巖樣核磁共振測(cè)井技術(shù) 在SN地區(qū)儲(chǔ)層評(píng)價(jià)中的應(yīng)用

喬純上，尹志剛，王先榮

1中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)深圳分公司，廣東 深圳

2中國(guó)石油集團(tuán)測(cè)井有限公司吐哈分公司，新疆 吐魯番

3中石化華東石油工程有限公司，江蘇 南京

巖樣核磁共振，τ2譜，儲(chǔ)層分類，流體性質(zhì)判別

1.引言

近年來，核磁共振測(cè)井技術(shù)在油田儲(chǔ)層評(píng)價(jià)方面發(fā)展迅速，隨著較低磁場(chǎng)強(qiáng)度、更輕巧的便攜式巖樣核磁共振分析儀的出現(xiàn)，該技術(shù)的應(yīng)用范圍不斷擴(kuò)大，實(shí)現(xiàn)了儲(chǔ)層物性分析從室內(nèi)到鉆井現(xiàn)場(chǎng)的遷移，分析對(duì)象從巖心到巖屑和井壁取心的拓展，評(píng)價(jià)內(nèi)容從物性評(píng)價(jià)向孔隙結(jié)構(gòu)評(píng)價(jià)和流體性質(zhì)評(píng)價(jià)的延伸[1]。該技術(shù)提供了孔隙度、滲透率、可動(dòng)流體飽和度、束縛流體飽和度、油水飽和度等重要參數(shù)，對(duì)于劃分和評(píng)價(jià)儲(chǔ)層、描述儲(chǔ)層流體性質(zhì)具有重要意義，尤其為低滲儲(chǔ)層中油水層的識(shí)別、低阻油層的識(shí)別提供了新的重要技術(shù)手段。

2.基本原理

巖樣核磁共振分析測(cè)量的是具有核自旋特性的氫原子核(1H)與磁場(chǎng)之間的相互作用，而巖石骨架的主要核素組成為非磁性核(一般不含氫原子)，對(duì)核信號(hào)無貢獻(xiàn)，因此巖樣核磁共振實(shí)際檢測(cè)的對(duì)象為巖樣孔隙流體的氫原子核。水中的氫原子核被激發(fā)后吸收能量，產(chǎn)生核磁共振現(xiàn)象，當(dāng)固體表面性質(zhì)和流體性質(zhì)相同或相似時(shí)，橫向弛豫時(shí)間(τ2)的差異主要反映巖樣內(nèi)孔隙大小的差異?？紫对酱螅瑲浜嗽蕉?，核磁共振信號(hào)衰減越慢，對(duì)應(yīng)的τ2也越長(zhǎng)，譜峰幅度越高[2]。不同孔隙中的流體具有不同的弛豫時(shí)間，弛豫時(shí)間譜在油層物理上的含義為巖石中不同大小的孔隙占總孔隙的比例。從弛豫時(shí)間譜中可以得到孔隙度、滲透率、可動(dòng)流體百分?jǐn)?shù)及孔徑分布等豐富的油層物理信息[3]。

3.基于核磁共振的儲(chǔ)層分類

3.1.核磁共振孔滲特征

隨著近年來SN地區(qū)砂巖油藏不斷被發(fā)現(xiàn)拓展，阜寧組三段(以下簡(jiǎn)稱“阜三段”)取得了豐富的物性分析資料。根據(jù)14口井巖樣核磁共振物性分析統(tǒng)計(jì)，孔隙度與滲透率呈正相關(guān)關(guān)系，孔隙度分布范圍主要集中在12%～22%，滲透率主要集中在0.1～10.0 mD，屬于中低孔、低滲儲(chǔ)層(圖1)。

Figure 1.The diagram of distribution of porosity and permeability of NMR in SN Area 圖1.SN地區(qū)核磁共振滲透率-孔隙度交會(huì)圖

3.2.基于核磁共振τ2譜的儲(chǔ)層分類

在試驗(yàn)數(shù)據(jù)的基礎(chǔ)上，建立了束縛水飽和度與滲透率的關(guān)系(圖2)。以研究區(qū)儲(chǔ)層劃分標(biāo)準(zhǔn)為依據(jù)，結(jié)合核磁共振τ2譜形態(tài)與分布特征，將研究區(qū)的儲(chǔ)層劃分為5類，實(shí)現(xiàn)了基于核磁共振τ2譜的儲(chǔ)層分類標(biāo)準(zhǔn)(表1)。

Figure 2.The intersection diagram of irreducible water saturation-permeability in the studied area 圖2.研究區(qū)束縛水飽和度–滲透率交會(huì)圖

Table 1.The classification of reservoir parameters based on NMR τ2 spectrum 表1.基于核磁共振τ2譜的儲(chǔ)層儲(chǔ)層參數(shù)分類表

I類：τ2譜形態(tài)為近右單峰，幅度高，主要分布在20 ms以上區(qū)間；孔隙度大于20%，滲透率大于100 mD，束縛水飽和度小于等于30%。該類油層含油飽和度高，一般大于70%。

II類：τ2譜形態(tài)為單峰正態(tài)分布或雙峰右偏，幅度較高，雙峰以20 ms為分界線；孔隙度在15%～20%之間，滲透率介于10～100 mD，束縛水飽和度30%～45%。該類油層含油飽和度較高(55%以上)，單峰為常規(guī)油層，雙峰易形成低電阻率油層。

III類：τ2譜形態(tài)為單峰正態(tài)分布或雙峰左偏，幅度中等，雙峰以16 ms為分界線；孔隙度在10%～20%之間，滲透率為1～10 mD，束縛水飽和度45%～60%。該類油層含油飽和度在50%左右，雙峰常表現(xiàn)為低阻油層。

IV類：τ2譜形態(tài)為雙峰左偏嚴(yán)重或者近左單峰分布；孔隙度在10%～15%之間，滲透率處于0.1～1 mD之間，束縛水飽和度為60%～80%。該類儲(chǔ)層主要表現(xiàn)為特低滲特征，為差油層。

V類：τ2譜形態(tài)為左單峰，幅度較低；孔隙度小于10%，滲透率小于0.1 mD，束縛水飽和度大于80%，一般為干層。

4.油水層識(shí)別方法

4.1.“一樣三譜”定性分析法

巖樣核磁共振試驗(yàn)一般采用三次測(cè)量法，分別得到干樣信號(hào)(初始狀態(tài)下的核磁共振τ2信號(hào))、孔隙信號(hào)(飽和鹽水狀態(tài)下的核磁共振τ2信號(hào))、油信號(hào)(MnCl2溶液浸泡狀態(tài)下的核磁共振τ2信號(hào))。干樣信號(hào)與油信號(hào)之間的譜圖差異反映了儲(chǔ)層的含水特征，孔隙信號(hào)與干樣信號(hào)之間的譜圖差異體現(xiàn)了氣體含量或孔隙的充滿度。

1)油層定性評(píng)價(jià)方法。核磁共振τ2譜中，當(dāng)干樣信號(hào)和油信號(hào)近于重合時(shí)，試油為油層。對(duì)于雙峰結(jié)構(gòu)的儲(chǔ)層，若左側(cè)干樣信號(hào)的譜峰高于油樣，而右側(cè)兩信號(hào)重合時(shí)，表明可動(dòng)孔隙被油充滿，而束縛孔隙中油水共存，在正常試油求產(chǎn)時(shí)一般為油層或低產(chǎn)油層；實(shí)施壓裂后會(huì)有部分束縛水產(chǎn)出，試油表現(xiàn)為油水同層。若油信號(hào)譜峰右移，則反映原油為輕質(zhì)油。SX79井核磁共振孔隙度20.52%，滲透率169.96 mD，可動(dòng)流體飽和度41.71%，含油飽和度33.88%，束縛水飽和度24.41%，τ2譜中表現(xiàn)為弛豫時(shí)間較長(zhǎng)，油信號(hào)譜峰高，右半部分發(fā)育并與干樣信號(hào)重合，試油產(chǎn)油量19 m3/d (圖3(a))。

2)油水同層定性評(píng)價(jià)方法。核磁共振τ2譜中干樣信號(hào)與油信號(hào)在右側(cè)有一定的差距，表明大孔隙中部分被可動(dòng)水充填，試油時(shí)表現(xiàn)為油水同出。SX60井核磁共振孔隙度22.81%，滲透率56.76 mD，含油飽和度12.78%，束縛水飽和度40.58%，τ2譜油信號(hào)譜峰較低，油信號(hào)右半部分與干樣信號(hào)存在一定幅度差，試油為產(chǎn)油量2.5 m3/d，產(chǎn)水量8.5 m3/d，為油水同層(圖3(b))。

3)水層定性評(píng)價(jià)方法。核磁共振τ2譜中弛豫時(shí)間較長(zhǎng)，油信號(hào)弛豫時(shí)間短且右半部分不發(fā)育，基本接近基線，表現(xiàn)為可動(dòng)流體值較高，油信號(hào)譜峰低，孔隙中以可動(dòng)水為主，一般情況下含油飽和度小于10.0%。SX65井核磁共振孔隙度14.07%，含油飽和度10.19%，可動(dòng)流體飽和度39.55%，束縛水飽和度52.87%，含油孔隙度1.26%，干樣信號(hào)幅度遠(yuǎn)大于油信號(hào)，為水層(圖3(c))。

4)干層定性評(píng)價(jià)方法。核磁共振τ2譜后峰不發(fā)育，而干樣信號(hào)和油信號(hào)為左側(cè)單峰結(jié)構(gòu)且幅度差較大，或油信號(hào)為近于平直的基線，則正常試油時(shí)為干層，但壓裂后可能為水層。SX18-1A井核磁共振孔隙度16.44%，滲透率0.61 mD，束縛水飽和度81.53%，含油飽和度8.51%，可動(dòng)水飽和度9.96%，表現(xiàn)為低滲、低可動(dòng)流體、低含油飽和度、高束縛水的特點(diǎn)；τ2短，圖譜右半部分不發(fā)育，該井試油無產(chǎn)出(圖3(d))。

綜上所述，以巖心資料、試油生產(chǎn)數(shù)據(jù)等為基礎(chǔ)，結(jié)合核磁共振試驗(yàn)，通過可動(dòng)流體飽和度、含油飽和度與可動(dòng)水飽和度、含油孔隙度等參數(shù)，建立了SN地區(qū)阜三段油水層判別標(biāo)準(zhǔn)(表2)。

Table 2.The criterion of fluid property identification in the 3rd Segment of Funing Formation 表2.SN地區(qū)阜三段流體性質(zhì)判別標(biāo)準(zhǔn)

4.2.(So/Sm)- φo交會(huì)圖版法

含油飽和度反映了儲(chǔ)層孔隙中原油的充滿程度，而可動(dòng)流體體現(xiàn)了儲(chǔ)層中可動(dòng)資源的多少，通過上述參數(shù)可以判斷儲(chǔ)層中可動(dòng)油相與水相之間的相對(duì)關(guān)系，進(jìn)而識(shí)別油水層。利用So/Sm與φo建立交會(huì)圖(圖4)。由圖4可以看出，以φo= 1.4 × (So/Sm)為分界線，可明確區(qū)分孔隙中可動(dòng)流體的充滿程度，再由So/Sm和φo半定量識(shí)別油水層；分界線右下側(cè)孔隙中可動(dòng)流體含量低，為干層或油干層，其中So/Sm＞ 1.5時(shí)為油干層，So/Sm＜ 1.5時(shí)為干層；而分界線以上孔隙中可動(dòng)流體飽和度較高，其中φo＜ 3.5%時(shí)為水層或含油水層，φo＞ 3.5%且So/Sm＞ 1.2時(shí)為油層，φo＞ 3.5%且So/Sm＜ 1.2時(shí)為油水同層。

Figure 4.The intersection diagram of (So/Sm)- φo in the 3rd segment of funing formation 圖4.SN地區(qū)阜三段(So/Sm)- φo交會(huì)圖

5.應(yīng)用實(shí)例及效果分析

S20-73井分別在1967.6、1968.6、1969.2 m采用旋轉(zhuǎn)式井壁取心，核磁共振τ2譜干樣信號(hào)與油信號(hào)幾乎完全重合，具有典型的油層特征。根據(jù)核磁共振解釋結(jié)果(表3)在(So/Sm)- φo交會(huì)圖版中投點(diǎn)，3點(diǎn)均落在油層區(qū)域(圖4)。對(duì)井段1966.8～1970.5 m射孔試油，產(chǎn)油量2.1 m3/d，為純油層，解釋結(jié)果與試油結(jié)果一致。

Table 3.The results of NMS logging interpretation in Wells S20-73 and SX71 表3.S20-73井、SX71井核磁共振測(cè)井解釋成果表

SX71井在3004.33～3004.81 m井段共分析6個(gè)巖樣，核磁共振τ2譜孔隙信號(hào)為前鋒大后峰小的雙峰結(jié)構(gòu)，干樣信號(hào)和油信號(hào)均為左側(cè)單峰結(jié)構(gòu)且具有較大幅度差，表現(xiàn)出干層特征。根據(jù)核磁共振解釋結(jié)果(表3)在(So/Sm)- φo交會(huì)圖版中投點(diǎn)，4點(diǎn)落在油干層區(qū)，2點(diǎn)落在干層區(qū)(圖4)，綜合解釋為干層(油干層)。對(duì)井段3004.3～3005.5 m試油，測(cè)試無產(chǎn)能，壓裂后抽汲，產(chǎn)液量8.6 m3/d，全水。

6.結(jié)論

1)根據(jù)束縛水飽和度與滲透率的關(guān)系，結(jié)合核磁共振τ2譜形態(tài)與分布特征，將SN地區(qū)儲(chǔ)層劃分為5類，實(shí)現(xiàn)了基于核磁共振τ2譜的儲(chǔ)層分類標(biāo)準(zhǔn)。

2)SN地區(qū)低滲儲(chǔ)層τ2譜大多呈雙峰結(jié)構(gòu)，其中孔隙信號(hào)左偏居多，反映了該區(qū)以微細(xì)孔喉為主的孔隙結(jié)構(gòu)特征。低阻油層以雙峰τ2譜為主要特征，主要為II、III類儲(chǔ)層。

3)通過核磁共振τ2譜分布特征的定性判別法和(So/Sm)- φo交會(huì)圖版法的半定量識(shí)別法能快速、精細(xì)評(píng)價(jià)SN地區(qū)低滲儲(chǔ)層的流體性質(zhì)。