劉天定，趙太平，李高仁，石玉江

（1.長慶油田公司勘探開發(fā)研究院，陜西西安710018；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室，陜西西安710018）

利用核磁共振評價致密砂巖儲層孔徑分布的改進(jìn)方法

劉天定1，2，趙太平1，2，李高仁1，2，石玉江1，2

（1.長慶油田公司勘探開發(fā)研究院，陜西西安710018；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室，陜西西安710018）

巖心核磁共振（NMR）的T2分布可反映致密砂巖巖樣全部孔隙信息，毛細(xì)管壓力曲線只能反映一部分孔隙信息。提出改進(jìn)方法，通過對長慶油田致密砂巖儲層24塊巖樣核磁共振T2分布和毛細(xì)管壓力曲線分析，消除致密砂巖儲層微孔隙對T2分布貢獻(xiàn)后，研究剩余T2分布與毛細(xì)管壓力曲線之間的關(guān)系，得到了轉(zhuǎn)化系數(shù)比較準(zhǔn)確的經(jīng)驗(yàn)公式。核磁共振T2分布得到的偽毛細(xì)管壓力曲線的改進(jìn)方法可完整反映致密砂巖的孔隙結(jié)構(gòu)。實(shí)例驗(yàn)證表明，該方法能明顯提高致密砂巖儲層毛細(xì)管壓力曲線的構(gòu)造精度。

核磁共振；毛細(xì)管壓力曲線；致密砂巖儲層；孔隙結(jié)構(gòu)

0 引 言

核磁共振（NMR）巖心分析已經(jīng)發(fā)展成為一種非常重要的地球物理觀測手段。從核磁共振法巖心分析T2（橫向弛豫時間）分布中獲得毛細(xì)管壓力信息評價巖石孔隙結(jié)構(gòu)是核磁共振法技術(shù)優(yōu)勢之一。巖石的孔隙和喉道的結(jié)構(gòu)特征是砂巖儲層結(jié)構(gòu)的重要組成部分，也是影響油氣儲集與油田開發(fā)的內(nèi)在因素［1－6］。隨著石油勘探和開發(fā)的延伸，低孔隙度低滲透率油田儲量所占比例越來越大，這類油田往往是致密砂巖儲層，壓實(shí)程度高，成巖作用復(fù)雜，儲層物性受巖性及孔隙結(jié)構(gòu)的控制。因此，儲層孔隙結(jié)構(gòu)是影響巖石物理特征的關(guān)鍵因素之一，研究致密砂巖儲層孔隙結(jié)構(gòu)具有十分重要的理論與實(shí)際意義。

與傳統(tǒng)的壓汞測量方法相比，實(shí)驗(yàn)室核磁共振測量方法具有快速和無損害的特點(diǎn)［7］。Yakov、運(yùn)華云、劉堂宴、何雨丹等先后利用核磁共振T2分布對巖石微觀孔隙結(jié)構(gòu)進(jìn)行了研究和改進(jìn)［8－12］。

本文根據(jù)特低滲透儲層實(shí)驗(yàn)分析資料，提出消除一部分微孔隙對T2分布的貢獻(xiàn)，利用剩余T2分布與實(shí)測毛細(xì)管壓力曲線進(jìn)行比較研究，獲得比較準(zhǔn)確的轉(zhuǎn)化關(guān)系。再利用這種比較準(zhǔn)確的轉(zhuǎn)化關(guān)系將飽和水的T2分布構(gòu)造的毛細(xì)管壓力曲線與實(shí)測的毛細(xì)管壓力曲線進(jìn)行了對比，證實(shí)了改進(jìn)方法的效果，為利用核磁共振T2分布研究致密砂巖儲層孔隙結(jié)構(gòu)提供了可靠的方法。

1 理論基礎(chǔ)

核磁共振T2分布與由毛細(xì)管壓力曲線得到的孔喉分布一樣，都反映了巖石的孔隙結(jié)構(gòu)，兩者之間有密切關(guān)系。應(yīng)用核磁共振與壓汞資料進(jìn)行致密砂巖孔隙結(jié)構(gòu)研究，關(guān)鍵是要找出巖石孔隙弛豫時間與毛細(xì)管壓力的轉(zhuǎn)換關(guān)系。由油層物理學(xué)可知，毛細(xì)管壓力與巖石孔隙橫向弛豫時間之間關(guān)系為

式中，pc為毛細(xì)管壓力，MPa；n為大于0的整數(shù)。

令A(yù)＝0.735n×C1／n，B＝1／n，則式（1）可簡單表示為

能通過實(shí)驗(yàn)得到A與B的經(jīng)驗(yàn)關(guān)系式將T2分布轉(zhuǎn)化為毛細(xì)管壓力曲線，即偽毛細(xì)管壓力曲線。

2 致密砂巖T2分布與實(shí)測毛細(xì)管壓力曲線特征及差異

行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)明確界定了覆壓條件下的地層滲透率小于0.1mD＊＊非法定計量單位，1mD＝9.87×10－4μm2，下同的砂巖為致密砂巖，而對地面條件下致密砂巖的滲透率并沒有明確的界定。通常做法是通過實(shí)驗(yàn)室模擬地層條件下的滲透率推算地區(qū)致密砂巖的地面滲透率界線。實(shí)驗(yàn)表明，長慶油田致密砂巖地面條件下的滲透率小于1.2mD，實(shí)驗(yàn)所用樣品滲透率均為地面條件下的滲透率，絕大部分樣品為致密砂巖。研究表明，壓汞法和核磁共振法在反映孔隙空間的束縛水體積部分存在差異［13］。

致密砂巖常用的毛細(xì)管壓力測定方法是壓汞法。它在真空條件下對洗凈烘干的巖樣用非潤濕相汞驅(qū)替氣［13］。隨著注入汞壓力的增大，汞逐漸進(jìn)入較小的孔隙空間。當(dāng)孔隙空間100%充滿汞時，壓汞毛細(xì)管壓力曲線能完整反映孔喉空間的變化。實(shí)踐證明，汞的充注能力有限，在有限壓力條件下，汞不能進(jìn)入孔隙空間特別微小部分。因此壓汞毛細(xì)管壓力曲線反映孔隙空間能力有限，只能對應(yīng)反映致密砂巖孔隙自由水和部分束縛水孔隙空間。由于致密砂巖滲透率特別低，孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，壓汞進(jìn)汞飽和度通常界于70%～85%之間，且沒有“雙拐點(diǎn)”（見圖1），說明致密砂巖部分束縛水孔隙空間并沒有在壓汞曲線上反映出來。

圖1 致密砂巖實(shí)測毛細(xì)管壓力曲線

與壓汞法相比，核磁共振法能同時反映所有的孔隙空間。核磁共振法測量采用水飽和致密砂巖巖樣，在一定壓力下浸泡較長時間，這樣水便能進(jìn)入孔隙空間的任何部分。孔隙中的空間分為自由水空間和束縛水空間。自由水空間對應(yīng)孔隙空間大，對應(yīng)弛豫時間相對長的部分；束縛水空間對應(yīng)孔喉非常微小，對應(yīng)弛豫時間非常短的部分。從致密砂巖的T2分布可以看出，巖樣的孔隙束縛水飽和度高，束縛水空間相對較大，且弛豫時間較短（見圖2），說明巖樣微小孔隙空間相對較多，自由孔隙空間相對較少。

因此，致密砂巖采用壓汞法與核磁共振法獲得的孔隙空間分布并不完全一致。核磁共振T2分布能反映所有孔隙空間，具有反映孔隙信息全面性的特點(diǎn)。而壓汞法反映的是不足100%孔隙空間的分布信息。試圖將2種方法獲得的孔隙分布完全對應(yīng)研究偽毛細(xì)管壓力轉(zhuǎn)換關(guān)系是不可取的。

圖2 致密砂巖飽和水巖樣離心前后T2分布圖

3 T2分布構(gòu)造毛細(xì)管壓力曲線的改進(jìn)方法

利用核磁共振T2分布構(gòu)造毛細(xì)管壓力曲線，需要消除一部分微孔隙對T2分布的貢獻(xiàn)，這樣就可能獲得與壓汞法對應(yīng)相等的孔隙分布信息。利用這種對應(yīng)的分布信息研究兩者之間轉(zhuǎn)換關(guān)系才是比較準(zhǔn)確的。被消除的T2分布反映了微小孔隙空間的貢獻(xiàn)，由于沒有對應(yīng)的壓汞曲線信息，如何將這一部分反映出微小孔隙空間的T2分布構(gòu)造出合理的偽毛細(xì)管壓力曲線，目前還沒有較為可靠的方法。提出將反映微小孔隙空間的這一部分T2分布套用前面已獲得的兩者轉(zhuǎn)換的關(guān)系，將這部分反映微小孔隙空間的T2分布轉(zhuǎn)換，最后再將2次轉(zhuǎn)換的偽毛細(xì)管壓力曲線疊加，才能完整反映致密砂巖的孔隙空間分布。具體的做法是將實(shí)測毛細(xì)管壓力曲線和歸一化后累積T2分布置于同一坐標(biāo)軸下，縱軸為飽和度，橫軸為橫向弛豫時間和毛細(xì)管壓力。參考核磁共振反演T2分布布點(diǎn)方法，固定縱軸飽和度2n個點(diǎn)采樣，通過多元回歸的方法找出T2與毛細(xì)管壓力的關(guān)系。

何雨丹等［12］提出利用離心法將薄膜束縛水部分信號去掉，利用剩余的自由水T2分布構(gòu)造毛細(xì)管壓力曲線。這種方法的缺點(diǎn)在于難以界定薄膜束縛水的截止值，尤其是特低滲透儲層，薄膜束縛水的T2分布貢獻(xiàn)更是難以界定，因此，有可能會損失一部分有用信息，且離心機(jī)操作使用參數(shù)不能準(zhǔn)確把握，有較強(qiáng)的地區(qū)經(jīng)驗(yàn)性。尤其是致密砂巖，束縛水飽和度相對高，且孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，離心機(jī)的操作更是難以把握。采用上述方法進(jìn)行對比，可以保證轉(zhuǎn)化關(guān)系的準(zhǔn)確性，同時避免了因?qū)嶒?yàn)操作而導(dǎo)致的誤差。

選取長慶油田致密砂巖儲層巖樣24塊，進(jìn)行了核磁共振與壓汞實(shí)驗(yàn)。

（1）首先對24巖樣進(jìn)行核磁共振實(shí)驗(yàn)，獲得巖樣準(zhǔn)確的T2分布圖；

（2）對這批巖心進(jìn)行壓汞實(shí)驗(yàn)；

（3）繪制巖樣歸一化后累積T2分布和進(jìn)汞飽和度分布曲線；

（4）取出20塊巖樣實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，用上述方法找出A與B的變化關(guān)系，利用式（2）得到剩余4塊巖樣的偽毛細(xì)管壓力曲線；

（5）分析比較剩余4塊偽毛細(xì)管壓力曲線與實(shí)測毛細(xì)管壓力曲線，驗(yàn)證轉(zhuǎn)化關(guān)系式的準(zhǔn)確性。

4 實(shí)驗(yàn)結(jié)果及分析

20塊巖心核磁共振與壓汞實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)及對應(yīng)A、B值見表1。

表1 致密砂巖儲層巖心實(shí)驗(yàn)基本數(shù)據(jù)表

這批巖心滲透率最大的為3.690mD，最小僅為0.079mD，孔隙度為8.0%～15.3%，是非常典型的特低滲透率致密砂巖儲層巖樣。通過對數(shù)據(jù)的整理分析，發(fā)現(xiàn)A、B與T2g的相關(guān)性最好，達(dá)到了0.90以上。圖3是A與T2幾何平均值（T2g）之間的關(guān)系，其表達(dá)式為

相關(guān)系數(shù)R＝0.913。

圖4是B與T2g之間的關(guān)系，其表達(dá)式為

相關(guān)系數(shù)R＝0.925。

利用A、B值的變化關(guān)系式，就可以得到新巖樣的偽毛細(xì)管壓力轉(zhuǎn)化關(guān)系式。為驗(yàn)證該方法及關(guān)系式的準(zhǔn)確性，將剩余的4塊致密砂巖巖心的T2分布轉(zhuǎn)化為偽毛細(xì)管壓力曲線，對偽毛細(xì)管壓力曲線與實(shí)測毛細(xì)管壓力曲線進(jìn)行對比。實(shí)驗(yàn)基本數(shù)據(jù)見表2。

表2 驗(yàn)證巖心樣品實(shí)驗(yàn)基本數(shù)據(jù)表

利用式（3）和式（4），分別得到4塊巖樣的A、B值，代入式（2），將核磁共振飽和水T2分布轉(zhuǎn)化為毛細(xì)管壓力曲線，即偽毛細(xì)管壓力曲線。偽毛細(xì)管壓力曲線與實(shí)測毛細(xì)管壓力曲線對比結(jié)果見圖5。

通過對致密砂巖孔隙結(jié)構(gòu)特征的分析，核磁共振T2分布得到的偽毛細(xì)管壓力曲線完整反映了致密砂巖的孔隙結(jié)構(gòu)，而實(shí)測毛細(xì)管壓力曲線反映了絕大部分孔隙結(jié)構(gòu)。因此，在對比實(shí)驗(yàn)結(jié)果時，采用小于進(jìn)汞飽和度的曲線來驗(yàn)證轉(zhuǎn)化方法的準(zhǔn)確性。

圖5 偽毛細(xì)管壓力曲線與實(shí)測毛細(xì)管壓力曲線對比

由圖5可知，滲透率相對較高的致密砂巖巖樣小于進(jìn)汞飽和度部分的偽毛細(xì)管壓力曲線與實(shí)測毛細(xì)管壓力曲線吻合較好，但滲透率相對比較低的致密砂巖吻合程度比較低。這一方面說明當(dāng)致密砂巖滲透率非常低，孔喉非常細(xì)小時，利用上述方法轉(zhuǎn)換偽毛細(xì)管壓力曲線存在一定的局限性；另一方面也說明巖樣越致密，孔喉越細(xì)小，壓汞曲線反映孔喉空間的能力越弱。用核磁共振法與壓汞法對比的準(zhǔn)確程度就相對較低。核磁共振能反映巖樣所有孔隙空間，但不反映孔隙的連通情況。壓汞反映的主要是孔喉的連通情況。2種方法和物理意義并不完全一致。由實(shí)驗(yàn)結(jié)果也可以看出，試圖將2種方法獲得的孔喉分布完美對應(yīng)是不現(xiàn)實(shí)的。

5 結(jié) 論

（1）通過對長慶油田24塊致密砂巖巖樣的核磁共振及壓汞實(shí)驗(yàn)分析，研究了利用核磁共振T2分布得到的偽毛細(xì)管壓力曲線的改進(jìn)方法，該方法經(jīng)過同一地區(qū)的致密砂巖巖樣數(shù)據(jù)驗(yàn)證，證明了該方法的可靠性。

（2）通過回歸分析得到了長慶油田致密砂巖巖心的核磁共振T2分布轉(zhuǎn)化經(jīng)驗(yàn)關(guān)系式。

（3）核磁共振方法反映了完整的孔喉空間分布，與壓汞方法相比，滲透率相對較高致密砂巖的轉(zhuǎn)換準(zhǔn)確程度較高，而滲透率非常低，孔喉非常細(xì)小的轉(zhuǎn)換準(zhǔn)確程度相對較低，這類致密砂巖孔徑分布評價方法仍需要進(jìn)一步加強(qiáng)研究改進(jìn)。

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An Improved Method to Evaluate Pore Size Distribution of Tight Sandstone Reservoir Using NMR

LIU Tianding1，2，ZHAO Taiping1，2，LI Gaoren1，2，SHI Yujiang1，2
（1.Institute of Exploration ＆Development，Changqing Oilfield Company，PetroChina，Xi’an，Shaanxi 710018，China；2.State Engineering Laboratory for Low－permeability Oil／Gas Exploration and Development，Changqing Oilfield Company，PetroChina，Xi’an，Shaanxi 710018，China）

Nuclear magnetic resonance（NMR）T2distribution of core and capillary pressure can be used to characterize pore throat structures of rock in some degree，and core space reflected by NMR T2distribution is more than that reflected by capillary pressure curves.Determining the transferring coefficient between T2and pcis the key step when NMR is utilized to study rock pore throat structure.A new method for constructing pore structure from NMR T2distribution is put forward，and experiential expression is derived.The method uses T2distribution to construct capillary pressure curves after eliminating some contributions to T2distribution.Applying the method to 24cores from Changqing oilfield we did some analysis and comparison.It is believed that the pseudo capillary pressure curves come from NMR T2distribution can reflect pore throat structure of tight sandstone reservoir completely.Practical tests indicate that the method can provide reliable principle and methodology support for using T2distribution to evaluate pore structure.

nuclear magnetic resonance（NMR），capillary pressure curve，tight sandstone reservoir，pore structure

P631.84 文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A

國家重大專項(xiàng)鄂爾多斯盆地大型低滲透巖性地層油氣藏開發(fā)示范工程（編號：2011ZX05044）

劉天定，男，1980年生，工程師，從事巖石物理學(xué)、測井評價及測井新技術(shù)應(yīng)用與研究。

2011－06－20 本文編輯 王小寧）