毛 銳，牟立偉，王 剛，樊海濤

（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）

0 引言

由于核磁共振測井技術(shù)可以提供不考慮巖性的流體性質(zhì)識別，近年來在準噶爾盆地油氣勘探領域得到了廣泛應用［1］。國內(nèi)外學者對一維核磁共振測井技術(shù)識別儲層流體性質(zhì)做了大量的研究［2-3］。目前，利用核磁識別流體性質(zhì)的方法主要包括：差譜法、移譜法、增強擴散法和時域分析法、人工智能法。差譜法利用輕質(zhì)烴和水核磁極化時間的差異，利用不同等待時間TW測量的T2譜相減，水的信號相互抵消，即可得到只含油信號的T2譜［4-6］。時域分析法建立在差譜法的基礎上，將長短等待時間的核磁測井回波串在時間域做差，然后將差譜反演成可以識別流體的T2譜［7-8］。移譜法利用油、水擴散系數(shù)的差異，通過改變核磁共振測井測量的回波間隔TE，使得黏度較高的油和水在T2分布上分離開，從而定性識別儲層流體性質(zhì)［9-12］。增強擴散法是利用雙TE測井模式，以移譜法為基礎，定量計算含水孔隙度和含氫孔隙度［13-15］。人工智能法是基于不同流體性質(zhì)的核磁測井資料樣本對計算機進行訓練，通過不同的數(shù)學算法形成流體性質(zhì)識別模型，其中神經(jīng)網(wǎng)絡、支持向量機等方法應用較為廣泛［16-19］。上述方法廣泛應用于一維核磁共振測井地層評價［20-23］，然而，在下烏爾禾儲層的含油性評價中具有如下的局限性：①核磁共振響應由于受孔隙結(jié)構(gòu)的影響強于孔隙流體的影響，差譜法與時域分析法特征不明顯，部分井甚至出現(xiàn)流體性質(zhì)判別錯誤的結(jié)果。②礫巖儲層物性差、孔隙度小，且核磁測井多以雙TW等待時間測量，缺乏移譜法與增強擴散法的雙TE資料基礎。③人工智能法需要大量樣本的訓練，單純依靠數(shù)學算法，缺乏物理意義。

以準噶爾盆地瑪湖凹陷二疊系下烏爾禾組礫巖儲層為例，通過核磁共振實驗，發(fā)現(xiàn)飽和油巖心核磁共振T2譜在100.00 ms 后出現(xiàn)了與原油核磁共振T2譜相同的自由弛豫特征，依據(jù)核磁共振理論，確定巖石中100.00 ms 后的T2譜即為原油的自由弛豫譜，在此認識的基礎上，提取視含油孔隙度與T2幾何平均值作為敏感參數(shù)，構(gòu)建研究區(qū)的核磁共振測井流體性質(zhì)識別圖版，然后在考慮泥漿侵入影響的情況下，建立含油飽和度計算模型，以期實現(xiàn)研究區(qū)低滲透礫巖儲層的含油性定量評價。

1 地質(zhì)概況

瑪湖凹陷位于準噶爾盆地西北緣，西側(cè)和北側(cè)為克白—烏夏斷裂帶，東側(cè)是夏鹽凸起，南側(cè)是達巴松凸起?，敽枷菔菧矢翣柵璧亓笊鸁N凹陷之一［24］，具有大面積成藏的特點，整體含油性好，油氣勘探潛力巨大。目前在三疊系百口泉組、二疊統(tǒng)上烏爾禾組、下烏爾禾組、佳木河組等層系均發(fā)現(xiàn)了多個縱向疊置的礫巖油氣藏，其中二疊系下烏爾禾組以扇三角洲-湖泊相沉積環(huán)境為主，發(fā)育厚層的礫巖儲集體，以灰色、灰綠色塊狀厚層砂礫巖為主，夾灰色、紅褐色泥巖、砂質(zhì)泥巖。砂礫巖成分復雜，礫石成分以凝灰?guī)r、花崗巖和流紋巖為主，砂質(zhì)成分以凝灰?guī)r為主，雜基以泥質(zhì)為主且含量較高。儲層儲集空間為剩余粒間孔、次生粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔［25-26］。孔隙度平均為8.82%，滲透率平均值為2.10 mD，為低孔低滲儲層。壓汞實驗顯示儲層為細孔喉半徑、小孔喉分選系數(shù)特征，孔隙結(jié)構(gòu)差，非均質(zhì)性強［27-28］。

2 核磁共振基本理論

在梯度磁場中，處在巖石孔隙空間中的核磁共振現(xiàn)象由自由弛豫、表面弛豫、擴散弛豫等3 個部分組成：

式中：T2B為自由弛豫時間，ms；T2S為表面弛豫時間，ms；T2D為擴散弛豫時間，ms。

當在均勻磁場中時，擴散弛豫可以忽略不計，上式可以表示為：

本文中核磁共振實驗以及目的層測量的核磁共振測井均為均勻磁場，巖石的核磁共振響應為表面弛豫與自由弛豫的耦合。

3 核磁共振實驗方法

為了弄清低滲礫巖儲層的核磁響應機理，核磁共振實驗設計流程如下：首先測量原油的核磁共振T2譜，確定原油的核磁自由弛豫特征；然后測量巖石樣品經(jīng)洗油處理后的飽和水核磁共振T2譜，確定巖石的孔隙結(jié)構(gòu)特征；最后用原油驅(qū)替飽和水巖心，測量巖心在飽和油狀態(tài)下的核磁共振T2譜，確定巖石的含油性核磁共振T2譜特征。

3.1 原油樣品的核磁共振弛豫特征

當流體處于擴散不受限制的空間時，其核磁共振弛豫稱為自由弛豫，反映了流體本身的核磁共振弛豫性質(zhì)。由于不存在表面弛豫，根據(jù)式（1）可知T2為T2B。

原油的自由弛豫受到原油成分、黏度、溫度等因素的影響［27］。準噶爾盆地瑪湖凹陷二疊系下烏爾禾組礫巖儲層原油是密度為0.81～0.87 g/cm3的輕質(zhì)原油，在地層溫度下表現(xiàn)出低黏度特征（表1）。

表1 瑪湖凹陷下烏爾禾組不同溫度條件下的原油黏度統(tǒng)計Table 1 Crude oil viscosity statistics at different temperatures of lower Urho Formation in Mahu Sag

圖1 為準噶爾盆地瑪湖凹陷二疊系下烏爾禾組礫巖儲層在不同溫度下測量的原油樣品核磁共振T2譜，在地層溫度條件下（92 ℃），原油的核磁共振T2譜為100.00～3 000.00 ms，隨著溫度降低，原油黏度增大，原油自由弛豫范圍不斷向短T2時間移動。

圖1 瑪湖凹陷下烏爾禾組不同溫度下原油樣品核磁共振T2譜Fig.1 NMR T2spectrum of crude oil samples at different temperatures of Lower Urho Formationin Mahu Sag

3.2 巖心樣品核磁共振弛豫特征

巖石核磁弛豫特征主要分為2 種情況［29］：①孔隙流體與巖石潤濕相同時，則潤濕相流體核磁響應為表面弛豫特征，流體自由弛豫信號很小可以忽略不計，此時T2譜表征儲層巖石的孔隙特征，據(jù)式（1）可得T2為T2S；②孔隙流體與巖石潤濕性不同或存在兩相流體時，核磁共振響應為潤濕相流體的表面弛豫與非潤濕相孔隙流體的自由弛豫之和，即與式（2）形式相同。

潤濕性分析顯示下烏爾禾組儲層巖石以水潤濕為主（表2），因此巖心飽和水T2譜主要為水的表面弛豫，而飽含油巖心T2譜則存在表面弛豫和自由弛豫。在地層溫度條件下，通過核磁共振實驗分別獲得了巖心離心T2譜、飽和水T2譜和飽和油T2譜。如圖2 所示，將2 塊不同物性的巖心在不同飽和狀態(tài)下的核磁共振T2譜進行對比，可知由于離心、飽和油、飽和水巖石都保留了巖石的黏土束縛水部分，因此三者在黏土弛豫時間范圍內(nèi)基本重合，2 塊樣品的黏土弛豫時間分別為0.01～4.00 ms 和0.01～10.00 ms。離心譜和飽和水T2譜對比表明，可動水表面弛豫譜主要集中在中等弛豫時間內(nèi)，分別為4.00～100.00 ms 和15.00～100.00 ms。當巖心飽和油時，可動水表面弛豫孔隙度分量明顯減小，大弛豫時間孔隙度分量則明顯增大，其主體部分為100.00～2 000.00 ms，與原油樣品自由弛豫時間范圍相吻合，這表明巖石中的油信號應為自由弛豫，其分布范圍大于100.00 ms。

表2 瑪湖凹陷下烏爾禾組部分巖石潤濕性Table 2 Rocks wettability of lower Urho Formation in Mahu Sag

圖2 瑪湖凹陷下烏爾禾組巖心在地溫條件下不同飽和狀態(tài)的核磁共振實驗T2譜Fig.2 NMR T2 spectrum of cores in different saturated states under geothermal conditions of lower Urho Formation in Mahu Sag

4 含油性測井評價方法

4.1 儲層流體性質(zhì)識別方法

根據(jù)上述實驗結(jié)果，結(jié)合核磁共振測井資料，利用固定的核磁共振T2截止值100.00 ms 區(qū)分儲層巖石中水表面弛豫與油自由弛豫，進而識別流體性質(zhì)。準噶爾盆地瑪湖凹陷二疊系下烏爾禾組礫巖儲層主要采用CMR 型核磁共振測井儀器采集地層原始回波串信息，通過T2譜得到64 個橫向弛豫時間T2（T2=0.30，0.35，0.40，…，2 591.96，3 000.00 ms）的孔隙度分量。根據(jù)上文分析，將構(gòu)造100.00 ms 后視含油孔隙度Φ100（T2譜100.00～2 000.00 ms 后孔隙度分量之和）與T2譜在10.00～2 000.00 ms 范圍內(nèi)的幾何平均值T2LM作為含油性評價敏感參數(shù)。由于100.00～2 000.00 ms 的T2譜為第41 到第62 個孔隙度分量，因此視含油孔隙度可以表示為：

式中：Φ100為T2譜100.00～2 000.00 ms 后的孔隙度分量之和，%；Φi為T2時間是第i個對應的核磁孔隙度分量，%。

由于10.00～2 000.00 ms 的T2譜為第25 到第62 個孔隙度分量，因此T2LM的表達式為：

式中：T2LM為10.00～2 000.00 ms 范圍內(nèi)的T2幾何平均值，ms；T2i為第i個T2時間，ms。

Φ100與T2LM的物理意義為：①核磁共振測井反映地層孔隙度的變化，而100.00 ms 后孔隙度表征含油孔隙度的變化；②幾何平均值可以表征T2譜形的位置，儲層含油性越好、油的自由弛豫信號越強，幾何平均值越大，反之則小。同時，由于礫巖可動流體T2弛豫時間起始于10.00 ms［30］，且實測核磁共振測井T2譜2 000.00 ms 后大多為噪音信號，所以視含油孔隙度與T2幾何平均值均選取10.00～2 000.00 ms。利用這2 個敏感參數(shù)繪制核磁流體性質(zhì)識別圖版（圖3），可知，油層的Φ100與T2LM值大，交會點位于圖版右上方，而水層的Φ100與T2LM值較小，交會點位于圖版的左下方。

圖3 瑪湖凹陷下烏爾禾組核磁共振測井流體識別圖版Fig.3 Identification chart of NMR logging fluids of lower Urho Formation in Mahu Sag

利用該方法進行流體識別需要滿足以下條件：①巖石為水潤濕相，如果巖石的潤濕相為油潤濕或者混合潤濕，巖石的表面弛豫特征將會復雜化［31-34］，導致無法用單一的T2截止值進行流體識別；②油品為低黏度的輕質(zhì)原油，即使?jié)M足巖石為親水性條件，但如果原油黏度為中—重質(zhì)原油，原油的自由弛豫范圍會向弛豫時間小的方向移動，導致原油自由弛豫譜與巖石的表面弛豫譜重疊；③巖石致密，泥漿侵入小或不明顯。

4.2 含油飽和度計算方法

核磁共振測井的探測范圍很小，一般為3.80～7.62 cm，處在沖洗帶之內(nèi)。受孔隙結(jié)構(gòu)復雜及非均質(zhì)性強的影響，同一礫巖層內(nèi)物性變化快（圖4），不同滲透性的巖石含油性存在較大差異。

圖4 瑪湖凹陷下烏爾禾組同一礫巖儲層內(nèi)孔隙結(jié)構(gòu)對比Fig.4 Pore structure comparison diagram of the same conglomerate reservoir of lower Urho Formation in Mahu Sag

從巖心滲透率與密閉取心飽和度交會圖（圖5）可知，巖性滲透性越好，含油級別越高。滲透率對含油性具有一定的控制作用。

圖5 瑪湖凹陷下烏爾禾組巖心滲透率與密閉取心飽和度交會圖Fig.5 Cross plot of core permeability and closed core saturation of lower Urho Formation in Mahu Sag

視含油孔隙度只能夠半定量的表征儲層的含油性，想要得到準確的含油飽和度，還需要進行滲透性校正。滲透性相對較好的礫巖儲層，泥漿侵入較深，沖洗帶殘余油飽和度相對較低，油氣校正量越大；滲透性相對較差的礫巖儲層，殘余油飽和度相對較高，油氣校正量就越小。因此，油氣的校正量應與地層的滲透率呈正相關(guān)關(guān)系。研究區(qū)7 口井密閉取心飽和度與擬合了視含油孔隙度和滲透率得到的含油飽和度的表達式為：

式中：K為滲透率，mD。

5 應用實例

利用本文方法對瑪湖凹陷下烏禾組內(nèi)22 口探井的31 個層位進行解釋，29 層解釋正確（表3），試油層測井解釋符合率為93.5%。

表3 瑪湖凹陷下烏爾禾組試油層核磁測井解釋符合率統(tǒng)計表Table 3 Statistics of coincidence rate of NMR logging interpretation for reservoir test of lower Urho Formation in Mahu Sag

圖6 為瑪湖凹陷A 井二疊系下烏爾禾組礫巖儲層的核磁共振測井含油性評價成果圖。3 842.0～3 850.5 m，3 859.0～3 862.0 m，3 867.0～3 868.5 m 微球聚焦電阻率與深淺側(cè)向電阻率數(shù)值基本無差異，可認為泥漿無侵入，沖洗帶殘余油飽和度較高，核磁含油信號較明顯。3 836.0～3 839.0 m，3 867.0～3 868.5 m 微球聚焦電阻率與深淺側(cè)向電阻率值有一定的差異，但核磁100.00 ms 后原油的自由弛豫信號依舊明顯，說明泥漿侵入較淺。利用本文方法對上述層段進行含油性評價，可知：計算的視含油孔隙度平均值為1.15%，T2LM平均值為102.00 ms，位于流體性質(zhì)識別圖版的油層區(qū)域，定性解釋為油層；儲層的有效孔隙度平均值為7.70%，滲透率平均值為2.33 mD，利用式（5）計算的含油飽和度與密閉取心飽和度吻合較好。根據(jù)目的層解釋經(jīng)驗，油層的有效孔隙度下限為5.80%，飽和度下限為50%，對3 846.0～3 868.5 m 層段進行試油，解釋為油層，日產(chǎn)油8.7 t/d。

圖6 瑪湖凹陷下烏爾禾組A 井核磁共振測井含油性評價成果圖Fig.6 NMR logging oil-bearing evaluation results of well A of lower Urho Formation in Mahu Sag

6 結(jié)論

（1）對準噶爾盆地瑪湖凹陷下烏爾禾組礫巖儲層利用自由弛豫特征識別低滲透礫巖流體性質(zhì)，需要滿足2 個條件：巖石致密侵入小或者侵入不明顯，且為水潤濕；油品為低黏度的輕質(zhì)原油。

（2）準噶爾盆地瑪湖凹陷下烏爾禾組礫巖儲層原油的自由弛豫為100.00～2 000.00 ms。巖心的核磁共振實驗表明：飽和油T2譜在100.00 ms 后出現(xiàn)了與原油的自由弛豫相同的特征，由此認為目的層核磁測井100.00 ms 后出現(xiàn)的拖曳現(xiàn)象就是原油的自由弛豫造成的。

（3）對準噶爾盆地瑪湖凹陷下烏爾禾組礫巖儲層，利用核磁測100.00 ms 作為界限，可以快速判別是否含油。構(gòu)造T2幾何平均值T2LM與視含油孔隙度Φ100作為敏感參數(shù)交會形成含油性識別圖版，能夠快速準確識別低滲透礫巖儲集層流體性質(zhì)，測井解釋符合率高。