集成藏的主要机理为烃类气体分子在分子膨胀力的作用下不断向周围拓展成藏，烃类气体未经大规模长距离运移，以垂向近距离运移为主。此类气藏具有气、水分布关系复杂，甚至不存在明显气、水分异的特点[1]。

近几年，中国石油长庆油田勘探开发研究院虽然加强了气田常规录井解释评价方法的研究，但限于常规录井评价在含水储层识别方面存在的局限性，未能形成有效的解释图板和标准。核磁共振录井技术通过对岩石孔隙内的流体量、流体性质，以及流体在岩石孔隙中的核磁共振特征进行分析，快速获得储层的孔隙度、渗透率、含油饱和度、含气饱和度、可动水饱和度、束缚水饱和度等物性和流体参数，突破了常规录井技术不能评价流体在孔隙空间分布的瓶颈，为划分和评价有效储层，识别油、水层提供了有效的方法和手段[2-5]。中国石油长城钻探和渤海钻探利用核磁共振录井技术在鄂尔多斯盆地开展了大量的工作，建立了一些核磁共振录井解释图板[6-8]，但在神木-米脂地区应用过程中符合率较低。长庆油田勘探开发研究院利用近几年该区34口井的核磁共振录井资料，参照《录井资料质量考核及验收评级规范》《石油天然气储量计算规范》[9]建立了核磁共振录井识别含水储层的三元图板，实现了对该区储层流体性质的精确评价。

1 区域概况

神木-米脂构造位置为鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部，西接榆林气田，北抵伊盟隆起东段，南至榆林，勘探面积约20 000 km2，天然气资源量41 100×108m3，神木-米脂上古生界发育石盒子组、山西组、太原组、本溪组等多套含气层系。

石盒子组盒8段处于河流-三角洲沉积环境，三角洲平原、前缘分流河道砂体大面积叠置发育，砂体呈近南北向展布，储层主要为中-粗粒岩屑石英砂岩、石英砂岩。山西组发育三角洲沉积体系，以分流河道砂体为主，砂体呈近南北向展布，储层以中-粗粒岩屑石英砂岩和石英砂岩为主，孔隙类型主要为岩屑溶孔。太原组主要处于三角洲前缘沉积相带，发育分流河道砂体，呈近南北向展布，储层以岩屑石英砂岩为主，主要发育岩屑溶孔。本溪组北部处于三角洲前缘沉积，主要发育分流河道砂体，分布稳定；南部处于潮坪-泻湖相，主要发育障壁砂坝、潮道砂体，局部厚度大，储层岩性以石英砂岩为主，溶孔、粒间孔发育。

由于储层以岩屑石英砂岩为主，气层厚度薄，非均质性强，具有岩屑含量高、致密、敏感性强和较强水锁效应等特点，单井产量较低，气、水储层识别困难。

2 核磁共振录井技术原理

核磁共振录井技术是指利用油气和水中的氢原子核具有自旋的特征，将自旋的氢核置于磁场中可产生磁化过程。在外加磁场中，氢核吸收能量跃迁到高能态，脉冲结束后，氢核进行自由进动，放出能量，这一过程在磁场中产生自由感应衰减信号。这个衰减信号是由许多不同孔隙中流体衰减信号叠加而成的，采用现代数学反演技术可计算出岩石中不同的弛豫组分所占的比例。

所有氢核力图恢复到原来的热平衡状态，这一过程叫做弛豫，其时间常数分别为纵向弛豫时间T1、横向弛豫时间T2，因为T1的测量速度非常慢，所以测量过程中取横向弛豫时间T2。核磁共振T2弛豫时间谱代表了岩石孔径分布情况，当孔径小到某一程度后，孔隙中的流体将被毛管力束缚无法流动。因此，在T2弛豫时间谱上存在一个界限，当孔隙流体的弛豫时间大于某一弛豫时间时，流体为可动流体，反之则为束缚流体。这个弛豫时间的界限，称为T2截止值。通过核磁共振录井技术分析，可以得到岩样的孔隙度、渗透率、可动流体饱和度和束缚流体饱和度等参数[2]。

3 解释评价标准建立

核磁共振录井评价参数主要包括储层孔隙度、含气饱和度、含水饱和度、可动水饱和度、束缚水饱和度和可动流体饱和度等。对于砂岩气藏而言[8]，核磁共振录井一般采用二次两测方法。第一次测量直接得到样品的含水孔隙度，再利用T2截止值进一步得到可动水孔隙度和束缚水孔隙度；第二次测量先对样品抽真空，再浸泡饱和盐水，在样品孔隙全部饱和后进行二次测量，可以测得样品的总孔隙度。同时，可计算得出可动水饱和度和束缚水饱和度[2](图1)。

图1 砂岩气藏(气层)核磁共振T2弛豫时间谱

砂岩气藏储层孔隙度决定油气的数量，孔隙内流体主要为天然气和水，天然气在钻进或取样过程中极易逃逸，孔隙中的水又以可动水和束缚水两种状态存在。因此，评价储层流体性质主要依据孔隙度、含水饱和度和可动水饱和度三个参数。

根据近几年该区34口井的核磁共振录井资料，并参照《石油天然气储量计算规范》[9]规定的解释结论进行分类统计，基于孔隙度、含水饱和度、可动水饱和度对储层的影响，首先将核磁共振录井试验样品测得的平均孔隙度、平均含水饱和度、平均可动水饱和度数据转换为三元图坐标，即计算出核磁共振录井孔隙度、含水饱和度、可动水饱和度三个参数的和，再分别计算出核磁共振录井孔隙度、含水饱和度、可动水饱和度三个参数所占百分比，利用新构建的三个参数结合试气结果建立神木-米脂地区上古生界致密砂岩储层三元图板(图2)。

图2 神木-米脂地区上古生界核磁共振录井三元图板

从图板中可以看出：(1)孔隙度较大，含水饱和度较大，可动水饱和度较低时不含水；(2)孔隙度较小，含水饱和度较低，可动水饱和度较大时不产水；(3)含水区集中在孔隙度为0～12.0%、可动水饱和度为12.8%～43.8%、含水饱和度为50.0%～81.3%区域内，在该区域内储层试气产水概率达66.7%以上。

实践证明，此图板可对鄂尔多斯盆地神木-米脂地区上古生界致密砂岩储层进行流体性质的录井解释评价。

4 应用效果

利用该图板进行了核磁共振录井的储层含水情况解释和评价，现场应用13口井，其中上古生界砂岩完成试气3口井共5层，符合4层，解释评价结果准确率达到80%，取得了很好的应用效果，为进一步评价该区储层含水层和含水特征提供了可靠的判断依据。

4.1 M 165井

M 165井在山西组2 128.87～2 131.20 m井段取心并进行核磁共振分析，样品平均孔隙度为5.09%，平均含水饱和度为13.48%，平均可动水饱和度为0.84%。转换为三元图坐标，平均孔隙度为30.60%，平均含水饱和度为69.44%，平均可动水饱和度为4.33%。将该样品的数据投到三元图板上，落点在非含水区(图2)，录井解释为气层。经过压裂改造后，产气1.700 8×104m3/d，产水为0。按照《石油天然气储量计算规范》标准该层属于气层，核磁共振录井解释结论与试气结果一致。

4.2 S 118井

S 118井在山西组1 728.2～1 728.8 m井段取心并进行核磁共振分析，样品平均孔隙度为5.04%，平均含水饱和度为43.76%，平均可动水饱和度为6.27%。转换为三元图坐标，平均孔隙度为9.15%，平均含水饱和度为79.46%，平均可动水饱和度为11.39%。将该样品的数据投到交会图板上，落点在非含水区(图2)，录井解释为气层。经过压裂改造后，获得产气0.525×104m3/d，产水1.2 m3/d，含水率18.6%。按照《石油天然气储量计算规范》标准该层属于气层，核磁共振录井解释结论与试气结果一致。

4.3 H 8井

H 8井在山西组2 130.1～2 138.6 m井段取心并进行核磁共振分析，样品平均孔隙度为8.78%，平均含水饱和度为75.94%，平均可动水饱和度为35.13%。转换为三元图坐标，平均孔隙度为9.32%，平均含水饱和度为63.36%，平均可动水饱和度为29.31%。将该样品的数据投到交会图板上，落点在含水区(图2)，结合气测显示，录井解释为气水同层，经过压裂改造后，获得产气1.224 4×104m3/d，产水26.4 m3/d，含水率68.3%。按照《石油天然气储量计算规范》标准属于气水同层，核磁共振录井解释结论与试气结果一致。

5 结束语

(1)鄂尔多斯盆地神木-米脂地区上古生界砂岩气藏成藏机理为烃类气体分子在分子膨胀力的作用下不断向周围拓展成藏，烃类气体未经大规模长距离运移，以垂向近距离运移为主，水分布关系复杂，不存在明显气水分异的特点。传统录井方法无法对气、水关系作出准确评价。

(2)直接利用含水饱和度、可动水饱和度无法对储层含水性进行准确评价，结合核磁共振录井孔隙度、含水饱和度和可动水饱和度三个参数所占百分比建立的三元解释图板，可实现对储层内流体的精确评价，提高了该地区含水储层的录井解释符合率。