張晉言，劉海河，劉偉

（中國石化勝利石油管理局測井公司，山東東營257096）

核磁共振測井在深層砂礫巖孔隙結(jié)構(gòu)及有效性評價中的應(yīng)用

張晉言，劉海河，劉偉

（中國石化勝利石油管理局測井公司，山東東營257096）

采用孔隙度和滲透率乘積的開方作為輸入?yún)?shù)求取轉(zhuǎn)換系數(shù)，再利用最大汞飽和度可以確定核磁共振測井T2譜與壓汞曲線之間的縱向轉(zhuǎn)換系數(shù)（核磁共振測井T2譜積分曲線乘以最大汞飽和度），實現(xiàn)擬合毛細管壓力曲線。連續(xù)定量求取反映儲層孔喉大小、儲層孔喉分選性、儲層孔喉連通性的中值壓力、排驅(qū)壓力、最大汞飽和度、半徑均值、變異系數(shù)、孔喉歪度、均值系數(shù)、巖性系數(shù)、分選系數(shù)、峰態(tài)、孔隙結(jié)構(gòu)系數(shù)、標準差等18個儲層微觀尺度結(jié)構(gòu)特征參數(shù)，在仔細甄別每個參數(shù)多種計算方法與壓汞實驗結(jié)果匹配效果的基礎(chǔ)上逐一建立了相應(yīng)的計算參數(shù)模型。模型提高了計算精度，還可以定量分析儲層孔喉半徑分布。應(yīng)用儲層宏觀尺度參數(shù)、微觀尺度參數(shù)構(gòu)造儲層質(zhì)量綜合指數(shù)可以直觀有效地評價儲層質(zhì)量，在實際生產(chǎn)中獲得了很好的效果。

核磁共振測井；砂礫巖；儲層微觀特征；孔隙結(jié)構(gòu)；儲層有效性；計算方法

0 引 言

東營凹陷北部陡坡帶深層砂礫巖儲層具有低孔隙度、低滲透率、非均質(zhì)性極強、孔隙結(jié)構(gòu)異常復雜的特點，導致孔隙度、滲透率、飽和度等參數(shù)不能全面反映儲層產(chǎn)能。該類油氣藏儲量在勝利油區(qū)每年都在大幅增加，目前儲層有效性測井評價的精度不能滿足勘探需求，其中最突出的一個問題是在相同的物性和電性條件下有的儲層有產(chǎn)能，有的沒有產(chǎn)能，有的壓裂后效果明顯，有的壓裂后效果不明顯，致使有些儲層被放棄或擱置，有些儲層壓裂后達不到預(yù)期效果，嚴重影響勘探效益。如何評價復雜儲層的有效性已成為油田當前迫切需要解決的任務(wù)。儲層有效性評價中考慮的因素主要是孔隙度、滲透率、飽和度、地層厚度等宏觀儲層參數(shù)，而對于孔喉半徑、孔喉分選系數(shù)、相對滲透率等反映儲層孔隙結(jié)構(gòu)、儲層非均質(zhì)性、儲層滲流特征的參數(shù)分析明顯不足，同時儲層有效性評價方法主要是以單因素和復合因素的交會圖以及統(tǒng)計分析為主，缺乏對各種儲層特征參數(shù)的綜合分析評價。

1 儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征參數(shù)定量計算方法

1.1 利用核磁共振T2譜擬合偽毛細管壓力曲線

核磁共振測井T2譜與毛細管壓力曲線之間具有很好的相似性［1－3］，可以通過對T2譜進行轉(zhuǎn)換得到偽毛細管壓力曲線。利用微分相似原理通過相關(guān)分析確定核磁共振測井T2譜與壓汞曲線之間的轉(zhuǎn)換系數(shù)C［4－7］。利用這種方法得到的毛細管壓力曲線與壓汞得到的毛細管壓力曲線相比，在大孔徑處兩者吻合較好，在小孔徑處兩者相差較大，且孔喉越小相差越大，在小孔徑段兩者根本無法重合在一起。何雨丹等人［8］對單峰T2分布用單一冪函數(shù)構(gòu)造毛細管壓力曲線；對雙峰T2分布，大孔徑和小孔徑處用不同的冪函數(shù)分段構(gòu)造毛細管壓力曲線。此種方法得到的毛細管壓力曲線精度明顯提高，與壓汞實驗得到的毛細管壓力曲線吻合較好，但是它是利用對飽和水T2譜進行積分所得，得到的最大飽和度為100%，沒有考慮到最大進汞飽和度的問題和儲層含油氣的情況。

核磁共振測井中T2分布反映孔隙大小的分布和所有孔隙喉道半徑大小，而毛細管壓力pc曲線反映孔喉大小的分布和孔喉之間的連通關(guān)系，兩者是有區(qū)別的。通過橫向（毛細管壓力大?。┑霓D(zhuǎn)換后二者仍然存在著很大的區(qū)別［8－10］。通過研究認為，偽毛細管壓力曲線與壓汞曲線在縱向（幅度）上的差別實際上是二者飽和度不同的差別。微分相似原理橫向轉(zhuǎn)換系數(shù)確定方法的適用條件是形同取心巖樣分別進行了壓汞實驗測量和核磁共振實驗。在無壓汞測量資料的情況下，為了能夠有效利用核磁共振測井T2譜定量計算毛細管壓力曲線，提出一種與壓汞測量資料無關(guān)的橫向轉(zhuǎn)換系數(shù)計算方法。經(jīng)過多種嘗試，最終采用孔隙度和滲透率乘積的開方作為輸入?yún)?shù)求取轉(zhuǎn)換系數(shù)C，再利用最大汞飽和度確定核磁共振測井T2譜與壓汞曲線之間的縱向轉(zhuǎn)換系數(shù)D（核磁共振測井T2譜積分曲線乘以最大汞飽和度），實現(xiàn)擬合毛細管壓力曲線（見圖1、圖2）。該方法簡單，擬合精度能夠滿足生產(chǎn)需要。

1.2 利用重構(gòu)法進行核磁共振測井T2譜油氣校正

油氣的存在嚴重影響T2譜的形狀，從而影響孔隙結(jié)構(gòu)的計算精度。不同黏度的油氣、不同的含油飽和度對T2譜形態(tài)影響不同［11］。找出油氣校正方法是利用核磁共振測井資料分析儲層孔隙結(jié)構(gòu)必須解決的問題。

東營北帶深層砂礫巖油藏主要為輕質(zhì)油，T2譜束縛流體部分形狀與飽和水巖樣基本一致，變化部分主要為可動流體部分，表現(xiàn)為T2峰值右移、長T2部分幅度增加的特點。對大量巖心飽和水巖樣和核磁共振測井數(shù)據(jù)的研究表明，T2幾何平均值與束縛水飽和度Swi之間存在很好的相關(guān)性，計算滲透率的SDR模型和Coates模型也證實了這一點。在已知巖樣Swi的基礎(chǔ)上，可以利用Swi估算飽和水巖樣的T2幾何平均值。T2幾何平均值與T2峰值和T2譜可動部分左邊界具有較好的相關(guān)性，T2峰值指的是T2譜主峰峰值，T2譜可動部分左邊界指的是核磁共振測井T2截止值的位置，T2譜的右邊界與孔隙度和T2幾何平均值的乘積具有較好的相關(guān)性。因此，在已知飽和水儲層核磁共振測井T2譜的T2幾何平均值、T2峰值、T2譜的左邊界、右邊界范圍等特征參數(shù)的基礎(chǔ)上，遵循校正前后核磁共振測井T2譜面積不變（即核磁共振測井孔隙度不變），T2譜的幾何平均值等于由Swi計算的T2幾何平均值的原則，能夠采用數(shù)學方法構(gòu)建一個合理的完全飽和水的T2譜分布。

圖3是A井的油氣校正效果圖。通過與試油資料的對比，發(fā)現(xiàn)在油氣影響嚴重的層段，校正后的核磁共振測井資料比校正前T2峰值左移，長T2部分幅度減小，說明明顯消弱了油氣的影響，可以求得更加真實的儲層孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)。

1.3 連續(xù)定量求取儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)

在對T2譜進行油氣校正的基礎(chǔ)上，應(yīng)用轉(zhuǎn)換得到的偽毛細管壓力曲線連續(xù)定量求取反映儲層孔喉大小、儲層孔喉分選性、儲層孔喉連通性的中值壓力、排驅(qū)壓力、最大汞飽和度、半徑均值、變異系數(shù)、孔喉歪度、均值系數(shù)、巖性系數(shù)、分選系數(shù)、峰態(tài)、孔隙結(jié)構(gòu)系數(shù)、標準差等18個儲層微觀尺度結(jié)構(gòu)特征參數(shù)，在仔細甄別每個參數(shù)多種計算方法與壓汞實驗結(jié)果匹配效果的基礎(chǔ)上，逐一建立了相應(yīng)計算參數(shù)模型，計算精度更高。此外，還可以定量分析儲層孔喉半徑分布。圖4是B井計算的孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)與巖心壓汞實驗數(shù)據(jù)對比圖。圖4中第7道至第15道是核磁共振測井資料計算的孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)與壓汞實驗提供的參數(shù)對比效果（黑色柱狀圖為壓汞實驗提供的孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)），兩者數(shù)值大小相吻合。圖4中第5道為計算的地層孔喉半徑分布，小于綠線的為微孔；綠線和藍線之間為小孔；藍線和紅線之間為中孔；大于紅線的孔喉為大孔。根據(jù)儲層孔喉分布可以對儲層有效性進行直觀判別。

2 儲層分類研究

圖5 儲層質(zhì)量綜合指數(shù)－孔隙度交會圖

表1 儲層質(zhì)量評價參數(shù)匯總表

圖6 C井儲層質(zhì)量分類與測井解釋結(jié)論、試油成果對比圖

儲層質(zhì)量評價的主要目的是分析儲層的產(chǎn)能特征，是支持儲層壓裂改造選層和壓裂方案設(shè)計的關(guān)鍵。為了便于油田的勘探開發(fā)，通常將儲層分為3種類型：Ⅰ類儲層為具有自然產(chǎn)能儲層；Ⅱ類儲層為壓裂前低產(chǎn)，壓裂后具有工業(yè)產(chǎn)能的儲層；Ⅲ類儲層為干層和低效儲層，壓裂增產(chǎn)效果不明顯。依據(jù)儲層類型劃分標準，綜合利用儲層宏觀尺度和微觀尺度參數(shù)與試油資料，建立基于產(chǎn)能的儲層類型判別標準。首先結(jié)合試油資料，分析各個儲層參數(shù)與儲層類別之間的對應(yīng)關(guān)系及內(nèi)在機理，從中優(yōu)選出能夠充分反映儲層類型的參數(shù)；然后將優(yōu)選出的儲層參數(shù)進行公式組合，獲得1條儲層分類綜合評價指數(shù)曲線，并建立劃分儲層類型的判別標準。通過分析認為，孔隙度、滲透率、最大汞飽和度和孔喉半徑均值與儲層類型成正比關(guān)系，即儲層質(zhì)量越好這些參數(shù)的數(shù)值越大；中值壓力、排驅(qū)壓力和束縛水飽和度與儲層類型成反比關(guān)系，即儲層質(zhì)量越差，這3個參數(shù)的數(shù)值就越大。這6個儲層參數(shù)對判別儲層質(zhì)量有重要意義，但單純通過某一個參數(shù)很難對不同儲層類別進行嚴格界定（見表1），因此，綜合利用這6個儲層參數(shù)建立儲層質(zhì)量綜合指數(shù)，并通過試油成果標定劃分儲層類型的界限。圖5是儲層質(zhì)量綜合指數(shù)－孔隙度交會圖，可以看出當儲層質(zhì)量綜合指數(shù)大于0.5時可以評價該儲層為Ⅰ類儲層；當儲層綜合指數(shù)小于0.5但大于0.02時評價該儲層為Ⅱ類儲層；當儲層質(zhì)量綜合指數(shù)小于0.02時認定該儲層為Ⅲ類儲層。

圖6是C井儲層質(zhì)量綜合指數(shù)實現(xiàn)儲層分類的效果圖。圖6中第8道為儲層質(zhì)量綜合指數(shù)曲線，充填紅色的區(qū)域為Ⅰ類儲層顯示，綠色的區(qū)域為Ⅱ類儲層顯示，褐色的區(qū)域為Ⅲ類儲層，無色充填區(qū)域為非儲層。4 000～4 190m井段裸眼鉆桿測試，日產(chǎn)油17.7t，日產(chǎn)水6.6t，試油結(jié)論為油水同層，屬于Ⅰ類儲層。該層段儲層質(zhì)量綜合指數(shù)曲線顯示既有紅色充填區(qū)域，也有綠色充填區(qū)域。4 210～4 230m井段壓裂前日產(chǎn)油0t，日產(chǎn)水0.3t，壓裂后日產(chǎn)水52.6t，為水層，屬于Ⅱ類儲層。該層段儲層質(zhì)量綜合指數(shù)曲線顯示為綠色充填區(qū)域，根據(jù)綜合指數(shù)曲線判別該層段為Ⅱ類儲層。儲層質(zhì)量綜合指數(shù)曲線判別結(jié)論與試油結(jié)論吻合，可以對儲層類型進行有效判別。

3 結(jié) 論

（1）通過建立核磁共振測井T2譜的縱向和橫向轉(zhuǎn)換系數(shù)模型，可以較好地擬合毛細管壓力曲線，連續(xù)定量求取18個表征儲層微觀尺度特征的參數(shù)，為評價儲層質(zhì)量提供技術(shù)支持。

（2）以巖心實驗分析和試油資料為基礎(chǔ)，根據(jù)儲層宏觀尺度參數(shù)、微觀尺度參數(shù)構(gòu)造儲層質(zhì)量綜合指數(shù)，經(jīng)實際處理證實該指數(shù)能夠有效地評價儲層質(zhì)量。

（3）研究成果對低孔隙度、低滲透率砂（礫）巖的儲層質(zhì)量評價同樣具有參考和借鑒價值。

［1］ 運華云，趙文杰，周燦燦，等.利用T2分布進行巖石孔隙結(jié)構(gòu)研究［J］.測井技術(shù)，2002，26（1）：18－21.

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

［3］ 闕洪培，雷卞軍.核磁共振T2譜法估算毛管壓力曲線綜述［J］.西南石油學院學報，2003，25（6）：9－15.

［4］ 王為民，孫佃慶，苗盛.核磁共振測井基礎(chǔ)實驗研究［J］.測井技術(shù)，1997，21（6）：385－392.

［5］ 王忠東，汪浩，李能根，等.核磁共振巖心基礎(chǔ)實驗分析［J］.測井技術(shù)，2001，25（3）：170－174.

［6］ 周燦燦，程相志，趙凌風，等.用巖心NMR和常規(guī)束縛水的測量改進對T2的確定［J］.測井技術(shù)，2001，25（2）：83－88.

［7］ 羅蟄潭.油氣儲集層的孔隙結(jié)構(gòu)［M］.北京：科學出版社，1986：23－51.

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

［9］ 劉堂宴，王紹民，傅容珊，等.核磁共振譜的巖石孔喉結(jié)構(gòu)分析［J］.石油地球物理勘探，2003，38（3）：328－333.

［10］劉曉鵬，胡曉新.近五年核磁共振測井在儲集層孔隙結(jié)構(gòu)評價中的若干進展［J］.地球物理學進展，2009，24（6）：2194－2201.

［11］邵維志.核磁共振測井移譜差譜法影響因素實驗分析［J］.測井技術(shù)，2003，27（6）：502－507.

Application of NMR Data to Evaluation of Deep Glutenite Pore Structure and Reservoir Validity

ZHANG Jinyan，LIU Haihe，LIU Wei（Shengli Well Logging Company，Shengli Oil Administration，SINOPEC，Dongying，Shandong 257096，China）

Capillary pressure curve and T2spectrum have high correlation.The radication of product of porosity and permeability is used as input parameter to obtain the conversion factor C，then the maximum mercury saturation is used to determine the longitudinal conversion coefficient Dbetween NMR T2spectrum and intrusive mercury curve（i.e.，T2integral curve times the maximum mercury saturation），and finally，acquiring the fitting capillary pressure curve.18 microcosmic pore structure parameters，which reflect the reservoir pore throat sizes，sortings and connectivity are quantitatively and continously obtained，such as expulsion pressure，maximum mercury saturation，average radius，lithology coefficient，sorting coefficient，and the like.The corresponding parameters estimating models have been built on the basis of analyzing and comparing multiple pore structure algorithms and intrusive mercury tests.The models have higher calculation accuracy，and may be used to quantitatively analyze the reservoir pore throat radius distribution.The reservoir quality aggregate index derived from the reservoir macro and micro parameters is better for reservoir validity evaluation.

NMR logging，glutenite，microcosmic feature of reservoir，pore structure，reservoir validity，algorithm

P631.81

A

2011－11－17 本文編輯 李總南）

1004－1338（2012）03－0256－05

張晉言，男，1965年生，高級工程師，從事測井資料解釋研究和管理工作。