致密油儲層核磁共振測井響應機理研究

趙培強， 孫中春， 羅興平， 王振林，

毛志強1,4*， 吳義志1,2， 夏培1,2

1 中國石油大學(北京)地球物理與信息工程學院， 北京　102249 2 中國石油大學(北京)油氣資源與探測國家重點實驗室， 北京　102249 3 中國石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院， 新疆 克拉瑪依　834000 4 中國石油大學(北京)地球探測與信息技術北京市重點實驗室， 北京　102249

致密油儲層核磁共振測井響應機理研究

趙培強1,2， 孫中春3， 羅興平3， 王振林3，

毛志強1,4*， 吳義志1,2， 夏培1,2

1 中國石油大學(北京)地球物理與信息工程學院， 北京102249 2 中國石油大學(北京)油氣資源與探測國家重點實驗室， 北京102249 3 中國石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院， 新疆 克拉瑪依834000 4 中國石油大學(北京)地球探測與信息技術北京市重點實驗室， 北京102249

摘要中國西部某盆地致密油儲層孔隙結構差，而核磁共振測井T2譜寬，其復雜的核磁測井響應認識不清，且響應機理也不明確.本文基于致密油儲層的特性，通過對三組巖樣不同系列的實驗測量，包括核磁共振、毛管壓力曲線、X衍射礦物分析和潤濕性實驗，主要研究了碳酸鹽巖礦物含量對T2譜的影響和由潤濕性引起的T2弛豫機制.根據(jù)實驗結果分析和討論，明確了致密油巖石核磁共振響應的影響因素及孔隙流體的弛豫機制.綜合分析認為，所述的核磁測井響應特征是由兩方面因素綜合作用的結果，一是水的T2信號主要取決于表面弛豫，低表面弛豫率的碳酸鹽巖礦物導致水的T2信號的長弛豫分量增多；二是由于巖石親油孔隙表面的存在且其弛豫率低于親水孔隙表面的弛豫率，使得油的T2信號由表面弛豫和體弛豫貢獻.

關鍵詞致密油儲層； 核磁共振測井； 響應機理； 碳酸鹽巖礦物； 潤濕性

1引言

致密油是全球非常規(guī)油氣勘探開發(fā)的一個新熱點，它是指油以吸附或游離狀態(tài)賦存于生油巖中，或與生油巖互層、緊鄰的致密砂巖、致密碳酸鹽巖等儲集巖中，未經(jīng)過大規(guī)模長距離運移的石油聚集(賈承造等，2012).致密油和常規(guī)油氣藏的差別，使二者的評價指標不一致.以儲層測井評價為例，致密油的評價在傳統(tǒng)參數(shù)評價的基礎上，擴展了地球化學性質和力學性質兩個方面.由于巖石性質的復雜性以及傳統(tǒng)常規(guī)測井的局限性，先進的測井技術在非常規(guī)油氣層的應用備受關注.

核磁共振(NMR)測井是在20世紀90年代成熟并廣泛用于地層評價的一種測井方法.評價儲層的孔隙結構是NMR測井一個重要應用(Coates et al.，1999；Volokitin et al., 1999, 2001；何雨丹等，2005；鄧克俊，2010).然而，中國西部某盆地某地區(qū)致密油儲層孔隙結構很差，但NMR測井T2譜較寬.雖然致密油儲層由于其滲透性差，殘余油飽和度高，但是這種寬的T2分布特征并不僅僅是由高含油性造成的.前人做了大量的巖石NMR特性研究，但利用這些研究成果不能合理地解釋研究工區(qū)的NMR測井響應特征.因此，致密油儲層復雜的NMR測井響應特征認識不清，響應機理也不夠明確.

通常而言，親水碎屑巖的NMR T2譜與孔隙結構密切相關，飽水T2譜能夠反映孔隙分布(Straley et al.，1991；Kleinberg, 1996；Borgia et al.，1996).而碳酸鹽巖中，由于其表面弛豫率低于碎屑巖的弛豫率，大小不一的孔隙通過擴散耦合，合并產(chǎn)生一個中間狀態(tài)的弛豫時間分布，因此，很多情況下碳酸鹽巖儲層的T2譜不能反映巖石的孔隙結構(Ramakrishnan et al.，1999；鄧克俊，2010).

Brown和Fatt(1956)首次研究了不同潤濕性條件下多孔介質中水的NMR響應特征，發(fā)現(xiàn)親水砂巖中水的T1弛豫時間小于親油砂巖中水的T1弛豫時間.之后Saraf等(1970)、Howard和Spinler(1995)、Guan等(2002)、Siqveland和Skjaeveland(2005)的研究均表明NMR技術可提供定性的潤濕性信息.Looyestijn和Hofman(2006)提出了利用NMR T2譜定量計算潤濕性指數(shù)的方法.近年來，對于與致密油巖石相似的富含有機質頁巖NMR研究逐漸增多，Odusina等(2011)和Sulucarnain等(2012)應用NMR實驗研究了頁巖儲層的潤濕性，NMR測量結果用來反映頁巖自吸油和水的體積，利用巖樣自吸油、水量的大小確定頁巖的潤濕性.Sigal和Odusina(2011)研究Barnett頁巖樣品飽和甲烷狀態(tài)下的T2譜，試圖研究吸附氣對T2響應的貢獻.Tinni等(2014)分析了油和鹽水在頁巖中的NMR特征，水的信號主要在T2時間小于1 ms的范圍分布，油的信號主要在6～20 ms范圍分布.

致密油儲層與常規(guī)油氣儲層相比，巖性復雜，既含有碎屑巖礦物又含有碳酸鹽巖礦物，并且有機質的存在使?jié)櫇裥宰兊脧碗s.因為碳酸鹽巖和親油巖石的飽水T2譜均不能反映孔隙結構，所以考察碳酸鹽巖礦物含量和復雜的潤濕性對T2譜的影響，是解釋致密油儲層的NMR測井響應特征，綜合研究NMR測井響應機理的重點.鑒于此，本文通過三組巖樣不同系列的實驗測量，包括NMR、壓汞毛管壓力、X衍射礦物含量分析和Amott指數(shù)潤濕性實驗，研究了碳酸鹽巖礦物含量對T2譜的影響和復雜潤濕性決定的核磁共振弛豫機制.通過實驗結果分析、討論，明確了致密油巖石核磁共振響應影響因素及孔隙流體的弛豫機制，并合理地解釋了致密油儲層的NMR測井響應特征.

2理論基礎

為便于分析或說明本文對實驗及測井結果所觀察到的現(xiàn)象，在此簡單介紹所使用到的理論.

2.1NMR理論基礎

NMR測井探測巖石孔隙中流體的弛豫信號(Coates et al.，1999；鄧克俊，2010).由NMR弛豫機制可知，觀測到的橫向弛豫時間T2由表面弛豫、體弛豫和擴散弛豫表示.在均勻磁場中，擴散弛豫可忽略不計，于是有

(1)

式中T2b為流體的體弛豫時間，ms；S為孔隙的表面積，μm2；V為孔隙的體積，μm3；ρ為巖石的表面弛豫率，μm·ms-1.

當巖石孔隙中含有兩相流體油和水，且?guī)r石不是單一的流體潤濕時，根據(jù)(1)式，水和油的T2表達式分別為(Looyestijn and Hofman，2006)

(2)

(3)

其中，T2w為水的橫向弛豫時間，ms；T2bw為水的橫向體弛豫時間，ms；ρw為水對巖石的表面弛豫率，μm·ms-1；Aw為被水潤濕的孔隙面積，μm2；Sw孔隙含水飽和度，無量綱；T2o為油的橫向弛豫時間，ms；T2bo為油的橫向體弛豫時間，ms；ρo為油對巖石表面弛豫率，μm·ms-1；Ao為被油潤濕的孔隙面積，μm2；So為孔隙含油飽和度，無量綱.

2.2NMR T2譜構建毛管壓力曲線理論基礎

由油層物理學知，毛管壓力與毛管半徑之間的關系為(楊勝來和魏俊之，2004)

(4)

式中Pc為毛管壓力，MPa；σ為流體界面張力，dyn(10-5N)/cm；θ為潤濕接觸角；r為孔喉半徑，μm.

當巖石親水且完全含水時，水的體弛豫要比表面弛豫時間大得多，體弛豫分量可忽略.T2與孔徑r的關系式為

(5)

式中Fs稱為幾何形狀因子，對球狀孔隙，F(xiàn)s=3；對柱狀管道，F(xiàn)s=2.

聯(lián)立式(4)和式(5)，得

(6)

其中，C=2σcosθ/(ρ×Fs)，稱為轉換系數(shù)，可通過巖樣的毛管壓力曲線和NMR聯(lián)測獲得.

3樣品與實驗方法

3.1樣品

實驗樣品取自西部某盆地某地區(qū)幾口致密油的探評井，樣品深度均在3000 m以下，層位為二疊系.本次實驗巖樣總數(shù)83塊，第一組實驗進行NMR和毛管壓力曲線聯(lián)測，樣品數(shù)30塊，并對其中的12塊樣品進行了礦物含量測量；第二組和第三組巖樣進行了不同狀態(tài)下的NMR測量，巖樣數(shù)分別為8塊和35塊.同時測量了上述巖樣的氦氣孔隙度和滲透率.另外，選取了與核磁實驗樣品深度非常接近的10塊樣品進行潤濕性測量.

3.2實驗方法

本次研究所使用的NMR巖心分析儀工作頻率為2 MHz，測量時采取等待時間10 s，回波間隔0.3 ms.毛管壓力曲線的獲取采用的是壓汞法，最大進汞壓力為164 MPa，礦物含量測量采用X射線衍射分析法，潤濕性的測量使用了Amott指數(shù)法，氦氣孔隙度和滲透率的測量是巖樣經(jīng)洗油后在5000 psi圍壓下進行的.由于致密油巖石T2譜的多種控制或影響因素疊加在一起，因此在考慮單一影響因素時，需盡量排除其他的影響因素.根據(jù)此原則設計了不同系列的實驗.

第一組實驗用以研究碳酸鹽巖礦物含量對巖樣NMR T2譜的影響.這組巖樣首先進行洗油處理，然后對其飽水并測量NMR T2譜(稱為“洗油飽水狀態(tài)”)，最后進行壓汞毛管壓力曲線的測量.同時取其中12塊樣品的平行樣進行X衍射礦物含量分析.

第二組和第三組實驗用以分析巖石核磁T2譜與潤濕性的關系，盡量做到對原始樣品潤濕性的破壞性小.第二組實驗樣品首先進行抽真空12小時以上，確保巖樣孔隙中可動流體被完全抽出，再對其加壓飽水處理(稱為“抽真空后飽水狀態(tài)”)，進行NMR測量.第三組樣品共進行三次NMR測量，首先對未經(jīng)處理的新鮮樣品(稱為“原樣”)測量NMR信息；然后對樣品直接飽水處理(稱為“原樣飽水狀態(tài)”)，進行第二次NMR測量；最后對巖樣洗油、飽水處理，進行第三次NMR測量.本組樣品的第一次NMR測量用以反映巖心內殘余流體的信息，第二次NMR測量用以反映驅入的水信號，第三次NMR測量用以對比含油譜和飽水譜的差別.這兩組巖樣的實驗流程如圖1所示.樣品的孔、滲測量是在不影響上述實驗結果的情況下進行的，即選取合適的時機測量.

此外，還測量獲得了地層原油在室內環(huán)境下的體弛豫分布，用于分析原油在巖樣中的核磁弛豫機制.

圖1　分析潤濕性對核磁T2弛豫影響的實驗流程(a) 第二組樣品； (b) 第三組樣品.Fig.1　The experiment sequences for studying the effect of wettability on T2 relaxation signals(a) For Group 2 samples； (b) For Group 3 samples.

4結果和討論

4.1NMR T2特征與碳酸鹽巖礦物含量的關系

X衍射分析結果表明，研究工區(qū)巖性和礦物很復雜，粘土、石英和長石及碳酸鹽巖礦物平均含量分別為13.3%，46.3%和38.4%(圖2).由于碳酸鹽巖礦物的表面弛豫率低于碎屑巖礦物的弛豫率，碳酸鹽巖礦物含量又較高，本節(jié)考察碳酸鹽巖礦物含量對NMR T2譜的影響.

圖2　研究區(qū)巖樣X衍射礦物平均含量Fig.2　The average minerals contents from core XRD measurements in the study area

圖3　巖樣的壓汞毛管壓力曲線Fig.3　The mercury injection capillary curves

毛管壓力特征分布范圍平均值排驅壓力(MPa)0.830～14.0606.395中值毛管壓力(MPa)4.960～116.03039.407中值毛管半徑(μm)0.0063～0.14820.039

圖3為30塊巖樣的毛管壓力曲線，表1統(tǒng)計了其特征值分布范圍及平均值.通過圖3和表1可知，研究區(qū)致密油巖石排驅壓力、中值毛管壓力高，中值毛管半徑低，其孔隙結構很差.

利用式(4)將毛管壓力曲線轉換為孔喉半徑分布，然后將之與相應的T2譜分布作比較，發(fā)現(xiàn)幾乎所有樣品的孔徑分布與T2譜形態(tài)相似.對二者形態(tài)相似的樣品，選取T2分布和孔徑分布的特征值(本次研究選取分布峰值，雙峰形態(tài)則選擇較高的峰)，利用式(6)確定轉換系數(shù)C，再將此系數(shù)應用到整塊樣品的T2譜，將其轉化為孔隙半徑分布.圖4所示為其中兩塊樣品的孔徑分布，圖中虛線為壓汞曲線轉換的孔喉分布，實線是用T2譜轉換的孔隙半徑分布，二者具有很強的相似性及相關性.

這種結果表明，巖石樣品經(jīng)洗油后主要表現(xiàn)為親水潤濕，洗油飽水的T2信號主要由水的表面弛豫貢獻，T2譜形態(tài)主要受孔隙結構的控制.據(jù)此推測致密油儲層中不存在類似碳酸鹽巖儲層中大小孔隙通過擴散相互耦合的情況.一方面是因為粘土、粉細砂巖與碳酸鹽巖類礦物混合于一體作為孔隙表面，使得巖石表現(xiàn)出的綜合弛豫率高于純碳酸鹽巖弛豫率，另一方面是由于致密油儲層的孔隙結構差，孔隙半徑較小，基本不存在大孔隙.

為分析碳酸鹽巖礦物含量對T2譜的影響，利用X衍射分析結果與NMR實驗聯(lián)測數(shù)據(jù)，作碳酸鹽巖礦物含量與T2幾何均值的交會圖，如圖5所示，碳酸鹽巖礦物含量與T2幾何均值具有正相關性.圖6所示為碳酸鹽巖礦物含量與轉換系數(shù)C的交會圖.顯然，碳酸鹽巖含量與轉換系數(shù)C成正比.根據(jù)前面的理論，在毛管壓力曲線相同或相似的情況下，C越大，T2譜越靠后，因此圖6表明碳酸鹽巖含量越高，T2譜越靠后.結合這兩組交會圖，可以肯定碳酸鹽巖礦物對NMR T2位置的影響較明顯.

綜上，致密油巖石洗油飽水NMR T2譜受孔隙結構和碳酸鹽巖礦物含量的共同影響，主要表現(xiàn)為形態(tài)或相對幅度受巖石孔隙結構的控制，位置受碳酸鹽巖礦物含量的影響.

圖4　由壓汞毛管壓力曲線和核磁T2譜轉化的孔徑分布(a) A井2122號樣品，覆壓孔隙度12.5%，覆壓滲透率0.028 mD； (b) A井1276號樣品，覆壓孔隙度12.9%，覆壓滲透率0.044 mD.Fig.4　The pore size distributions derived from mercury injection capillary curves and T2 spectra(a) No. 2122 sample of Well A. Porosity with confining pressure (Por_cp) is 12.5%, Permeability with confining pressure (Perm_cp) is 0.028 mD; (b) No. 1276 sample of Well A. Por_cp =12.9%, Perm_cp=0.044 mD.

圖5　T2幾何均值與碳酸鹽巖礦物含量關系Fig.5　The relationship of T2 logarithm mean value with carbonate contents

圖6　碳酸鹽巖礦物含量與轉換系數(shù)交會圖Fig.6　The crossplot of transfer coefficients between T2 and pore size distributions with carbonate contents

4.2NMR T2特征與潤濕性的關系

表2為Amott潤濕性指數(shù)測量的部分結果，結果表明研究工區(qū)致密油巖石為中性至親油潤濕.需要強調的是本文所指的中性潤濕是巖石孔隙內壁的親水表面和親油表面各占二分之一(Looyestijn and Hofman，2006).潤濕性實驗數(shù)據(jù)直接說明研究工區(qū)致密油巖石肯定是存在親油孔隙表面的.第二組樣品實驗結果間接證明了這一點.圖7為第二組的兩塊樣品NMR測量實驗結果，即樣品抽真空后飽水的T2譜.這種狀態(tài)下樣品的T2譜很寬，其最大弛豫時間超過了1000 ms.圖3的毛管壓力曲線特征以及樣品的滲透率表明致密油巖石的孔徑分布較窄，因此這組樣品的T2信號不僅包含表面弛豫，體弛豫也有較大一部分貢獻，即如公式(2)所表示.這間接證明了致密油巖石是存在親油孔隙表面的.

表2　Amott潤濕性指數(shù)測量結果

圖7　抽真空后飽水樣品NMR T2譜寬，其最大弛豫時間超過1000 ms(a) B井91號樣品，覆壓孔隙度6.27%，覆壓滲透率0.002 mD； (b) B井5號樣品，覆壓孔隙度7.79%，覆壓滲透率0.004 mD.Fig.7　T2 spectra of vacuum and water saturated samples (Group 2). The T2 spectrum is wide, whose max relaxation time is greater than 1000 ms(a) No. 91 sample of Well B. Por_cp=6.27%, Perm_cp=0.002 mD； (b) No. 5 sample of Well B. Por_cp=7.79%, Perm_cp=0.004 mD.

圖8為室溫條件下原油的體弛豫分布，峰位于50～60 ms之間.圖9所示為第三組的兩塊樣品的NMR測量結果，包括巖樣三種狀態(tài)下的T2譜.圖中虛線為原樣T2譜，實線為原樣飽水的T2譜，方形符號為樣品洗油后飽水的T2譜.從圖中可看出巖樣原樣飽水T2譜覆蓋了原樣T2譜，而巖樣洗油飽水T2譜形態(tài)與原樣、原樣飽水的T2譜不相似.樣品三種狀態(tài)下的T2譜均沒有出現(xiàn)類似第二組樣品T2譜較寬的特征.并且絕大多數(shù)其余的樣品也呈現(xiàn)類似的現(xiàn)象.

據(jù)原樣T2譜及原油的體弛豫知，原樣T2譜峰的位置小于20 ms，而原油的體弛豫譜峰在50 ms至60 ms之間，因為樣品中含有較多的殘余油，所以可以確定樣品原始狀態(tài)下的T2信號包含原油的表面弛豫信號.

原樣飽水T2譜覆蓋了原樣T2譜，與第二組巖樣抽真空后飽水的T2譜相比，原樣直接飽水的T2譜較窄，且沒有出現(xiàn)長弛豫時間(大于1000 ms)的分量.這說明驅入樣品中的鹽水分子與孔隙親水表面發(fā)生接觸，導致水的信號主要來自表面弛豫.圖9中原樣飽水狀態(tài)和洗油飽水狀態(tài)T2信號最右側的信號基本重合(圖9a非常明顯)，也說明了這一點.所以，孔隙中水的T2弛豫如公式(5)所示，僅表現(xiàn)出表面弛豫，體弛豫可忽略不計.

原樣飽水T2譜較窄的原因除了T2信號不包含水的體弛豫這個因素外，另一種原因是由于孔隙的親油表面被殘余油占據(jù)，使得殘余油的T2弛豫信號包括油的表面弛豫和體弛豫，如公式(3)所示.

圖8　室溫條件下原油的體弛豫分布，峰在50～60 ms間Fig.8　The bulk relaxation of crude oil under room condition. Its peak is distributed from 50 ms to 60 ms.

那么在油與親油表面相接觸的情況下，為什么不能像水與親水表面相接觸的信號那樣忽略體弛豫呢？這是因為一方面巖石對油的表面弛豫率比對水的表面弛豫率小，即ρo<ρw(Latour et al., 1992；Looyestijn and Hofman, 2006)；另一方面是研究工區(qū)原油的體弛豫譜峰T2數(shù)值較低(50～60 ms)，兩方面的綜合作用使得油的表面弛豫和體弛豫時間比較接近，無法忽略體弛豫的影響.

通過對這三組實驗結果的觀察和對比分析可知，巖樣洗油飽水的T2信號主要由水的表面弛豫貢獻；巖樣抽真空后飽水的T2信號主要由水的表面弛豫和體弛豫貢獻.原始巖樣的T2信號主要由水的表面弛豫、原油的表面弛豫和體弛豫貢獻.由此不難理解第三組樣品洗油飽水T2譜與原樣、原樣飽水狀態(tài)的T2譜均不相似.

4.3與常規(guī)碎屑巖NMR響應的對比

根據(jù)對上述實驗結果的分析，研究區(qū)致密油巖石T2譜除了受孔隙結構控制外，碳酸鹽巖礦物含量變化及不同的潤濕性對其均有影響.表3對比了研究區(qū)致密油巖石與常規(guī)碎屑巖(一般不含碳酸鹽巖礦物或者含量很低)的NMR響應的影響因素.據(jù)表3知，致密油巖石NMR響應的影響因素和孔隙流體的弛豫機制比常規(guī)親水碎屑巖復雜.即使與親油的常規(guī)碎屑巖相比，致密油巖石中常見的碳酸鹽巖礦物的存在對其表面弛豫的影響也是非常顯著的.通過此表，進一步明確了致密油巖石的NMR響應機理.

圖9　第三組樣品實驗測量結果，樣品原狀飽水的T2譜覆蓋了樣品原狀的T2譜，洗油飽水的譜左側信號與原狀飽水譜不同，右側小部分信號相似(a) D井83號樣品，覆壓孔隙度14.3%，覆壓滲透率0.061 mD； (b) D井66號樣品，覆壓孔隙度10.28%，覆壓滲透率0.012 mD.Fig.9　The T2 spectra of Group 3 samples. The T2 spectra of water saturated samples cover the “as received” state samples. The right signals of clean and water saturated samples are similar to those of the same samples under water saturated state without cleaning(a) No.83 sample of Well D. Por_cp=14.3%, Perm_cp=0.061 mD; (b) No. 66 sample of Well D. Por_cp=10.28%, Perm_cp=0.0012 mD.

因素研究區(qū)致密油巖石親水碎屑巖親油碎屑巖孔隙結構與碳酸鹽巖礦物共同控制洗油飽水T2譜控制飽水T2譜對飽水T2譜有影響碳酸鹽巖礦物與孔隙結構共同控制洗油飽水T2譜無影響無影響潤濕性導致的弛豫機制飽水T2信號由水的體弛豫和表面弛豫貢獻;含油T2信號由水的表面弛豫、油的表面弛豫和體弛豫貢獻飽水T2信號主要取決水的表面弛豫;含油T2信號主要由水的表面弛豫和油的體弛豫貢獻(Coatesetal.,1999;Maoetal.,2007)飽水T2信號由水的體弛豫和表面弛豫貢獻;含油T2信號包含油的表面弛豫(Zhangetal.,2000)

5應用

如圖10所示為B井一段巖性主要為長石巖屑砂巖的儲層測井曲線.儲層巖性是根據(jù)匡立春等人(2013)的方法獲得的.圖中測井曲線第一道包括自然伽馬(GR)和井徑(CAL)曲線；第二道為測井深度道；第三道為深(LLD)、淺(LLS)雙側向電阻率曲線；第四道為三孔隙度曲線，包括體積密度(DEN)、中子(CNL)和聲波(AC)曲線；第五道為NMR測井T2譜及T2幾何平均值(T2LM)；最后一道為核磁孔隙度包括總孔隙度(TCMR)、自由流體孔隙度(CMFF)以及毛管束縛孔隙度加自由流體孔隙度(CMRP_3MS).右側為深度XX36.1 m儲層的測井T2分布圖，如果這種未經(jīng)校正的T2譜能反映孔隙結構，顯然這段儲層的孔隙結構較好.但對應的巖心壓汞毛管壓力曲線表明巖石孔隙結構較差，其毛管壓力曲線及其轉換的孔徑分布如圖11所示，孔徑分布和T2分布的相似程度較差.

密閉取心分析數(shù)據(jù)表明這段儲層的含油飽和度在60%～70%間.因為儲層的含油飽和度高，且非常致密，所以核磁測井探測范圍內的殘余油飽和度高.但是上述這種孔隙結構差、T2譜寬的特征并不僅僅是由儲層含油性高造成的.由于油在不同溫度下黏度不同，因此地層條件下和室溫條件下原油的體弛豫不同，根據(jù)本地區(qū)原油黏度分析結果及實際的地層溫度，估算得原油地層條件下的體弛豫峰在400 ms左右.如果儲層是親水巖石，那么油的T2信號主要取決于其體弛豫(Mao et al.，2007)，測井T2譜在400 ms處應該有峰，但是實際測井的T2分布右側的峰的位置小于100 ms.利用上述實驗結果即可合理地解釋這種現(xiàn)象，其主要原因是水的T2弛豫僅取決于表面弛豫，而油的T2弛豫由于巖石親油孔隙表面的存在及其比親水孔隙表面低的弛豫率，而主要由表面弛豫和體弛豫貢獻.

圖10　B井一段長石巖屑砂巖儲層的測井曲線，右側為XX36.1 m儲層放大的測井T2譜Fig.10　This figure illustrates the well logs from feldspar lithic sandstone reservoirs of Well B. The right T2 spectrum is from this interval with depth of XX36.1 m

圖11　深度XX36.1 m巖心的壓汞毛管壓力曲線及孔喉分布圖(a) 毛管壓力曲線； (b) 孔徑分布.Fig.11　The mercury injection capillary curve and pore size distribution from core sample with depth of XX36.1 m(a) The mercury injection capillary curve； (b) The pore size distribution.

圖12　B井一段微晶云巖儲層的測井曲線，右側為XX76.5 m儲層放大的測井T2譜Fig.12　This figure presents the well logs from microcrystalline dolomite reservoirs of Well B. The right T2 spectrum is from this interval with depth of XX76.5 m

圖12所示為B井一段巖性為微晶云巖的儲層測井曲線.其包含的測井曲線與圖10中的測井曲線一致.同樣地，孔隙中油的T2信號表現(xiàn)為表面弛豫和體弛豫導致T2譜不能準確地反映孔隙分布.但是，可以推測T2譜左側峰的位置和孔喉半徑分布中較高的峰是相對應的.據(jù)圖10至圖13，長石巖屑砂巖XX36.1 m巖石的孔喉分布峰位置為0.018 μm，對應T2譜1.5 ms的左峰；而在微晶云巖層XX76.5 m巖石的孔喉分布峰的位置0.0009 μm，對應T2譜2 ms的左峰.利用巖石的兩種分布特征值確定轉換系數(shù)，顯然微晶云巖的轉換系數(shù)C比長石巖屑砂巖的大很多.不同巖性地層轉換系數(shù)C的差別是由低弛豫率的碳酸鹽巖礦物造成的.

綜上所述，利用實驗得出的結論合理地解釋了NMR測井復雜的響應特征.致密油儲層孔隙結構差、核磁測井T2分布寬的特征是由低弛豫率的碳酸鹽巖礦物導致水的T2分布的長弛豫分量增多，和油的T2信號由于巖石親油孔隙表面的存在及其較低的弛豫率而由表面弛豫和體弛豫貢獻共同造成的.

6結論

通過對比實驗測量及實驗結果的理論分析，對西部某盆地致密油儲層NMR測井響應特征及弛豫機理有了明確的認識，主要結論如下.

(1) 洗油后的巖樣基本為親水潤濕，其飽水的T2譜形態(tài)主要受孔徑分布形態(tài)的控制，即T2信號主要由水的表面弛豫貢獻.但在孔隙結構相同的情況下，巖樣T2譜隨碳酸鹽巖礦物含量的增加，其長弛豫分量增加.也就是說巖樣洗油飽水的T2譜受孔隙結構和碳酸鹽巖礦物含量的共同控制或影響，巖石孔隙結構控制其形態(tài)或相對幅度，碳酸鹽巖礦物含量影響T2的位置.

(2) 潤濕性實驗表明，致密油巖石為中性—親油潤濕.原始巖樣和抽真空處理的巖樣潤濕性破壞較小，巖石的親油孔隙表面使它們的弛豫機制與洗油飽水巖樣的弛豫機制不同.巖樣抽真空后飽水的T2信號主要由水的表面弛豫和體弛豫貢獻.原始巖樣T2信號主要由水的表面弛豫、原油的表面弛豫和體弛豫貢獻.

(3) 致密油巖石的NMR弛豫特征及機制之所以復雜，主要是因為影響其弛豫機制變化的因素多、且同時發(fā)生作用.而常規(guī)碎屑巖儲層的影響因素一般比較單一，其弛豫特征和弛豫機制比較容易把握及解釋.

(4) 通過本文的研究，對于研究工區(qū)致密油儲層核磁測井所表現(xiàn)出的“儲層孔隙結構差、核磁測井T2分布寬”現(xiàn)象得到了合理的解釋.致密油儲層的這種核磁測井響應是由兩方面綜合作用的結果，一是水的T2信號主要取決于表面弛豫，低表面弛豫率的碳酸鹽巖礦物導致水的T2信號的長弛豫分量增多；二是油的T2信號因為巖石親油孔隙表面的存在及其低于親水孔隙表面的弛豫率而由表面弛豫和體弛豫貢獻.

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(本文編輯胡素芳)

Study on the response mechanisms of nuclear magnetic resonance (NMR) log in tight oil reservoirs

ZHAO Pei-Qiang1,2, SUN Zhong-Chun3, LUO Xing-Ping3, WANG Zhen-Lin3,MAO Zhi-Qiang1,4*, WU Yi-Zhi1,2, XIA Pei1,2

1CollegeofgeophysicsandInformationengineering,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China2StateKeyLaboratoryofPetroleumResourcesandProspecting,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China3ResearchInstituteofExplorationandDevelopment,XinjiangOilfieldCompany,PetroChina,KaramayXinjiang834000,China4BeijingKeyLaboratoryofEarthProspectingandInformationTechnology,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China

AbstractThe nuclear magnetic resonance (NMR) log responses of Permian tight oil reservoirs of X-Basin in West China are extremely complicated. To be specific, the T2 spectra of the tight oil reservoirs with poor pore structures behave widely, which are incomprehensible and hard to interpret. What′s more, the NMR log responses of the tight oil reservoirs are paid little attention currently. Based on the characteristics of tight oil reservoirs, this paper mainly study the effects of carbonate contents on the T2 spectra and the relaxation mechanisms caused by different wettability through the experiments on three groups of samples, including NMR on different state samples, mercury injection capillary, X-ray diffraction (XRD) and Amott wettability measurements. The results indicate that both the pore size distribution and carbonate contents have influences on T2 spectra. Although the shapes of T2 spectra are controlled by pore distribution, the T2 spectra show more long relaxation components and less short relaxation components with increasing carbonate contents. And the T2 relaxation mechanism of “as received” state samples and vacuum and water saturated samples are more complex due to oil wet surface. The analysis suggests that the T2 relaxation signals of “as received” state samples are attributed to the surface relaxation of water and the surface and bulk relaxation of oil, and that the T2 relaxation signals of vacuum and water saturated samples are dominated by the surface and bulk relaxation of water. Further, the NMR log responses are interpreted reasonably by using those results. Besides the effects of pore size distribution, the complicated NMR log responses are mainly caused by two other factors. One is that the low relaxivity of water wet surface of carbonate minerals make the T2 distributions of water move to long relaxation positions. The other is that the relaxivity of oil wet surface is even lower, causing the oil signals dependent on the surface and bulk relaxation. Thus, in turn, result in the wide T2 distributions.

KeywordsTight oil reservoirs； NMR logs； Response mechanisms； Carbonate minerals； Wettability

基金項目國家油氣重大專項(2016ZX05050)資助.

作者簡介趙培強，男，1988年生，中國石油大學(北京)博士研究生，主要從事巖石物理及非常規(guī)油氣資源的測井評價方法研究.E-mail：zpq0928@163.com *通訊作者毛志強，男，1962年生，中國石油大學(北京)教授，主要從事巖石物理、儲層綜合測井解釋與評價和核磁共振測井應用等方面的研究及教學工作.E-mail：maozq@cup.edu.cn

doi:10.6038/cjg20160535 中圖分類號P631

收稿日期2015-05-16，2016-01-25收修定稿

趙培強，孫中春，羅興平等. 2016. 致密油儲層核磁共振測井響應機理研究. 地球物理學報，59(5):1927-1937,doi:10.6038/cjg20160535.

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