淺析核磁共振測井在儲層流體性質識別方面的局限性

邵維志，貴興海，郝麗萍，李俊國，朱偉峰，劉洪波，唐建軍

（1．中國石油渤海鉆探工程有限公司測井分公司，天津300280；2．中國電子科技集團公司第二十二研究所，河南 新鄉(xiāng)453003；3．大港油田勘探開發(fā)研究院，天津300280）

0 引 言

核磁共振測井技術自20世紀90年代初期被引進到中國石油測井行業(yè)以來，在20多年的發(fā)展應用中從儀器研發(fā)、測井采集、數(shù)據(jù)處理到解釋評價都有了長足進步，尤其在復雜巖性油氣藏、致密油氣藏的勘探開發(fā)中。由于核磁共振測井能夠提供不依賴于巖性及骨架參數(shù)的孔隙度、滲透率評價以及與電性無關的油氣識別而深受地質家和測井分析家的青睞。但是，每一種技術都有其適應范圍和局限性，核磁共振測井技術也是如此。隨著它在儲層評價應用中的深入，盡管測井分析家提出了許多針對各類復雜油氣藏的油氣識別方法，但與試油結論矛盾的現(xiàn)象依然很多。本文針對這些現(xiàn)象，結合應用實例討論了它在流體性質識別方面的局限性，其目的在于更合理、更準確地應用核磁共振測井技術發(fā)現(xiàn)油氣層，提高勘探開發(fā)效益，為油田服務。

1 核磁共振測井識別儲層流體性質的物理基礎

核磁共振測井識別流體性質主要依靠標準T2譜、移譜、差譜以及由移、差譜演變產(chǎn)生的一些方法。標準T2譜方法主要依據(jù)飽和多相流體孔隙的T2分布譜的整體形態(tài)特征和多相流體中天然氣、不同黏度原油以及不同賦存狀態(tài)的水在T2譜上位置不同識別儲層流體性質。移譜又稱雙TE（雙回波間隔）測井，是一種擴散系數(shù)加權方法，通過設置長、短不同的2個回波間隔TE，在足夠長的等待時間TW下測量2組回波串，由于水與氣或油的擴散系數(shù)D不一樣（見表1），使得各自在T2分布上的位置發(fā)生變化，由此識別出儲層中油、氣、水。差譜又稱雙TW測井，主要基于水與油、氣的縱向弛豫時間T1相差很大，水的縱向恢復速率遠比輕烴快（見表1），選擇長、短不同的2個等待時間，觀測到的回波串中將包含不一樣的信號，由于水的信號在短等待時間下能夠被完全極化，烴的信號在短等待時間下不能完全極化，因此2個不同等待時間觀測到的回波串幅度存在差異，雙TW測井利用這個差異來識別儲層是否含烴。

表1 多孔介質中飽和流體的核磁共振特性

2 影響核磁共振測井評價儲層流體性質的主要因素

測井評價中一般認為儲層由巖石骨架和孔隙兩大部分組成，骨架由不同成分的礦物組成，孔隙則由孔隙水、原油、天然氣和鉆井泥漿濾液等多種流體飽和，其中孔隙水包括束縛水和可動水，為不同礦化度鹽水。原油可以是脫氣原油或者飽和氣體的（含氣）原油，可以從輕質油到稠油不同黏度變化；天然氣為自由氣，主要是甲烷，而不是溶解在油中的氣；鉆井泥漿濾液為侵入到油藏中的鉆井液，它往往與油藏流體混合在一起，以泥漿性質的不同而變化，影響著測井信號及儲層評價?，F(xiàn)有的核磁共振測井儀器對巖石骨架不敏感，主要測量的是儲層孔隙中各種流體的信息。假設儲層巖石是親水的，這些不同性質的流體飽和到多孔介質后，其核磁共振性質由式（1）、式（2）給出。

式中，T1為縱向弛豫時間；T2為橫向弛豫時間；T1B、T2B分別為縱、橫向體積弛豫；ρ1、ρ2分別為縱、橫向表面弛豫率；S／V為巖石比表面積；D為擴散系數(shù)；G為磁場梯度；TE為回波間隔；γ為旋磁比?？梢姡瑤r石孔隙中氫的T1、T2值大小主要受控于靜磁場的均勻性、孔隙孔徑大小分布、孔隙中流體的物理及化學特性、流體的黏度及擴散系數(shù)、孔隙流體與巖石骨架顆粒的磁化系數(shù)差異、孔隙表面及流體中是否存在順磁物質等因素［1－3］。這些因素的共同作用造成了巖石孔隙中油、氣、水的核磁共振差異，認識或去除影響油、氣、水識別的不利差異而突出有利于油、氣、水識別的差異是應用核磁共振技術識別儲層流體性質的基礎。具體到標準T2譜法、移譜法、差譜法3種基本方法在流體性質識別中的影響因素，主要為以下3個方面。

2．1 影響標準T2譜識別油氣水的主要因素

圖1 不同黏度原油自由狀態(tài)下T2分布形態(tài)特征

用標準T2譜識別油、氣、水要考慮的主要因素為儲層所含流體的性質及其黏度、儲層孔隙結構對T2譜形態(tài)及油、氣、水在T2譜上位置的影響。圖1為黏度從3．22cP＊非法定計量單位，1cP＝1mPa·s，下同／50℃到1914cP／50℃之間12種黏度的原油自由狀態(tài)下T2分布圖?？梢钥闯?，對于原油而言，雖然沒有孔隙結構的影響，它們的弛豫時間仍是一個分布，受混合黏度的影響，每個弛豫時間下都有一個幅度；不同黏度的原油T2分布形態(tài)不同，其峰值在T2譜上的位置也不同；黏度越小，T2越大；同時隨著黏度的增加，T2分布譜形狀變窄，其峰值位于束縛水位置。以上現(xiàn)象說明黏度是影響T2譜形態(tài)的主要因素之一。圖2為飽和到不同孔隙結構的巖樣中黏度不同的2種原油其T2分布譜特征。很明顯，水和相同黏度的原油在不同孔隙結構下，其T2分布譜形態(tài)完全不同，輕質油有較長的T2值，能夠與水分開，而中等黏度的油與水信號基本重疊在一起，很難識別出來。水、輕質油、中等黏度油在同一孔隙結構巖樣下，其T2譜特征也完全不同。從而說明隨著孔隙結構的變化，即使相同性質的流體其T2分布形態(tài)也在變化。所以在使用標準T2譜特征識別儲層流體性質時，首先要考慮的是所要評價的目標儲層中所含原油的黏度以及這些原油儲存在什么樣孔隙結構中。

2．2 影響移譜（雙TE）法識別油氣水的主要因素

由式（1）結合移譜識別儲層流體性質的原理可以看出，移譜法識別儲層油、氣、水突出的是擴散弛豫項，見式（3），影響其效果的主要因素有擴散系數(shù)D、回波間隔TE及磁場梯度G。

油、氣、水都是能擴散的流體，但它們的擴散系數(shù)D不同（見表1），自由狀態(tài)下水的擴散系數(shù)與溫度有關，油的擴散系數(shù)與黏度有關，天然氣的擴散系數(shù)是溫度及壓力的函數(shù)，它的橫向弛豫幾乎完全由擴散弛豫控制。當流體處于巖石孔隙中時，其擴散會受到孔壁的限制，稱為受限擴散，其擴散系數(shù)定義為有效擴散系數(shù)D0（也稱視擴散系數(shù)），通常D0小于D，致使T2D增大，從這個意義上講，孔隙中流體的擴散還要受到巖石孔隙結構的控制。影響擴散弛豫的另一個參數(shù)是磁場梯度G，測井時造成G不確定的因素有2個：一個是巖石骨架顆粒與孔隙流體之間磁化率差異引起的內部梯度磁場，會使弛豫時間減??；另一個是地層溫度，雖然每一種儀器在測量過程中都會對地層溫度進行校正，但對于深井和地溫梯度較高的區(qū)域，地層高溫會造成B0的不穩(wěn)定，從而帶來G的不穩(wěn)定性［3］。影響擴散弛豫的第3個參數(shù)就是回波間隔TE，移譜主要靠人工調整TE的大小，來凸顯擴散弛豫對不同流體的T2影響，TE設計的是否合適直接影響到油水識別效果，這個參數(shù)人為性和經(jīng)驗性很強。所以在利用移譜法識別儲層流體性質時，必須依據(jù)儲層所含流體的黏度和儲層孔隙結構來設計回波間隔TE以凸顯油、氣、水在移譜上的差異，達到有效識別的目的。

圖2 不同黏度原油飽和到不同孔隙結構的巖樣中T2譜特征

2．3 影響差譜（雙TW）法識別油氣水的主要因素

差譜法識別流體性質主要利用的是不同孔隙介質的極化率的差異，即T1差異。測井時主要靠長、短等待時間TW的設計，凸顯不同介質T1差異。因此極化率的差異和長、短TW的設計是影響差譜法識別流體性質準確性的主要因素［4］。如表1所示的稠油與中小孔徑孔隙中的水、中－輕質油與大孔徑孔隙中的水，T1差別極小，如果要用差譜法識別它們，必須設計好長、短TW，現(xiàn)有核磁共振測井儀器長、短等待時間選擇范圍很小，尤其短TW，MRIL－P型儀器只能選擇1s和2s，這就使得在很多情況下大孔徑孔隙中的水在短等待時間下沒有完全恢復，水層依然存在差譜信號，與油層基本一樣，無法進行油、水識別。

3 核磁共振測井識別儲層流體性質方法局限性分析

3．1 核磁共振測井識別輕質油局限性分析

輕質油指地層條件下黏度小于5cP的原油，有的時候以油氣共存形式出現(xiàn)，其自由狀態(tài)下T2值可達到2000ms以上（見圖1）。

當輕質油存在于大孔徑孔隙中時（見圖3的上半部分），輕質油與水都具有自由狀態(tài)下的特征，油、水的T2都很長，大部分信號會疊加在一起［4－5］，因此從標準T2譜上無法識別出輕質油；又由于輕質油的擴散系數(shù)D與水的擴散系數(shù)接近，當采用移譜測井模式時，輕質油與水會同時向T2減小的方向移動，移動幅度差異很小，所以靠T2譜的前移現(xiàn)象無法區(qū)分輕質油與水，從而使移譜法失效［2，5］。但是，當儲層孔隙的孔徑分布比較均勻時，選擇合適的長回波間隔時間TEL，從移譜后T2譜形態(tài)上可以識別出輕質油與水。其明顯的特征：輕質油受混合黏度的影響，移譜后其T2譜可動部分為一個漸寬分布，而水則呈較為規(guī)則的正態(tài)單峰分布，但遇到礫巖、含礫砂巖儲層的時候，這種方法就會失效。這是因為水在孔隙中的弛豫主要受控于表面弛豫，礫巖、含礫砂巖儲層孔隙結構非均質性很強，孔徑非均質性對水的弛豫的影響會使移譜后的T2譜分布極不均勻，同樣會是一個漸寬分布，與孔隙中油的特征相似。對于這種情況，差譜方法也無法使用，主要是受現(xiàn)有儀器特點限制，大孔徑孔隙中水和輕質油都有很明顯的差譜信號。

當輕質油存在于中－小孔徑孔隙中時（見圖3的中間部分），它的標準T2譜形態(tài)特征和差譜信號的強弱與水都有很明顯差異，因此僅靠標準T2和差譜就可以很好地將輕質油層和水層識別出來，但移譜不能用。

當超低孔滲、致密油藏中含有輕質油時（見圖3的下半部分），它的標準T2譜與水相比有很明顯的長拖曳現(xiàn)象，很容易區(qū)分油、水，由于受孔隙結構的影響大于孔隙介質性質的影響，所以移、差譜現(xiàn)象都不明顯。

圖3 輕質油在不同孔隙結構中與水層在標準T2譜、移譜、差譜上響應特征對比圖

3．2 核磁共振測井識別中等黏度油局限性分析

中等黏度油是指地層條件下原油黏度介于5～50cP的原油。由于黏度跨度較大，其自由狀態(tài)下T2值分布范圍較大，黏度較小偏輕質油時，T2值可達到1000ms以上，黏度較大偏稠油時，其T2值小于100ms（見圖1）。

當儲層中含有中等黏度原油時，無論儲層孔隙孔徑是大還是小，油的信號總是與水的信號疊在一起，因此從標準T2譜上很難識別出油、水。如儲層以大孔徑孔隙為主，由于中等黏度原油的擴散系數(shù)D比水的擴散系數(shù)小的多，選擇合適的長回波間隔TEL，水的T2譜會向減小的方向移動更快，這樣在長回波間隔的T2譜上，中等黏度油的T2譜會出現(xiàn)長拖曳現(xiàn)象，移譜方法很適合這種情況下的流體性質識別，而差譜方法因受短等待時間設計的局限，在該情況下無法使用（見圖4）。當中等黏度原油儲存于以中－小孔徑孔隙為主的儲層時，移譜和差譜都能夠很好地識別油、水，這種實例很多，也是核磁共振最適合的使用情況；但對于低孔隙度低滲透率和致密儲層，孔隙結構以小－微孔為主，如果儲層所含原油為中等偏輕質，標準T2譜上油的T2會比水長一些，以此定性識別油、水；而移譜、差譜方法都不可用；如果儲層所含原油為中等偏稠，用核磁共振測井識別油水完全失效。

圖4 中等黏度油儲存于以大孔徑孔隙為主的儲層時與水層在標準T2譜、移譜、差譜響應特征對比圖

3．3 核磁共振測井識別稠油局限性分析

稠油是指地層條件下原油黏度大于50cP的原油。其T2分布位于短T2部分，往往與黏土和毛細管束縛流體信號疊合在一起，這并不代表稠油存在于小孔隙中，而是由于稠油的核磁共振特性使得它的T2分布位置位于標準T2譜的短T2部分（見圖1）。對稠油信號的識別只考慮短T2部分T2譜的形態(tài)特征及其在移、差譜條件下的變化即可。當儲層含泥質較多或微－小孔徑孔隙比較發(fā)育，所含稠油黏度超過120cP時，無法從標準T2譜上識別稠油；但如果儲層黏土束縛水和毛細管束縛水信號都很少，比較稠油層與水層標準T2譜上短T2部分T2分布形態(tài)和幅度大小可定性識別出稠油信號；當儲層以大－中孔徑孔隙為主時，在移譜測量模式下選擇長回波間隔TEL≥4．5ms，束縛水信號在長回波間隔T2譜上可能消失，如果有稠油存在，由于稠油的擴散系數(shù)很小，分子向顆粒表面擴散能力也大大減小，即使是潤濕相，也是以自由弛豫為主，它在長、短不同回波間隔的T2譜上短T2部分的T2分布基本沒有變化，以此識別稠油和束縛水（見圖5）。

3．4 核磁共振測井識別天然氣局限性分析

這里的天然氣指的是地層條件下純氣層，不是溶解氣或凝析氣。氣體在靜止狀態(tài)下極少以連續(xù)相存在，當含水飽和度比較低時，水阻塞著孔喉，氣體則以孤立的氣泡狀態(tài)存在于孔隙中心，所以，氣體在巖石孔隙中總是非潤濕相，只有自由弛豫和擴散弛豫，沒有表面弛豫的影響［1，5］。盡管天然氣和液體之間的擴散能力差異很大，但很少使用這一差異區(qū)分這2種流體［1］。一般來說，氣的T2值是非常小的。多數(shù)情況下，氣的T2成分可以占滿束縛水BVI窗口，當使用較長的TE時，氣體成分可能在T2譜上消失。當儲層巖性較純，且以大－中孔徑孔隙為主時，在差譜模式下，依據(jù)長、短等待時間下T2譜的差后信號幅度及所處位置可定性識別氣層（見圖6）。

圖5 稠油儲存于以大孔徑孔隙為主、黏土束縛水較低的儲層中與水層標準T2譜、移譜、差譜響應特征對比圖

圖6 大－中孔徑孔隙儲層氣層、水層核磁共振測井響應特征圖

4 結 論

（1）核磁共振測井技術能夠識別儲層流體性質是毫無疑問的，但有一定的適用條件和局限性，孔隙結構對水的弛豫特性的影響和原油黏度對油的弛豫特性的影響是造成核磁共振評價儲層流體性質不成功的主要因素。

（2）用核磁共振測井技術識別輕質油氣層，在大孔徑孔隙情況下，標準T2譜和差譜不能用，移譜基本不能使用，但在孔隙結構較為均勻的儲層條件下，設計好長回波間隔TEL時，移譜可以使用；在中－小孔徑孔隙情況下利用標準T2譜和差譜可以很好地識別輕質油層和水層；超低孔隙度低滲透率、致密油藏可利用標準T2譜識別輕質油層，移、差譜不能用。對于礫巖、含礫砂巖儲層，核磁共振測井技術很難區(qū)分輕質油層和水。

（3）用核磁共振測井技術識別中等黏度油層，在大孔徑孔隙情況下，標準T2譜和差譜不能用，移譜很好用；在中－小孔徑孔隙情況下，標準T2譜不能用，移、差譜都很有效；低孔隙度低滲透率、致密油藏情況下，如果儲層所含原油在中偏輕質油時，標準T2譜可以用，差譜基本沒有信號，如果儲層所含原油在中偏稠油時，核磁共振測井技術無法區(qū)分油、水。

（4）用核磁共振測井技術識別稠油層，當儲層黏土和毛細管束縛流體信號很少的時候，用標準T2譜可定性識別稠油信號，移譜、差譜都不好用；當儲層黏土和毛細管束縛流體信號較多的時候，標準T2譜和差譜都不好用，移譜在設計好長回波間隔TEL時，可以使用，一般選擇TEL≥4．5ms；當?shù)貙訔l件下原油黏度大于120cP，儲層以小孔徑孔隙為主時，應用核磁共振測井難以有效評價稠油儲層。

（5）用核磁共振測井技術識別純天然氣層時，一般不使用移譜測量模式，當儲層以大－中孔徑孔隙為主時，用標準T2譜與差譜模式結合可識別氣層，低孔隙度低滲透率氣層或致密氣層不建議進行核磁共振測井。

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