基于核磁共振測井的低滲透砂巖孔隙結(jié)構(gòu)定量評價方法
——以東營凹陷南斜坡沙四段為例

閆建平， 溫丹妮， 李尊芝， 耿斌， 蔡進功， 梁強， 言語

1 西南石油大學天然氣地質(zhì)四川省重點實驗室， 成都　610500 2 西南石油大學地球科學與技術學院， 成都　610500 3 中石化勝利油田分公司地質(zhì)科學研究院， 山東東營　257015 4 同濟大學海洋與地球科學學院， 上?！?00092

基于核磁共振測井的低滲透砂巖孔隙結(jié)構(gòu)定量評價方法

——以東營凹陷南斜坡沙四段為例

閆建平1, 2， 溫丹妮2， 李尊芝2， 耿斌3， 蔡進功4， 梁強2， 言語2

1 西南石油大學天然氣地質(zhì)四川省重點實驗室， 成都610500 2 西南石油大學地球科學與技術學院， 成都610500 3 中石化勝利油田分公司地質(zhì)科學研究院， 山東東營257015 4 同濟大學海洋與地球科學學院， 上海200092

摘要低滲透砂巖油氣藏已成為油氣增儲生產(chǎn)的重要勘探開發(fā)目標，但孔隙結(jié)構(gòu)復雜使得儲層及其有效性難以準確識別.筆者利用物性、壓汞、核磁等資料，對東營凹陷南坡沙四段(Es4)低滲透砂巖孔隙結(jié)構(gòu)進行分析，劃分出了3種類型.核磁T2譜與毛管壓力曲線都在一定程度上反映孔喉分布，但常規(guī)方法利用T2譜重構(gòu)偽毛管壓力曲線所得到的孔隙半徑與壓汞孔喉半徑有較大誤差，而巖石孔隙自由流體T2與壓汞孔喉分布對應關系更好，以此建立了不同孔隙結(jié)構(gòu)類型二者之間不同孔喉尺度對應的關系式(大尺度：線性；小尺度：分段冪函數(shù))，可在井筒剖面上通過識別孔隙結(jié)構(gòu)類型，進而利用核磁共振測井(NML)定量反演孔徑分布，省去了構(gòu)建偽毛管曲線環(huán)節(jié)，為低滲透砂巖儲層有效性評價提供了直接依據(jù)，也是測井用于定量反演儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)信息的有益探索.

關鍵詞核磁共振； 低滲透砂巖； 壓汞； 自由流體； 孔隙結(jié)構(gòu)

1引言

東營凹陷南斜坡是濟陽坳陷最為典型、規(guī)模最大的洼陷緩坡構(gòu)造帶，Es4時期由濱淺湖灘壩沉積的灘壩砂體為南斜坡中一類重要的油氣儲集體(田景春等，2004).受復雜沉積環(huán)境、成藏機制與構(gòu)造、成巖作用等的影響(劉俊海等，2003)，Es4段巖心孔隙度分布在1.9%～19.6%，滲透率分布在0.02～69.40 mD，是典型復雜孔隙結(jié)構(gòu)的低滲透砂巖儲層，其有效儲層往往難以識別.利用核磁共振測井T2譜中的孔喉分布信息可有效識別有效儲層(司兆偉等，2013)，而其實現(xiàn)關鍵在于準確地建立不同孔隙結(jié)構(gòu)核磁T2譜與巖石孔喉分布的轉(zhuǎn)換關系.目前，國內(nèi)外學者對核磁T2譜轉(zhuǎn)換偽毛管壓力曲線等方面進行了廣泛研究，Volokitin(2001)提出橫向馳豫時間和毛管壓力之間的轉(zhuǎn)換關系，并將核磁共振(NMR)轉(zhuǎn)換的毛管力曲線與注汞實測的毛管力曲線進行了對比(Volokitin et al.,2001；Hofman et al.,2001; 運華云等，2002).劉堂宴等(2003)采用最大相似性原理來確定偽毛管壓力曲線，分大、小孔隙運用冪函數(shù)構(gòu)建偽毛管壓力曲線(何雨丹等，2005a)，或者將巖石孔隙歸結(jié)為球形孔和毛管孔，通過確定球孔隙半徑和毛管孔隙半徑的比例系數(shù)，進而解譜得到反映孔喉結(jié)構(gòu)的T2分布(劉堂晏等，2004).此外，Nakashima提出采用核磁測井來評價裂縫孔隙(Nakashima and Kikuchi，2007)，Lu(2015)進一步通過建立一維模型來構(gòu)建能反映裂縫孔隙的核磁T2譜，可評價多孔介質(zhì)巖心的孔隙空間分布特征(Lu and Heidari，2015).然而，以上方法均在一定程度上忽略了薄膜束縛水對小孔徑范圍孔隙核磁信號的影響.何雨丹用自由流體譜來消除薄膜束縛水的影響(何雨丹等，2005b)，Gao(2015)通過核磁共振資料來確定可動流體參數(shù)(可動流體百分數(shù)，可動流體孔隙度)，并利用可動流體參數(shù)對低滲、致密砂巖孔隙結(jié)構(gòu)特征進行分析及評價(Gao and Li，2015)，但其方法是針對巖心巖樣分析，還沒有用于實際核磁共振測井沿地層剖面連續(xù)計算的研究.筆者考慮薄膜束縛水的影響，將不同孔隙結(jié)構(gòu)的自由流體譜與其對應的壓汞孔喉分布曲線之間進行對比，建立分孔隙結(jié)構(gòu)、分孔隙尺度的弛豫時間與壓汞孔喉分布之間的轉(zhuǎn)換方法，進而可在井筒地層剖面上，通過識別孔隙結(jié)構(gòu)類型，利用核磁共振測井(NML)定量反演孔徑分布，省去了構(gòu)建偽毛管曲線環(huán)節(jié)，為低滲透砂巖儲層有效性評價提供了直接依據(jù)，對利用測井信息用于定量反演儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)進行了有益的探索.

2核磁T2譜與毛管壓力曲線的關系

2.1理論基礎

由于地層巖石含有大小不同的多種孔隙，不同孔隙中的流體具有不同的核磁共振弛豫速率，因此核磁共振測井觀測到的自旋回波串服從多指數(shù)衰減規(guī)律：

(1)

式中，M(t)為t時刻觀測到的回波幅度；Mi(0)為第i種弛豫分量在零時刻的回波幅度；T2i為第i種弛豫分量的橫向弛豫時間.

利用式(1)，對實驗測得的回波數(shù)據(jù)做多指數(shù)擬合，可以得到各T2i對應的Mi(0)，即構(gòu)成了T2分布.

巖石孔隙中的流體與自由流體的核磁共振弛豫特性有很大差別，巖石孔隙流體除了自由弛豫和擴散弛豫以外，還受到固-液界面引起的表面弛豫的作用，使弛豫速率增加，弛豫時間變短.由NMR弛豫機理可知(肖立志，1998)，橫向弛豫時間T2為

(2)

式中，T2B為流體的體積(自由)弛豫時間，單位ms；D為擴散系數(shù), μm2·ms-1；G為磁場梯度，G·cm-1；TE為回波間隔，ms；S為孔隙表面積，cm2；V為孔隙體積，cm3；ρ2為巖石的橫向表面弛豫強度，μm·ms-1.

而在實際運用中，由于T2B比T2大得多，G(磁場均勻時)、TE足夠小，因此可省略第一項和第三項，于是T2為

(3)

式中，F(xiàn)S為形狀幾何因子.由式(2)可知，T2與孔隙大小及其孔徑分布成正比關系.

2.2T2譜與孔喉分布對比分析

通常巖石孔隙表面為親水性，含有一層束縛水，壓汞法是在真空下對洗凈烘干的巖樣逐步加壓使得非潤濕相汞進入孔喉系統(tǒng)(沈平平等，1995)，毛管壓力曲線反映的是去掉薄膜束縛水部分的孔隙，也就是自由水部分對應的孔隙.而NMR的T2譜分布則能反映出其自由流體孔隙、束縛流體孔隙，何雨丹認為與毛管壓力曲線具有較好對應關系的是自由流體T2譜(即反映巖心自由流體孔喉空間的核磁T2譜)，其具體獲得方法為將離心T2譜信號從飽和T2譜信號中減去，剩下自由流體部分信號即為自由流體T2譜(何雨丹等，2005b).

針對ES4層段巖心樣品低孔、低滲的特點，核磁共振儀器采用AniMR-150全直徑巖心核磁共振成像系統(tǒng)，進行核磁共振實驗測量時設置累加次數(shù)為32次，回波間隔0.1 ms，等待時間6 s，分別進行巖樣飽和水、離心核磁共振測試，利用多指數(shù)擬合法的反演方法(肖立志，1998)得到了飽和T2譜、離心T2譜，并根據(jù)自由流體T2譜獲取方法得到了每個樣品對應的自由流體T2譜.例如樊A井3號樣品(3115.45 m)，CPor(巖心孔隙度)為11.46%，CPerm(巖心滲透率)為0.3627 mD，SBVI(束縛水飽和度)為58.2%，核磁自由流體T2譜與壓汞孔喉分布曲線可見有較好的對應關系(圖1)，說明與毛管壓力曲線對應較好的是核磁自由流體T2譜，而非飽和譜，認為在飽和譜、離心譜中大孔的薄膜束縛水在小孔T2譜的疊加方式相同，從而通過求取自由流體譜可消除薄膜束縛水的影響(圖2).因此可以利用核磁自由流體T2譜來評價巖石孔隙大小及其孔喉分布.

圖1　自由流體譜與壓汞孔喉分布對應圖Fig.1　Free fluid spectrum and pore throat distribution of mercury injection

圖2　低滲透砂巖飽和、離心T2譜Fig.2　The saturated, centrifugal T2 spectrum of low permeable sandstone

2.3自由流體T2譜與孔喉尺度對應關系

核磁共振T2譜響應同時包含孔隙大小及不同尺寸孔隙在總孔隙度中的體積分數(shù)兩種信息(楊寧等，2013).前人在研究T2譜與毛管壓力曲線時，發(fā)現(xiàn)一塊巖樣大、小孔徑部分的縱向轉(zhuǎn)換系數(shù)不同(何雨丹等，2005b).筆者采用直接將自由流體T2譜與毛管壓力曲線對應的方法，同樣發(fā)現(xiàn)這一現(xiàn)象(圖3).可以理解為，核磁T2譜受到薄膜束縛水的影響，且束縛水對不同尺度孔徑信號的影響程度不同，故而不同尺度孔徑的T2譜與孔喉分布的關系不同，且與小孔徑部分不為線性關系，而是多尺度冪函數(shù)關系.有學者將孔徑尺度劃分為大孔(≥50 μm)、小孔(<50 μm)兩個范圍(肖立志，1998)，或者為大孔(≥10 μm)，小孔(<10 μm)(何雨丹，2005b).對于低滲透砂巖，這一尺度劃分方法就不再適用了，因為低滲透砂巖整體孔徑值小，一般分布在3 μm以下.根據(jù)實際資料分析，將孔徑尺度劃分為：≥1 μm、0.1～1 μm、<0.1 μm三個尺度范圍，建立核磁自由流體T2譜與毛管孔喉分布對應關系見圖3.

3低滲透砂巖孔隙結(jié)構(gòu)分類及孔喉分布定量評價

3.1孔隙結(jié)構(gòu)分類

孔隙結(jié)構(gòu)特征在微觀上反映了儲集層的儲集及滲流能力，是儲集層評價和儲集層分類的重要依據(jù).東營凹陷南斜坡Es4段壓汞曲線整體上非常凌亂，其原因在于各個樣品的孔隙結(jié)構(gòu)差異比較大.SHgmax(最大進汞飽和度)、Pd(排驅(qū)壓力)比較分散，其他所涉及到的幾個反映孔隙結(jié)構(gòu)的基本表征量如滲透率、孔隙度和孔喉半徑均值都較低，分布范圍也較寬，清楚地說明了該區(qū)塊灘壩砂巖孔隙結(jié)構(gòu)的復雜性和低滲性.鑒于其孔隙結(jié)構(gòu)類型的復雜多樣性，且為了便于分類研究，進一步對研究層段的毛管壓力曲線形態(tài)及各特征參數(shù)進行統(tǒng)計分析，結(jié)合常規(guī)物性、核磁共振等資料，詳細對比各種孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)間的對應關系，將低滲透砂巖孔隙結(jié)構(gòu)細分成了3大類型、5種小類(表1)，不同孔隙結(jié)構(gòu)類型與壓汞、核磁間的對應關系詳細描述見圖4.

圖3　自由流體T2譜與毛管孔喉rc分布對應關系Fig.3　The relation between free fluid T2 spectrum and pore throat distribution of mercury injection

Ⅰ1型孔隙結(jié)構(gòu)特征(圖4A，I1型)連通性良好，排驅(qū)壓力值(Pd)低，一般<0.2 MPa.核磁自由流體T2譜主要集中在10～300 ms之間；對應的孔喉分布集中在0.73～1.495 μm范圍內(nèi)；物性級別屬于中孔低滲，具有該類孔隙結(jié)構(gòu)的儲層物性較好，儲集空間以原始粒間孔隙和溶蝕孔隙為主.

表1　東營南斜坡灘壩低滲透砂巖ES4段孔隙結(jié)構(gòu)分類參數(shù)表

注：Por為孔隙度，%；Perm為滲透率，mD；Pd為排驅(qū)壓力，MPa；SHgmax為最大進汞飽和度，%；T2cut為T2截止值，ms；SBVI為束縛水飽和度，%.

圖4　(A)，(B)，(C)，(D)，(E)分別對應Ⅰ1， Ⅰ2 ，Ⅱ1， Ⅱ2,Ⅲ型孔隙結(jié)構(gòu)(a1)，(b1)，(c1)，(d1)，(e1)壓汞曲線；(a2)，(b2)，(c2)，(d2)，(e2)核磁T2譜；(a3)，(b3)，(c3)，(d3)，(e3)壓汞孔喉分布.Fig.4　Characteristic of Ⅰ1(A)， Ⅰ2(B)， Ⅱ1(C)， Ⅱ2(D)， Ⅲ(E) pore structure(a1)，(b1)，(c1)，(d1)，(e1) is for the mercury injection； (a2)，(b2)，(c2)，(d2)，(e2) is NML T2 spectrum；(a3)，(b3)，(c3)，(d3)，(e3) is for the pore-throat distributions from the mercury injection.

Ⅰ2型孔隙結(jié)構(gòu)樣品(圖4B，Ⅰ2型)連通性較好，Pd較低，核磁自由流體T2譜主要集中在10～300 ms之間，但其孔隙含量低于Ⅰ1型，對應的孔喉分布集中在0.1374～0.3721 μm范圍；屬于中孔特低滲型.

Ⅱ1型孔隙結(jié)構(gòu)樣品(圖4C，Ⅱ1型)連通性稍差，Pd變大，核磁自由流體T2譜主要集中在5～300 ms之間，孔喉分布集中在0.1497～0.3801 μm范圍，孔隙含量低于I2型；屬于低孔超低滲型.

Ⅱ2型孔隙結(jié)構(gòu)樣品(圖4D，Ⅱ2型)連通性差，Pd較大，達到1.517 MPa，核磁自由流體T2譜分布廣，孔喉分布集中在0.0936～0.1477 μm范圍，孔隙含量低；屬于特低孔超低滲型，滲透性差.

Ⅲ型孔隙結(jié)構(gòu)樣品(圖4E，Ⅲ型)連通性極差，Pd值高，往往大于1.6 MPa，T2譜可見離心譜與飽和譜差異不大，飽和譜整體分布在0.3～20 ms之間，孔喉分布以微孔(<0.0248 μm)分布為主，屬于超低孔非滲型，滲透性極差，為典型非滲透層.

五種孔隙結(jié)構(gòu)的毛管壓力曲線特征差異明顯，孔隙結(jié)構(gòu)越好，毛管壓力曲線平臺越平緩，歪度越粗，排驅(qū)壓力越小，最大進汞飽和度越大，核磁T2自由流體譜面積也變大(圖4A—4D).核磁自由流體T2譜與壓汞孔喉半徑分布具有良好的對應關系.隨著孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)(孔隙度、滲透率)的逐漸變小，核磁自由流體譜左移、自由孔隙含量變低，壓汞孔喉分布也向微孔喉半徑范圍偏移.

3.2不同孔隙結(jié)構(gòu)孔喉分布計算式建立

核磁T2譜測量的是氫原子從不平衡狀態(tài)恢復到平衡狀態(tài)這一弛豫過程所用的時間.孔隙結(jié)構(gòu)不同，而其他條件(孔隙流體、巖石顆粒大小等)相同的情況下，T2譜主要受孔隙結(jié)構(gòu)的影響較大(鄒德江和于興河，2008).從圖4明顯看出，孔隙結(jié)構(gòu)越差的樣品，T2譜越靠左.核磁自由流體譜反應的是巖石的連通孔隙空間.壓汞實驗資料可識別孔喉≥0.0248 μm以上的有效孔隙空間，而不能精確識別<0.0248 μm孔喉分量的孔喉半徑大小及分布(連通孔隙和未連通孔隙).通過采用壓汞孔喉分布(≥0.0248 μm)部分曲線與核磁自由流體譜對應的方法來消除未連通孔隙空間的差異.在劃分孔隙結(jié)構(gòu)類型的基礎上，建立了5種孔隙結(jié)構(gòu)的自由流體譜與壓汞孔喉分布(≥0.0248 μm)的對應關系(表2)，同時也建立核磁飽和流體譜與壓汞孔喉分布的對應關系(表3)，以便與表2進行對比.

然而，實際核磁共振測井不能直接得到核磁自由流體T2譜,故而在分孔隙結(jié)構(gòu)的基礎上，利用巖心核磁實驗數(shù)據(jù)建立核磁飽和譜與核磁自由流體譜的對應關系(如表4).進而可利用核磁共振測井T2譜在井筒剖面連續(xù)地計算地層自由流體孔喉分布.

根據(jù)表2、表3的轉(zhuǎn)換公式，分別將不同孔隙結(jié)構(gòu)類型樣品核磁自由流體譜轉(zhuǎn)換為核磁自由流體孔喉分布、核磁飽和譜轉(zhuǎn)換為核磁孔喉分布(表5).比較核磁孔喉分布與壓汞孔喉分布，可以看出Ⅰ1、Ⅰ2、Ⅱ1型孔隙結(jié)構(gòu)核磁孔喉分布與壓汞孔喉分布形態(tài)較為接近，而Ⅱ2、III型孔喉分布在小尺度孔徑處存在差異，核磁飽和譜反演的小尺度孔徑的比例稍大一些.

同時比較核磁自由流體孔喉分布與壓汞孔喉分布(表5)，可以看出，核磁自由流體孔喉分布與壓汞孔喉分布(≥0.0248 μm)具有良好的一致性，表明采用直接提取核磁自由流體譜與壓汞孔喉分布對應關系來轉(zhuǎn)換核磁自由流體孔喉分布的方法有效.

表2　不同孔隙結(jié)構(gòu)核磁自由流體譜與壓汞孔喉分布的對應關系

表3　不同孔隙結(jié)構(gòu)核磁飽和譜與壓汞孔喉分布的對應關系

注：T2自由譜為巖心自由流體T2譜，ms；T2飽和譜為巖心核磁飽和譜，ms.

表4　不同孔隙結(jié)構(gòu)核磁飽和譜與核磁自由流體譜的對應關系

注：y為自由流體譜分量；x為飽和譜分量.

表5不同孔隙結(jié)構(gòu)類型的壓汞孔喉分布與核磁孔喉分布、核磁自由流體孔喉分布對比

Table 5Comparison among the pore-throat distributions from the mercury injection, the saturated and

the free-fluid T2spectrum in different pore structure types

① Ⅰ1型孔隙結(jié)構(gòu)孔喉分布； ② Ⅰ2型孔隙結(jié)構(gòu)孔喉分布； ③ Ⅱ1型孔隙結(jié)構(gòu)孔喉分布； ④ Ⅱ2型孔隙結(jié)構(gòu)孔喉分布； ⑤ Ⅲ型巖石孔喉分布.

4井筒剖面孔隙結(jié)構(gòu)類型識別及孔喉分布反演

在孔隙結(jié)構(gòu)分類的基礎上，結(jié)合測井信息，統(tǒng)計每種孔隙結(jié)構(gòu)對應的測井響應信息，從雷達圖(圖中聲波時差(AC)、伽馬(GR)、高分辨感應電阻率(HRID))(圖5)和氣泡圖(橫坐標：AC，縱坐標：GR，氣泡半徑：HRID)(圖6)上看，發(fā)現(xiàn)孔隙結(jié)構(gòu)類型不同其測井響應有差異，其中Ⅰ型孔隙結(jié)構(gòu)對應的AC、HRID值較高，而GR值較低.以此為依據(jù)，可利用這三種測井響應較好地定性識別井筒地層剖面的儲層孔隙結(jié)構(gòu)類型.

以FX井為例(圖7).將非儲層段3238.125～3241.2 m、3244.8～3246.13 m、3248.7～3249.625 m排除后，采用AC-GR-DEN氣泡圖識別FX井井筒剖面上的孔隙結(jié)構(gòu)類型.結(jié)果為3241.25～3243.2 m(87號)落在Ⅱ1孔隙結(jié)構(gòu)范圍內(nèi)，3243.2～3244.8 m(88號)落在Ⅱ2孔隙結(jié)構(gòu)范圍內(nèi)，3246.13～3248.7 m(89號)落在Ⅱ1孔隙結(jié)構(gòu)范圍內(nèi)，3249.63～3251.8 m(90號)落在Ⅰ2孔隙結(jié)構(gòu)范圍內(nèi)(圖7).

利用測井信息對FX井Es4層段地層進行孔隙結(jié)構(gòu)類型識別后，依據(jù)建立的不同孔隙結(jié)構(gòu)類型核磁自由流體孔喉分布(表2、表4)、核磁孔喉分布(表3)反演公式進行計算，得到井筒剖面連續(xù)的核磁孔喉分布、核磁自由流體孔喉分布譜(圖7)，發(fā)現(xiàn)3238.125～3241.2 m、3244.8～3246.13 m、3248.7～3249.625 m層段孔喉分布譜位于最左邊，孔喉尺度小、孔隙結(jié)構(gòu)差，為III型.3241.25～3243.2 m(87號)、3246.13～3248.7 m(89號)孔喉分布范圍廣，呈明顯雙峰特征，核磁自由流體孔喉分布特征明顯，為Ⅱ1型，解釋結(jié)論為差油層，其中3241.25～3243.2 m層段日產(chǎn)油在1.7 t左右，3246.13～3248.7 m層段日產(chǎn)油在2.3 t左右.3243.2～3244.8 m層段 (88號)的孔喉分布呈單峰分布，為Ⅱ2型，解釋結(jié)論為油干層.3249.63～3251.8 m層段(90號)的孔喉分布譜范圍廣，且主要分布在核磁自由流體孔喉分布高值范圍，為Ⅰ2型，解釋結(jié)論為油層，日產(chǎn)油約7.8 t.其儲層有效性解釋結(jié)果與測試結(jié)果基本一致.說明基于孔隙結(jié)構(gòu)分類后對井筒核磁共振測井T2譜進行孔喉分布定量反演有助于提高低滲透砂巖有效儲層識別的精度.

圖5　孔隙結(jié)構(gòu)類型識別雷達圖Fig.5　Radar of pore structure types identification

圖6　孔隙結(jié)構(gòu)類型識別氣泡圖Fig.6　Bubble of pore structure types identification

圖7　FX井核磁T2譜轉(zhuǎn)換為孔喉分布及有效儲層識別圖Fig.7　The converted pore throat distribution by NML T2 spectrum in well FX and effective reservoir identification

5結(jié)論

低滲透砂巖孔隙結(jié)構(gòu)復雜，通過物性、壓汞、核磁等資料，對東營凹陷南坡沙四段(Es4)低滲透砂巖孔隙結(jié)構(gòu)類型進行分析，結(jié)合碎屑巖油氣儲層物性劃分級別標準(SY/T 6285-2011)，劃分出了3類，核磁自由流體T2譜能夠較好地反映這3類孔隙結(jié)構(gòu)類型.

利用核磁T2譜重構(gòu)偽毛管壓力曲線所得到的孔隙半徑與壓汞孔喉半徑有較大誤差，而核磁自由流體T2譜與壓汞孔喉分布對應關系更好，以此建立了不同孔隙結(jié)構(gòu)類型二者之間不同孔喉尺度對應的關系式(大尺度：線性；小尺度：分段冪函數(shù)).

依據(jù)測井響應特征可在井筒剖面上識別孔隙結(jié)構(gòu)類型，進而選擇已建立的不同孔隙結(jié)構(gòu)類型孔喉分布計算公式，用核磁共振測井(NML)可定量反演地層自由流體孔喉分布，省去了構(gòu)建偽毛管曲線環(huán)節(jié)，為低滲透砂巖儲層有效性評價提供了直接依據(jù).

References

Gao H, Li H Z. 2015. Determination of movable fluid percentage and movable fluid porosity in ultra-low permeability sandstone using nuclear magnetic resonance (NMR) technique.JournalofPetroleumScienceandEngineering, 133: 258-267.

He Y D, Mao Z Q, Xiao L Z, et al. 2005. A new method to obtain capillary pressure curve using NMR T2distribution.JournalofJilinUniversity(EarthScienceEdition) (in Chinese), 35(2): 177-181.

He Y D, Mao Z Q, Xiao L Z, et al. 2005. An improved method of using NMR T2distribution to evaluate pore size distribution.ChineseJournalofGeophysics(in Chinese), 48(2): 373-378.

Hofman J P, Looyestijn W J, Slijkerman W F J, et al. 2001. A practical approach to obtain primary drainage capillary pressure curves from NMR core and log data.Petrophysics, 42(4): 334-343. Liu J H, Hu F, Song W J, et al. 2003. Diagenesis and its influence on property of reservoirs in Southern slope of Dongying Depression.JournalofXinjiangPetroleumInstitute(in Chinese), 15(3): 21-26.Liu T Y, Ma Z T, Fu R S. 2003. Analysis of rock pore structure with NMR spectra.ProgressinGeophysics(in Chinese), 18(4): 737-742.

Liu T Y, Xiao L Z, Fu R S, et al. 2004. Applications and characterization of NMR relation derived from sphere-capillary model.ChineseJ.Geophys. (in Chinese), 47(4): 663-671.

Lu C, Heidari Z. 2015. Diffusional coupling between microfractures and pore structure and its impact on nuclear magnetic resonance measurements in multiple-porosity systems.Geophysics, 80(1): D31-D42.Nakashima Y, Kikuchi T. 2007. Estimation of the apertures of water-saturated fractures by nuclear magnetic resonance well logging.GeophysicalProspecting, 55(2): 235-254.

Shen P P, Li K W, Ji J S, et al. 1995. Petroleum Physics Experimental Technique (in Chinese). Beijing: Petroleum Industry Press.

Si Z W, Zhao J B, Bai S T, et al. 2013. Research of reservoir classification by NMR logging based on rock physics-by taking a block of Jidong oilfield for example.JournalofOilandGasTechnology(in Chinese), 35(12): 73-78.

Tian J C, Chen X H, Hou M C, et al. 2004. Characteristics, evolution and controlling factors of the terrigenous clastic reservoir sand bodies on the gentle slope zone of the Half-Graben rift lake basin—A case study of the Shahejie Formation on the Southern gentle slope zone of the Dongying depression in the Shengli oil field.ActaGeoscienticaSinica(in Chinese), 25(3): 331-336.

Volokitin Y, Looyestijn W J, Slijkerman W F J, et al. 2001. A practical approach to obtain primary drainage capillary pressure curves from NMR core and log data.Petrophysics, 42(4): 334-343. Xiao L Z. 1998. NMR Imaging Logging Principles and Applications (in Chinese). Beijing: Science Press.

Yang N, Wang G W, Jin Y, et al. 2013. Pore types and their compositions determined by the data of NMR logging.PetroleumGeology&OilfieldDevelopmentinDaqing(in Chinese), 32(5): 151-155.Yun H Y, Zhao W J, Liu B K, et al. 2002. Researching rock pore structure with T2distribution.WellLoggingTechnology(in Chinese), 26(1): 18-21. Zou D J, Yu X H. 2008. Characteristics and petrophysics experiment of low-porosity and low-permeability sandstone reservoir.PetroleumGeologyandEngineering(in Chinese), 22(1): 12-14.

附中文參考文獻

何雨丹, 毛志強, 肖立志等. 2005a. 利用核磁共振T2分布構(gòu)造毛管壓力曲線的新方法. 吉林大學學報(地球科學版), 35(2): 177-181.

何雨丹, 毛志強, 肖立志等. 2005b. 核磁共振T2分布評價巖石孔徑分布的改進方法. 地球物理學報, 48(2): 373-378.

劉俊海, 胡芬, 宋文君等. 2003. 東營凹陷南斜坡儲集層成巖作用及對儲集性能的影響. 新疆石油學院學報, 15(3): 21-26.

劉堂宴, 馬在田, 傅容珊. 2003. 核磁共振譜的巖石孔喉結(jié)構(gòu)分析. 地球物理學進展, 18(4): 737-742.

劉堂晏, 肖立志, 傅容珊等. 2004. 球管孔隙模型的核磁共振(NMR)弛豫特征及應用. 地球物理學報, 47(4): 663-671.

沈平平, 李克文, 季京生等. 1995. 油層物理實驗技術. 北京: 石油工業(yè)出版社.

司兆偉, 趙建斌, 白松濤等. 2013. 基于巖石物理與核磁測井的儲層分類方法研究——以冀東油田某區(qū)塊為例. 石油天然氣學報, 35(12): 73-78.

田景春, 陳學華, 侯明才等. 2004. 箕狀斷陷湖盆緩坡帶儲集砂體特征、演化及控制因素——以勝利油區(qū)東營凹陷南緩坡帶沙河街組為例. 地球?qū)W報, 25(3): 331-336.

肖立志. 1998. 核磁共振成像測井與巖石核磁共振及其應用. 北京: 科學出版社.

楊寧, 王貴文, 金燕等. 2013. 利用核磁測井資料確定孔隙類型及組分. 大慶石油地質(zhì)與開發(fā), 32(5): 151-155.

運華云, 趙文杰, 劉兵開等. 2002. 利用T2分布進行巖石孔隙結(jié)構(gòu)研究. 測井技術, 26(1): 18-21.

鄒德江, 于興河. 2008. 低孔低滲砂巖儲層特征及巖石物理實驗分析. 石油地質(zhì)與工程, 22(1): 12-14.

(本文編輯胡素芳)

The quantitative evaluation method of low permeable sandstone pore structure based on nuclear magnetic resonance (NMR) logging

YAN Jian-Ping1, 2， WEN Dan-Ni2， LI Zun-Zhi2， GENG Bin3，CAI Jin-Gong4， LIANG Qiang2， YAN Yu2

1SichuanKeyLaboratoryofNaturalGasGeology,Chengdu610500，China2SchoolofGeoscienceandTechnology,SouthwestPetroleumUniversity,Chengdu610500，China3InstituteofGeoscienceofShengliOilFieldSINOPEC,ShandongDongying257015，China4CollegeofOceanandEarthScience,TongjiUniversity,Shanghai200092，China

AbstractThe low permeability sandstone reservoir, which has been an important target of exploration and development for oil and gas increase in reserves and production, is difficult to identify accurately because of the complex pore structure. The pore structure classification of complex low permeability sandstone and the investigation of the petrol-physical diversity of rock samples in different types are helpful to determine the reservoir type and the fluid properties of low permeability sandstone reservoir.

After the analysis of the pore structure based on physical properties data, mercury injection, nuclear magnetic resonance data and the considering of the properties division level standard of clastic reservoir (SY/T 6285-2011), the low permeability sandstone of Es4in the southern slope of the Dongying sag is divided into three types of pore structures. And the diversity of every type in mercury injection, nuclear magnetic resonance (saturated T2spectrum, centrifuged T2spectrum and free-fluid T2spectrum), the pore throat distribution, the porosity and permeability are discussed. Many results indicate that the T2spectrum and capillary pressure curves could reflect the pore throat distribution in some degree. Meanwhile the T2spectrum could be used to evaluate the pseudo capillary pressure curve to get the pore throat radius. However, it′s large of the deviation between the pore throat distribution from this way and mercury injection because of the membrane bound-water affect. In fact, the free-fluid T2spectrum and the pore throat distribution of mercury injection correspond much better. Based on this feature, after the comparing of the free-fluid T2spectrum and the pore throat distribution of mercury injection in different pore structure types, the conversion relationship is established between the relaxation time and the pore throat distribution of mercury injection in different pore structure types and the pore size scale (large scale-linear relationship; small scale-piecewise exponential function). Meanwhile, the electrical standards and identification methods of every pore structure are also established based on the cross-plot analysis of logging response.

Therefore, the pore structure could be identified along the well hole, and then the pore throat distribution of different pore structure can be quantitatively calculated by using nuclear magnetic resonance logging data. Not only the segment of pseudo-capillary curve′s building is avoided, but also the identification of pore structure could be more effective. Overall, this research provides a direct evidence to recognize the low permeability reservoir and sheds a new light on quantitative reconstruction of microscopic pore structure with well logging.

KeywordsNuclear magnetic resonance; Low permeable sandstone; Mercury injection; Free fluid; Pore structure

基金項目國家自然科學基金(41202110), 四川省應用基礎研究項目(2015JY0200), 勝利油田低滲透示范基地項目(30200000-13-ZC0607-0050)， 西南石油大學校級科技基金(2012XJZ004)和四川省教育廳天然氣地質(zhì)創(chuàng)新團隊(13TD0024)聯(lián)合資助.

作者簡介閆建平，1980年生， 男， 副教授， 2010年畢業(yè)于同濟大學海洋地質(zhì)專業(yè)，研究方向為測井地質(zhì)學、巖石物理及非常規(guī)儲層測井評價技術. E-mail:yanjp_tj@163.com

doi:10.6038/cjg20160434 中圖分類號P631

收稿日期2015-05-11，2015-10-09收修定稿

閆建平， 溫丹妮， 李尊芝等. 2016. 基于核磁共振測井的低滲透砂巖孔隙結(jié)構(gòu)定量評價方法——以東營凹陷南斜坡沙四段為例.地球物理學報，59(4):1543-1552,doi:10.6038/cjg20160434.

Yan J P, Wen D N, Li Z Z, et al. 2016. The quantitative evaluation method of low permeable sandstone pore structure based on nuclear magnetic resonance (NMR) logging.ChineseJ.Geophys. (in Chinese),59(4):1543-1552,doi:10.6038/cjg20160434.