稠油儲層核磁共振孔隙度校正方法

張 偉，吳意明，崔維平，肖 亮

1. 中海油服油田技術事業(yè)部深圳作業(yè)公司，廣東 深圳 518067；2. 中海油深圳分公司生產部，廣東 深圳 518067；3. 中海油服油田技術事業(yè)部資料解釋中心，河北 三河 065201；4. 中國地質大學（北京） 地球物理與信息技術學院，北京 100083

引 言

核磁共振（NMR）技術由于在總孔隙度、有效孔隙度、束縛水飽和度、含水飽和度以及滲透率等參數計算，以及儲層孔隙結構評價等方面具有的獨特優(yōu)勢，在石油行業(yè)得到普遍應用[1-4].尤其是在儲層孔隙度和孔隙結構評價方面，其優(yōu)勢更加明顯[5-8].利用NMR測井，既可確定出不受地層巖性影響的總孔隙度，也能夠計算出互相連通部分的有效孔隙空間的相對大小[9-11].對于輕質油層和水層而言，由于其含氫指數均接近于1.0，利用NMR測井能夠直接可靠的獲取地層的總孔隙度[12].然而，稠油儲層由于化學成分較為復雜、體積弛豫時間較短，且含氫指數大大降低，因此T2譜的形態(tài)明顯向左移動，與束縛水的T2譜重合，測井 NMR孔隙度也明顯小于其實際地層的真實孔隙度，給基于NMR技術的稠油儲層評價帶來極大的挑戰(zhàn)[13-14].針對稠油儲層測井NMR孔隙度確定的問題，國內外很多學者提出了相關研究方法[15-18].劉迪仁等[15]根據新疆油田 JMS稠油地區(qū)巖心實驗資料，估算了目標儲層的等待時間、回波間隔等測量參數，選擇針對性的測量模式，來獲取可靠的稠油儲層NMR測量結果.邵維志等[16]基于巖心NMR實驗結果，建立了原油粘度與T2截止值、視含氫指數、總孔隙度等參數之間的相關關系，并利用這些相關關系從NMR測井資料中計算地層的孔隙度.Galford等[17]結合常規(guī)和NMR測井資料來識別稠油儲層，并計算了儲層孔隙度等參數.Coelho de Padilha等[18]對NMR測井在稠油儲層參數評價中面臨的問題進行了綜述，但并未提出相關的解決方案.雖然上述學者針對稠油儲層測井NMR孔隙度校正進行了相關研究，但提出的方法均具有一定的區(qū)域局限性，無法在其它地區(qū)進行推廣應用.同時，現有的研究基本上只考慮了孔隙飽含稠油對測井NMR孔隙度的影響，并未深入研究巖石中稠油含量與測井NMR孔隙度之間的相關性.

為提高利用NMR測井評價稠油儲層孔隙度的精度，本文在獲得的稠油含量與巖心 NMR孔隙度之間相關關系的基礎上，建立了相應的稠油儲層測井NMR孔隙度評價模型.

1 NMR測井在稠油儲層孔隙度評價中面臨的挑戰(zhàn)

圖1所示為我國南海東部盆地某油田韓江組稠油儲層實測的測井NMR孔隙度（TCMR）與常規(guī)氣驅法測量的巖心孔隙度（CPOR）對比結果.實驗室條件下測量目標油田韓江組原油的粘度為110.37 mPa·s，屬于高粘度稠油儲層.從圖中實測TCMR與常規(guī)CPOR的對比可以看到，在整個井段，尤其是電阻率較高（大于1.1 Ω·m）的井段，實測的TCMR均明顯低于常規(guī)CPOR.在此基礎上，基于SDR（Schlumberger Doll Research Center）模型利用測井NMR孔隙度計算的滲透率（KSDR）也明顯低于常規(guī)巖心分析的滲透率（CPERM）.這充分表明受地層含稠油的影響，直接從NMR測井資料中獲取的儲層參數明顯偏低，利用實測NMR測井資料無法有效的對稠油儲層進行定量評價.

2 巖心NMR實驗

為了研究稠油含量對測井NMR孔隙度的影響，本次研究選取南海東部盆地某油田A14井韓江組的 10塊巖心樣品，分別開展了原始狀態(tài)、飽含稠油狀態(tài)、水驅油致殘余稠油狀態(tài)，以及飽含水狀態(tài)的巖心NMR實驗.研究了稠油含量與不同狀態(tài)下巖心NMR孔隙度之間的相關關系，在此基礎上，建立了稠油儲層巖心NMR孔隙度校正模型，并將其推廣到實際稠油儲層，以實現利用NMR測井資料準確計算儲層孔隙度的目的.

圖1 稠油儲層實測的測井NMR孔隙度和滲透率與常規(guī)巖心實驗測量結果對比圖Fig. 1 Comparisons of porosities and permeabilities acquired from field NMR logging and routine core derived results

2.1 巖心樣品的巖石物理參數

10塊進行NMR實驗的巖心樣品的巖石物理參數如表1所示.從表中所示的測量結果可以看到，所選巖心利用常規(guī)氣驅法測量的孔隙度介于18.0%~34.7%之間，平均孔隙度為28.6%，滲透率介于17.9~3 129.3 mD（1 mD=0.987×10-3μm2）之間，平均滲透率為282.4 mD，屬于中-高孔滲巖石.由于地層巖性為疏松砂巖，為防止巖心破碎，在取心后將其用石蠟封裝并放于冷藏冰柜中.表中所述的地層電阻率是指所取巖心對應深度的地層深側向電阻率.根據目標區(qū)域基于電纜地層測試獲取的測壓取樣標定，確定純水層的電阻率上限為1.1 Ω·m[19,20].因此，所選的10塊巖心樣品均取自于含稠油儲層.

表1 巖心樣品的巖石物理參數Table 1 The physical properties of core samples used in the NMR experiments

2.2 NMR實驗流程

為了研究孔隙中的稠油含量對巖心NMR孔隙度的影響，采用如圖2所示的步驟開展了4種狀態(tài)的NMR實驗.考慮到實驗過程中使用的稠油（取自目標儲層）的粘度較大，為了提高油的流動性，使巖心能夠充分飽含高粘度的原油，在實驗過程中，模擬實際地層溫度（65 ℃），采用0.5 MPa的壓差進行驅替和實驗.巖心NMR實驗使用MesoMR23-060H-I磁共振分析儀（紐邁電子科技有限公司），實驗過程中選取的NMR測量參數為：等待時間（TW）= 6.0 s；回波間隔（TE）= 0.1 ms；信號疊加次數（NS）= 128；回波個數=15 000.

圖2 巖心NMR實驗流程圖Fig. 2 The flow chat of NMR measurements for core samples

具體的巖心NMR實驗步驟如下：

第一步：在鉆井取心過程中，鉆取井場新鮮樣品，將其用石蠟密封并放于冷藏冰柜中以備實驗之用.確保疏松巖石不被損壞，且孔隙流體處于未揮發(fā)的原始狀態(tài).

第二步：將原始巖心樣品從冷藏冰柜中取出，裝載到巖心夾持器，升溫至65 ℃并穩(wěn)定1 h后，進行NMR測量，以得到巖心原始狀態(tài)的T2譜及NMR孔隙度.

第三步：在巖心溫度恒定在65 ℃的情況下，施加0.5 MPa的壓差，用取自于目標儲層的稠油來驅替巖心 8 h，直到巖心出口端連續(xù)出稠油時停止驅替，使巖心達到飽含稠油（束縛水）狀態(tài)并進行NMR測量，得到飽含稠油狀態(tài)下的T2譜及NMR孔隙度.

第四步：保持實驗溫度不變，施加0.5 MPa的壓差，采用模擬的地層水（礦化度36.0 mg/L）來驅替巖心 8 h，直到出口端持續(xù)出水為止.認為此時巖心大孔隙空間中的稠油基本被擠出，巖石處于殘余油狀態(tài).對其進行NMR測量，以得到殘余油狀態(tài)下的T2譜及NMR孔隙度.

第五步：完成上述四步實驗后，將巖心進行洗油和洗鹽處理7~14天.

第六步：將進行了洗油洗鹽處理的巖心樣品裝載到巖心夾持器，升溫至65 ℃后，采用0.5 MPa的驅替壓差來驅替礦化度為36.0 mg/L的模擬地層水8 h，直到巖心出口端持續(xù)出水為止.認為此時的巖心處于飽含水狀態(tài).對其進行NMR測量，得到飽含水狀態(tài)的T2譜及NMR孔隙度.

經過上述實驗步驟后，即得到巖心原始狀態(tài)、飽含稠油狀態(tài)、殘余油狀態(tài)和飽含水狀態(tài)的T2譜及NMR孔隙度等參數.同時，為了對比測井NMR孔隙度與巖心NMR孔隙度之間的差異，讀取了與巖心相同深度的實測測井NMR孔隙度（表1）.

3 稠油儲層NMR孔隙度校正模型

3.1 巖心實驗結果分析

根據表1所示的實驗結果可以直觀看到，在飽含水狀態(tài)下測量的巖心NMR孔隙度與基于常規(guī)氣驅法測量的孔隙度具有較高的一致性.然而，當巖心孔隙含稠油（原始狀態(tài)、飽含稠油狀態(tài)和殘余油狀態(tài)）后，測量的NMR孔隙度較常規(guī)氣驅法測量的孔隙度均偏低，但偏低程度有所不同.為了定量分析不同狀態(tài)下測量的巖心NMR孔隙度與真實巖心孔隙度之間的差異，我們分析了巖心樣品常規(guī)氣驅法測量的孔隙度與飽含水狀態(tài)和三種含油狀態(tài)下的NMR孔隙度的關系（圖3）.從圖3可以看到，對于所有的樣品，常規(guī)氣驅法測量的孔隙度與飽含水狀態(tài)下測量的NMR孔隙度基本落在對角線上，說明飽含水狀態(tài)下測量的巖心NMR孔隙度能夠代表地層的真實孔隙度.當巖石孔隙含油后，測量的NMR孔隙度明顯減小，且原始狀態(tài)下測量的NMR孔隙度減小最為明顯；飽含稠油狀態(tài)和殘余油狀態(tài)下的NMR孔隙度接近，且與氣驅法測量的孔隙度之間的差異也相對較小.

圖3 氣驅法測量的孔隙度與三種含油狀態(tài)和飽含水狀態(tài)下測量的巖心NMR孔隙度的對比Fig. 3 Comparisons of porosities measured with gas drive method and NMR under different conditions

同時，為了確定在何種含油狀態(tài)下實驗室測量的巖心NMR孔隙度更能夠代表地層條件下實測的測井NMR孔隙度，我們分析了不同含油狀態(tài)下巖心NMR孔隙度與相同深度上實測測井NMR孔隙度的關系（圖4）.圖4顯示，所有樣品在原始狀態(tài)下測量的巖心NMR孔隙度最接近于實測的測井NMR孔隙度，而對于其中的6塊樣品而言，飽含稠油狀態(tài)和殘余油狀態(tài)下測量的巖心NMR孔隙度明顯較實測測井NMR孔隙度高.出現這種現象的原因可能在于：（1）原始狀態(tài)下的巖心樣品處于密封冷藏狀態(tài)，其孔隙流體未被揮發(fā)，且?guī)r石孔隙結構未發(fā)生變化.因此，孔隙流體保存狀態(tài)最接近于實際地層情況；（2）在使樣品達到飽含稠油和殘余油狀態(tài)過程中，采用了0.5 MPa的壓差來驅替巖心達 8 h，對于這種疏松的高孔隙砂巖而言，長時間的施加驅替壓力可能引起巖心部分孔隙空間被破壞，導致測量的孔隙度較原始狀態(tài)下的真實孔隙度大[圖5(a)和5(b)].圖5所示的C7號和C8號巖心不同狀態(tài)下測量的T2譜形態(tài)特征對比可以看到，進行驅替后的巖心T2譜明顯右移，說明驅替壓力可能導致了巖石孔隙結構的改變，驗證了上述推測.因此，本次研究利用原始狀態(tài)下測量的巖心NMR孔隙度代表實際地層條件下測量的測井NMR孔隙度來建立校正模型.

圖4 不同狀態(tài)下測量的巖心NMR孔隙度與實測測井NMR孔隙度的對比Fig. 4 Comparisons of measured NMR porosities under different conditions and acquired results from field NMR logging

圖5 四種狀態(tài)下巖心樣品T2譜形態(tài)對比. (a) C7號巖心；(b) C8號巖心Fig. 5 Comparisons of T2 distributions acquired under four conditions. (a) C7 core sample; (b) C8 core sample

為了定量研究孔隙稠油含量對NMR孔隙度的影響，我們計算了飽含水狀態(tài)下巖心NMR孔隙度與三種含油狀態(tài)下巖心NMR孔隙度的相對誤差，并分析其相關關系，其結果分別如圖6(a)和6(b)所示.根據圖6(a)和6(b)所示的統計結果，可以得出如下規(guī)律：（1）除個別樣品外，隨著巖石孔隙度的增大，飽含稠油狀態(tài)下測量的巖心NMR孔隙度與飽含水狀態(tài)下測量的巖心NMR孔隙度之間的相對誤差逐漸增大；（2）相較于飽含稠油和殘余油狀態(tài)，原始狀態(tài)與飽含水狀態(tài)測量的NMR孔隙度之間的相對誤差普遍更大；（3）當巖心NMR孔隙度大于34.0%時，飽含稠油及殘余油狀態(tài)下測量的巖心NMR孔隙度與飽含水狀態(tài)下的相對誤差明顯大于6.0%.

圖6 含油狀態(tài)與飽含水狀態(tài)下測量的巖心NMR孔隙度的相對誤差Fig. 6 The relative errors between NMR porosity acquired at saturated water state and three oil states

為了進一步定量分析稠油含量對NMR孔隙度的影響，我們分析了飽含水狀態(tài)與含油狀態(tài)下巖心NMR孔隙度之間相對誤差隨地層深側向電阻率（RPCEHM）的變化，結果如圖7所示.從圖中可以看到，除了極個別樣品外，隨著地層深側向電阻率的增加，含油狀態(tài)與飽含水狀態(tài)下的巖心NMR孔隙度之間的相對誤差逐漸增大.然而，地層深側向電阻率以3.5 Ω·m為界，其孔隙度相對誤差的變化呈兩種趨勢.當地層深側向電阻率小于3.5 Ω·m時，隨著電阻率增大，相對誤差的增加趨勢較緩；而當地層深側向電阻率大于3.5 Ω·m時，隨著電阻率增大，相對誤差急劇增加.

圖7 地層深側向電阻率和飽含水狀態(tài)與含油狀態(tài)下巖心NMR孔隙度之間相對誤差的關系Fig. 7 The relationships of formation resistivity and the relative errors between NMR porosity acquired at saturated water state and oil states

結合圖6和圖7所示的結果可知，出現上述趨勢的主要原因在于：對于地層深側向電阻率以及孔隙度均較低的地層，相應的含油飽和度（孔隙含油體積與巖石總孔隙體積之比）也較低[21].此時，孔隙含油對NMR孔隙度的影響相對較小；隨著地層孔隙度增大，地層深側向電阻率升高，相應的地層含油飽和度也增大，此時孔隙流體體積（尤其是含油體積）及其相態(tài)的變化對孔隙度的影響也較大.

3.2 稠油儲層NMR孔隙度校正方法

圖4顯示實測測井NMR孔隙度與原始狀態(tài)下測量的巖心NMR孔隙度之間的差異最小，為了減小中間計算過程對測量結果帶來的誤差，應該選用實測測井NMR孔隙度為自變量來建立稠油儲層孔隙度校正模型.然而，實際分析發(fā)現，實測測井NMR孔隙度與飽含水狀態(tài)下的巖心NMR孔隙度之間的相關性極差（圖8），利用其建立的孔隙度校正模型的精度不高.因此，為了建立可靠的稠油儲層測井NMR孔隙度校正模型，以相應地層深側向電阻率等于3.5 Ω·m為界，將10塊巖心樣品分為兩大類.其中，地層深側向電阻率大于3.5 Ω·m的樣品有3塊，地層深側向電阻率介于1.1~3.5 Ω·m的樣品有7塊.以飽含水狀態(tài)下的巖心NMR孔隙度代表地層的真實孔隙度，以原始狀態(tài)下測量的巖心NMR孔隙度代表實際測量的測井NMR孔隙度，建立二者之間的相關關系，其結果如圖9所示.從圖9可以看到，對于深側向電阻率不同的地層，原始狀態(tài)與飽含水狀態(tài)下測量的巖心NMR孔隙度之間的相關關系明顯不同.對于兩類儲層而言，二者之間近似于平行關系.在實際稠油儲層評價中，首先根據測量的地層深側向電阻率將儲層分為兩類后，將圖9所示的巖心NMR孔隙度校正模型應用到實測測井NMR孔隙度，并對其進行處理即可得到經過稠油校正后的儲層真實孔隙度.

圖8 測井NMR孔隙度與飽含水狀態(tài)下巖心NMR孔隙度的關系Fig. 8 Cross plot of acquired porosity from field NMR logging and measured results from core samples at saturated water state

圖9 稠油儲層NMR孔隙度校正模型Fig. 9 Model of calculating the NMR porosity in heavy oil-bearing formation

需要注意的是，基于電纜地層測試資料獲取的測壓取樣結果，確定本研究區(qū)域內含（稠）油層（油水同層）的電阻率下限為1.1 Ω·m.因此，深側向電阻率小于1.1 Ω·m的地層為純水層，其測井NMR孔隙度不受稠油的影響，能夠反映地層的真實孔隙度，無需對其進行校正.只有對于深側向電阻率大于1.1 Ω·m的地層，才需要利用圖9所示的模型將實際測量的測井NMR孔隙度校正為地層的真實孔隙度.

4 應用效果分析

將本次研究建立的稠油儲層巖心NMR孔隙度校正模型推廣到南海東部盆地某油田A14井韓江組，并對實際測量的測井NMR孔隙度進行了校正，以得到經過稠油校正后的測井NMR孔隙度，并將校正前、后的測井NMR孔隙度與234塊巖心常規(guī)氣驅法測量孔隙度進行了對比，其結果如圖10所示.

圖10 南海東部盆地某油田A14井韓江組利用本研究提出方法校正的測井NMR孔隙度、實測的測井NMR孔隙度與常規(guī)氣驅法測量的巖心孔隙度對比圖Fig. 10 Comparisons of corrected NMR porosity based on the proposed model, uncorrected field NMR porosity and core derived results in well A14

該井中的NMR測井數據采用了斯倫貝謝的CMR-Plus儀器測量得到，而常規(guī)測井數據則來自于隨鉆測量.圖 10中第一道所示的測井曲線包括隨鉆自然伽馬（GR）和井徑（CALCFM），其作用是用來指示地層的巖性和劃分滲透層；第二道顯示的曲線包括隨鉆密度（BDCFM）和中子（NPLFM），用來指示地層的孔隙度；第三道則顯示了隨鉆側向電阻率測井曲線，利用深側向電阻率（RPCEHM），將電阻率大于1.1 Ω·m的地層識別為含（稠）油層；第四道為深度道；第五道顯示了利用CMR-Plus儀器測量的NMR測井T2譜；最后一道對比了實際測量的測井NMR孔隙度（TCMR）和利用圖9所示的模型進行稠油校正后的測井NMR孔隙度（PHIT）與常規(guī)氣驅法測量的巖心孔隙度（CPOR）.從圖中的對比可以看到，在高電阻率（大于1.1 Ω·m）層段，實測的測井NMR孔隙度明顯低于常規(guī)氣驅法得到的巖心孔隙度，這主要是由于實測的測井NMR孔隙度受稠油的影響，導致其含氫指數降低，測量的孔隙度偏小所致.而利用本研究所述方法得到的校正后的測井NMR孔隙度與常規(guī)氣驅法測量的巖心孔隙度基本吻合.尤其是在地層深側向電阻率大于3.5 Ω·m的井段，實測的測井NMR孔隙度較常規(guī)氣驅法得到的巖心孔隙度低5.0%左右.而經過本研究提出方法對測井NMR孔隙度進行稠油校正后，得到的孔隙度與常規(guī)氣驅法得到的巖心孔隙度結果一致.

為了定量反映本研究提出方法在稠油儲層核磁孔隙度校正中的有效性，分別讀取與巖心深度一一對應的實測測井NMR孔隙度和經過稠油校正后的NMR孔隙度，計算出二者與常規(guī)氣驅法測量的巖心孔隙度之間的相對誤差，并統計其平均值.結果表明，實測測井NMR孔隙度與常規(guī)氣驅法測量的巖心孔隙度之間的相對誤差為 11.19%，這一孔隙度計算誤差明顯高于儲量規(guī)范的基本要求[22].而經過本研究提出方法對實測測井NMR孔隙度進行稠油校正后，與常規(guī)氣驅法測量的巖心孔隙度之間的相對誤差降低到4.84%，滿足儲量規(guī)范的要求.這充分表明采用本研究提出方法后，稠油儲層測井NMR孔隙度的計算精度大大提高.

5 結論

（1）對于水層和含輕質油層，利用NMR測井能夠準確獲取儲層的孔隙度；而對于含稠油儲層，受稠油粘度的影響，實測的測井NMR孔隙度明顯低于地層的真實孔隙度.在稠油儲層，為了得到真實的地層孔隙度，需要對實測的測井NMR孔隙度進行稠油校正.

（2）實驗室原始狀態(tài)下測量的巖心NMR孔隙度最接近實測的測井NMR孔隙度，而采用0.5 MPa壓差進行驅替后，測量的巖心NMR孔隙度較實測測井NMR孔隙度高.因此，選擇實驗室原始狀態(tài)和飽含水狀態(tài)測量的巖心NMR孔隙度來建立稠油校正模型.

（3）以地層深側向電阻率等于3.5 Ω·m為界，將地層劃分為兩大類.分別建立了每類儲層原始狀態(tài)與飽含水狀態(tài)下巖心NMR孔隙度的相關關系.將此相關關系推廣到實際地層，即可對實際測量的測井NMR孔隙度進行稠油校正，得到地層的真實孔隙度.

（4）基于本研究提出的模型，對南海東部盆地某油田 A14井韓江組實際資料進行處理后的結果表明，經過稠油校正后的測井NMR孔隙度與常規(guī)氣驅法測量的巖心孔隙度具有較好的一致性.利用該模型能夠大大提高稠油儲層測井NMR孔隙度的計算精度.

利益沖突

無