吳見(jiàn)萌，張?bào)?，葛?/p>

（中國(guó)石化西南石油局測(cè)井公司，四川成都610100）

利用核磁共振測(cè)井資料評(píng)價(jià)致密儲(chǔ)層可動(dòng)水飽和度

吳見(jiàn)萌，張?bào)?，葛?/p>

（中國(guó)石化西南石油局測(cè)井公司，四川成都610100）

新場(chǎng)須四段儲(chǔ)層巖性較為復(fù)雜，包括巖屑砂巖、鈣屑砂巖和灰質(zhì)礫巖，屬致密碎屑巖儲(chǔ)層，具有復(fù)雜的氣水關(guān)系。針對(duì)其儲(chǔ)層特征，以巖石弛豫特征和氣水弛豫特征為理論基礎(chǔ)，對(duì)致密碎屑巖儲(chǔ)層的氣水弛豫特征進(jìn)行分析。充分利用汞飽和度資料、測(cè)試資料，并結(jié)合核磁共振巖心實(shí)驗(yàn)橫向弛豫時(shí)間T2分布譜特征，對(duì)致密碎屑巖儲(chǔ)層復(fù)雜巖性的T2氣水分布界限值進(jìn)行標(biāo)定。形成了粗中砂巖、細(xì)粉砂巖、鈣屑砂巖、灰質(zhì)礫巖儲(chǔ)層的核磁共振可動(dòng)水飽和度評(píng)價(jià)技術(shù)。建立了以核磁共振T2氣水分布界限為依據(jù)的致密碎屑巖儲(chǔ)層流體性質(zhì)判別技術(shù)。儲(chǔ)層致密化是致密碎屑巖儲(chǔ)層氣水弛豫分布特征的主要影響因素。

核磁共振測(cè)井；致密碎屑巖；橫向弛豫時(shí)間；氣水界限；可動(dòng)水飽和度；流體性質(zhì)

0 引 言

新場(chǎng)須四段儲(chǔ)層巖性較為復(fù)雜，包括巖屑砂巖、鈣屑砂巖和灰質(zhì)礫巖，儲(chǔ)層平均孔隙度小于10%，滲透率低于0.1 mD＊＊非法定計(jì)量單位，1 m D＝9.87×10－4μm，下同，屬于致密碎屑巖儲(chǔ)層，具有復(fù)雜的氣水關(guān)系。儲(chǔ)層飽和度參數(shù)是新場(chǎng)須四段儲(chǔ)層評(píng)價(jià)的關(guān)鍵，常規(guī)測(cè)井信息受到諸多因素的影響，最終導(dǎo)致常規(guī)測(cè)井在流體信息探測(cè)方面顯得較為薄弱［1］。

核磁共振測(cè)井是一種有效的解決方法，它受到的影響因素少，主要受巖石顆粒大小、孔隙結(jié)構(gòu)、孔隙流體成分的影響，能避開(kāi)黏土含量、黏土成分、巖石礦物成分、裂縫發(fā)育程度、導(dǎo)電礦物等影響，直接對(duì)儲(chǔ)層的含流體性質(zhì)進(jìn)行探測(cè)，能較為明顯地區(qū)分黏土束縛水、毛細(xì)管束縛水、可動(dòng)水、可動(dòng)油氣體積，并求取束縛水、可動(dòng)水及可動(dòng)油氣飽和度。目前，核磁共振測(cè)井確定束縛水的常用方法是離心前后橫向弛豫時(shí)間T2譜累積線截止法［2］。本文重點(diǎn)對(duì)致密碎屑巖儲(chǔ)層可動(dòng)水飽和度的計(jì)算方法進(jìn)行研究，即T2氣水界限值的確定。

1 儲(chǔ)層氣水弛豫特征

新場(chǎng)須四段致密碎屑巖儲(chǔ)層流體性質(zhì)主要以氣和水為主，研究中以巖石弛豫特征和油氣水弛豫特征為理論基礎(chǔ)，對(duì)新場(chǎng)須四段已測(cè)試層的氣水弛豫特征進(jìn)行分析。核磁共振測(cè)井弛豫過(guò)程有3種弛豫作用：表面弛豫、體積弛豫、擴(kuò)散弛豫［3］，通過(guò)分子進(jìn)動(dòng)特性，產(chǎn)生一系列按指數(shù)衰減的回波信號(hào)，經(jīng)解譜得到橫向弛豫時(shí)間T2分布譜。

研究結(jié)果表明，對(duì)巖屑砂巖，巖石顆粒越細(xì)，比表面積越大，表面弛豫作用越強(qiáng)，橫向弛豫時(shí)間越短；對(duì)碳酸鹽巖，表面弛豫作用較小，體積弛豫起主要作用，溶蝕孔洞越發(fā)育，體積弛豫作用越強(qiáng)，橫向弛豫時(shí)間越短；對(duì)于天然氣，其擴(kuò)散比油或水快的多，氣體的擴(kuò)散系數(shù)和氣體的密度及分子運(yùn)動(dòng)速度有關(guān)，而氣體的密度與溫度壓力有關(guān)，隨著壓力增大，氣體密度增大，隨著溫度的升高，分子運(yùn)動(dòng)速度加快，分子間碰撞幾率增加，擴(kuò)散系數(shù)增大；對(duì)地層水，當(dāng)附著于巖屑砂巖中時(shí)，表面弛豫起主要作用，當(dāng)附著于碳酸鹽巖溶蝕孔洞中時(shí)，體積弛豫起主要作用。

通過(guò)分析，新場(chǎng)須四段也表現(xiàn)出類似弛豫特征，巖性不同T2弛豫特征存在明顯差異，如：細(xì)粉砂巖→粗中砂巖→灰質(zhì)礫巖，橫向弛豫時(shí)間由短變長(zhǎng)，這主要是由于細(xì)粉砂巖、粗中砂巖受表面弛豫影響，灰質(zhì)礫巖受體積弛豫影響。儲(chǔ)層流體性質(zhì)不同時(shí)，T2弛豫特征也存在差異，當(dāng)儲(chǔ)層含天然氣時(shí)，主要受擴(kuò)散弛豫的影響；當(dāng)儲(chǔ)層含水時(shí)，主要受表面弛豫的影響。通常情況下，擴(kuò)散弛豫作用比表面弛豫作用的橫向弛豫時(shí)間短，因此，天然氣的T2弛豫時(shí)間比水的T2弛豫時(shí)間短。但新場(chǎng)須四段氣水的T2弛豫特征恰恰相反，這主要表現(xiàn)在流體的擴(kuò)散還要受到孔隙空間的限制。在大孔隙中，流體擴(kuò)散受孔壁限制較小，擴(kuò)散系數(shù)增大；在小孔隙中，隨著孔徑的減小或擴(kuò)散時(shí)間的增大，擴(kuò)散作用受到孔徑限制，使得擴(kuò)散系數(shù)減小。新場(chǎng)須四段儲(chǔ)層屬于致密碎屑巖儲(chǔ)層，孔隙度小于10%，故天然氣受擴(kuò)散作用的影響比較小，從而造成天然氣的T2弛豫時(shí)間比水的T2弛豫時(shí)間長(zhǎng)［4］。

新場(chǎng)須四段致密碎屑巖儲(chǔ)層T2氣水分布特征已被大量實(shí)物資料及測(cè)試資料所證實(shí)。截至目前，新場(chǎng)須四段核磁共振測(cè)井共19口，其中，12口井已測(cè)試，從測(cè)試層T2氣水分布特征來(lái)看，均遵循這一規(guī)律，即天然氣的T2弛豫時(shí)間比水的T2弛豫時(shí)間長(zhǎng)。

2 T2氣水界限值確定可動(dòng)水飽和度

儲(chǔ)層含水飽和度是儲(chǔ)量計(jì)算和儲(chǔ)層評(píng)價(jià)的關(guān)鍵參數(shù)，地層含水飽和度是可動(dòng)水飽和度與束縛水飽和度之和，束縛水飽和度可由T2截止值獲得［5］。因此，最關(guān)鍵的參數(shù)是可動(dòng)水飽和度的求取，即T2氣水界限值的確定。這個(gè)參數(shù)的準(zhǔn)確把握，將會(huì)大大提高新場(chǎng)須家河組致密碎屑巖儲(chǔ)層的解釋符合率。通過(guò)研究，確定T2氣水界限值的方法有3種：離心前飽含水T2分布譜截止法、汞飽和度刻度法、測(cè)試層T2分布譜標(biāo)定法。

2.1 離心前飽含水T2分布譜截止法

當(dāng)巖樣中完全充滿水時(shí)，通過(guò)核磁共振測(cè)井記錄巖樣飽含水的T2分布譜特征，這基本反映了巖樣束縛水和可動(dòng)水的分布信息，因此，以T2分布譜的右邊界線作為可動(dòng)水和可動(dòng)氣的分布界線，即為T2氣水界限值（見(jiàn)圖1）。

研究中分別作了新場(chǎng)須四段巖屑砂巖和鈣屑砂巖離心前飽含水T2分布譜核磁共振實(shí)驗(yàn)分析，結(jié)果表明，新場(chǎng)須四段巖屑砂巖T2氣水分布界限值為60 ms，新場(chǎng)須四段鈣屑砂巖T2氣水分布界限值為100 ms。

2.2 汞飽和度刻度法

核磁共振有效孔隙度等效于巖樣實(shí)驗(yàn)分析孔隙度，巖心壓汞含水飽和度則為核磁共振束縛水和可動(dòng)水之和除以有效孔隙度。當(dāng)巖心壓汞含水飽和度、核磁共振束縛水、核磁共振有效孔隙度一定時(shí)，可確定核磁共振可動(dòng)水飽和度，依據(jù)T2譜信息分布特征，可確定出T2氣水分布區(qū)域，進(jìn)而確定出T2氣水界限值。以××5井巖屑砂巖儲(chǔ)層3 603～3 610 m段為例（見(jiàn)圖2），主要依據(jù)巖樣汞飽和度分析資料。從圖2中可見(jiàn)，巖樣含水飽和度與核磁共振測(cè)井含水飽和度一致。通過(guò)研究，確定新場(chǎng)須四段巖屑砂巖T2氣水界限值80 ms。但這與前面所確定的巖屑砂巖T2氣水界限值60 ms相違背，結(jié)合測(cè)試層分析研究，實(shí)際上T2氣水界限值與孔隙度的大小存在一定聯(lián)系，當(dāng)φ＝10%時(shí)，T2氣水界限值為80 ms；當(dāng)φ＝6%時(shí)，T2氣水界限值為60 ms。

2.3 測(cè)試層T2分布譜標(biāo)定法

充分利用新場(chǎng)須四段測(cè)試分析資料，結(jié)合核磁共振測(cè)井T2分布譜特征［6］，確定了新場(chǎng)須四段不同巖性儲(chǔ)層的T2氣水界限值，依據(jù)此，能較為明顯地區(qū)分可動(dòng)水以及可動(dòng)氣的體積，達(dá)到識(shí)別新場(chǎng)須四段復(fù)雜巖性儲(chǔ)層流體性質(zhì)的目的。以測(cè)試層為樣本，分別確定了粗中砂巖、細(xì)粉砂巖、鈣屑砂巖、灰質(zhì)礫巖儲(chǔ)層的T2氣水界限值。T2氣水界限值存在一定的規(guī)律，在儲(chǔ)層巖性一致的情況下，T2氣水界限值隨著儲(chǔ)層孔隙度的增大而增大，即儲(chǔ)層孔隙度越大，T2氣水界限值越大，儲(chǔ)層孔隙度越小，T2氣水界限值越??；同時(shí)，T2氣水界限值還與儲(chǔ)層巖性關(guān)系密切，鈣質(zhì)或灰質(zhì)含量較重的巖石，T2氣水界限值較大。其具體界限值見(jiàn)表1。

表1 新場(chǎng)須四段不同巖性儲(chǔ)層的核磁共振測(cè)井T 2氣水界限值

3 應(yīng)用效果評(píng)價(jià)

圖3 ××23井4 066.0～4 039.0 m層段核磁共振測(cè)井儲(chǔ)層流體判別成果圖

以核磁共振巖心實(shí)驗(yàn)分析資料、汞飽和度資料、測(cè)試資料為依據(jù)，形成了新場(chǎng)須四段不同儲(chǔ)層巖性的核磁共振測(cè)井T2氣水分布界限，其應(yīng)用效果較好，測(cè)井解釋符合率為88.9%。以××23井須四段4 006.0～4 039.0 m層段為例，巖性為淺灰白色中粒巖屑石英砂巖。測(cè)井曲線特征反映，該儲(chǔ)層段巖性純，儲(chǔ)集物性好，孔隙度重疊法顯示具天然氣挖掘效應(yīng)，含水特征不明顯（見(jiàn)圖3）。核磁共振測(cè)井處理成果圖反映長(zhǎng)等待時(shí)間T2分布譜幅度較高，分布范圍大（0.5～400 ms），儲(chǔ)集物性較好，呈雙峰指示特征，左峰對(duì)應(yīng)束縛水（≤10 ms），右峰對(duì)應(yīng)可動(dòng)流體信息（＞10 ms），以T2＝60 ms作為核磁共振可動(dòng)氣和可動(dòng)水的分界限。儲(chǔ)層段4 006.0～4 020.0 m右峰靠后，主峰值大于60 ms，平均有效孔隙度為6.2%，平均可動(dòng)氣孔隙度為3.8%，平均束縛水飽和度為38.7%，平均可動(dòng)水飽和度為0%，具氣層特征。儲(chǔ)層段4 020.0～4 039.0 m右峰靠前，其主峰值小于60 ms，平均有效孔隙度為5.4%，平均可動(dòng)氣孔隙度為1.9%，平均可動(dòng)水孔隙度為1.8%，平均束縛水飽和度為31.5%，平均可動(dòng)水飽和度為33.3%，具含水特征。此外，差譜法也指示儲(chǔ)層段4 006.0～4 020.0 m層段可動(dòng)天然氣信息強(qiáng)，4 020.0～4 039.0 m可動(dòng)天然氣信息弱，綜合評(píng)價(jià)為氣水同層。該儲(chǔ)層段經(jīng)套管射孔、加砂壓裂測(cè)試，獲得天然氣產(chǎn)量0.775 7×104m3／d，水產(chǎn)量4.5 m3／d，核磁共振測(cè)井解釋結(jié)論與測(cè)試結(jié)果一致。進(jìn)一步證實(shí)了利用核磁共振測(cè)井T2氣水分布界限判別致密碎屑巖儲(chǔ)層流體性質(zhì)的可靠性。

4 結(jié) 論

（1）通過(guò)對(duì)巖石弛豫特征進(jìn)行分析，細(xì)粉砂巖→粗中砂巖→灰質(zhì)礫巖的橫向弛豫時(shí)間T2分布譜由短變長(zhǎng)。

（2）儲(chǔ)層致密化是致密碎屑巖儲(chǔ)層氣水弛豫分布特征的主要影響因素。新場(chǎng)須四段致密儲(chǔ)層受擴(kuò)散作用的影響較小，儲(chǔ)層T2氣水分布特征表現(xiàn)為天然氣的T2弛豫時(shí)間比水的T2弛豫時(shí)間長(zhǎng)。

（3）通過(guò)核磁共振巖心、汞飽和度、測(cè)試資料標(biāo)定，形成了粗中砂巖、細(xì)粉砂巖、鈣屑砂巖、灰質(zhì)礫巖儲(chǔ)層的核磁共振測(cè)井T2氣水分布界限值，依據(jù)此，能準(zhǔn)確計(jì)算出致密碎屑巖儲(chǔ)層可動(dòng)水和可動(dòng)氣的分布體積，能有效解決復(fù)雜巖性儲(chǔ)層的流體性質(zhì)識(shí)別難題。

［1］ 肖立志.我國(guó)核磁共振測(cè)井應(yīng)用中的若干重要問(wèn)題［J］.測(cè)井技術(shù)，2007，31（5）：401－407.

［2］ 邵維志，丁娛嬌，肖斐，等.利用T2譜形態(tài)確定T2截止值的方法探索［J］.測(cè)井技術(shù)，2009，33（5）：430－435.

［3］ 李潮流，徐秋貞，張振波，等.用核磁共振測(cè)井評(píng)價(jià)特低滲透砂巖儲(chǔ)層滲透性新方法［J］.測(cè)井技術(shù)，2009，33（5）：436－439.

［4］ 吳見(jiàn)萌，葛祥，張?bào)?，?核磁共振測(cè)井在川西低孔隙度低滲透率儲(chǔ)層中的應(yīng)用［J］.測(cè)井技術(shù)，2010，34（2）：159－163.

［5］ 趙永剛，吳非.核磁共振測(cè)井技術(shù)在儲(chǔ)層評(píng)價(jià)中的應(yīng)用［J］.天然氣工業(yè)，2007，27（7）：42－44.

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NMR Logging Evaluation of Mobile Water Saturation in Tight Reservoir

WU Jianmeng，ZHANG Yun，GE Xiang
（Well Logging Company of Southwest Petroleum CO.LTD.，SINOPEC，Chengdu，Sichuan 610100，China）

The reservoir of Xingchang T3X4is complex in lithology，which contains lithic sandstone，calcarenaceous sandstone and calcarenitic conglomerate，and pertains to tight clastic reservoir with complex water－gas relation.Based on the features of rock relaxation and water－gas relaxation，analyzed is the water－gas relaxation of the tight clastic reservoir.With the data of Hg saturation and test values as well as the distribution characteristics of NMR logging transverse－relaxation－time T2of core testing，demarcated is the T2value of water－gas contact in the above reservoir.Given is the evaluation technique of NMR logging evaluation of movable water saturation in medium－grained sandstone，fine－grained sandstone，calcarenaceous sandstone，as well as calcarenitic conglomerate reservoir.Established is the discrimination technology of fluid property in the tight clastic reservoir on the basis of T2value of water－gas contact.The compactness characteristic of the tight clastic reservoir has great effect on the distribution of water－gas relaxation.These technologies bring higher coincidence rate which indicates the success of using NMR logging in exploratory development of the tight clastic reservoir.

NMR logging，tight clastic rock，transverse relaxation time，water－gas contact，mobile water saturation，fluid property

1004－1338（2011）06－0559－05

P631.84

A

吳見(jiàn)萌，男，1982年生，工程師，從事測(cè)井資料解釋與綜合研究工作。

2011－06－17 本文編輯 王小寧）