胡法龍，周燦燦，李潮流，徐紅軍，周鳳鳴，司兆偉

（1.中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院；2.中國(guó)石油天然氣股份有限公司測(cè)井重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室；3.中國(guó)石油冀東油田公司）

核磁共振測(cè)井構(gòu)建水譜法流體識(shí)別技術(shù)

胡法龍1,2，周燦燦1,2，李潮流1,2，徐紅軍1,2，周鳳鳴3，司兆偉3

（1.中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院；2.中國(guó)石油天然氣股份有限公司測(cè)井重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室；3.中國(guó)石油冀東油田公司）

基于對(duì)現(xiàn)有核磁共振測(cè)井流體識(shí)別方法局限性的分析，提出了一種核磁共振測(cè)井構(gòu)建水譜流體識(shí)別新方法。由于受到流體性質(zhì)和孔隙結(jié)構(gòu)兩個(gè)關(guān)鍵因素的影響，目前常用的差譜法和移譜法核磁共振測(cè)井流體識(shí)別方法流體識(shí)別能力受到很大的局限，導(dǎo)致流體識(shí)別符合率較低。構(gòu)建水譜法流體識(shí)別技術(shù)采用現(xiàn)有核磁共振測(cè)井的采集模式，利用長(zhǎng)等待時(shí)間、短回波間隔模式下測(cè)量的T2（橫向弛豫時(shí)間）譜信息構(gòu)建完全含水狀態(tài)下長(zhǎng)等待時(shí)間、長(zhǎng)回波間隔模式下的T2譜，通過(guò)對(duì)比測(cè)量T2譜和構(gòu)建水譜之間的差異確定儲(chǔ)集層的流體類型。通過(guò)對(duì)南堡凹陷油層、油水同層、水層、氣層、低電阻率油層的識(shí)別實(shí)例，證明該方法消除了孔隙結(jié)構(gòu)導(dǎo)致的流體識(shí)別符合率較低問(wèn)題，提高了核磁共振測(cè)井流體識(shí)別能力，對(duì)于復(fù)雜儲(chǔ)集層流體性質(zhì)識(shí)別和評(píng)價(jià)具有廣闊應(yīng)用前景。圖7參10

核磁共振測(cè)井；水譜法；流體識(shí)別技術(shù)；復(fù)雜儲(chǔ)集層；流體識(shí)別符合率

0 引言

核磁共振測(cè)井是目前重要的非電法流體性質(zhì)識(shí)別方法，可提供孔隙度、滲透率和束縛水含量等重要的儲(chǔ)集層和流體參數(shù)信息[1]。差譜法和移譜法是目前常用的核磁共振測(cè)井流體識(shí)別方法，由于孔隙結(jié)構(gòu)和流體性質(zhì)雙重因素影響，上述兩種方法均存在一定局限性，導(dǎo)致現(xiàn)有核磁共振測(cè)井流體識(shí)別能力較低[1-2]。最新的二維核磁共振測(cè)井技術(shù)可測(cè)量橫向弛豫時(shí)間T2、流體擴(kuò)散系數(shù)D及縱向弛豫時(shí)間T1，（T2，D）、（T2，T1）二維核磁共振測(cè)井可消除孔隙結(jié)構(gòu)對(duì)流體識(shí)別的影響，提高核磁共振測(cè)井流體識(shí)別能力，但實(shí)現(xiàn)二維核磁共振測(cè)井需諸多條件，如設(shè)計(jì)核磁共振測(cè)井新模式，研發(fā)二維反演處理算法、處理軟件以及流體識(shí)別解釋方法，其實(shí)現(xiàn)與應(yīng)用均存在較大難度。本文提出了一種新的核磁共振測(cè)井流體識(shí)別方法，僅依靠現(xiàn)有儀器且無(wú)需設(shè)計(jì)新的脈沖序列，采用現(xiàn)有核磁共振采集模式進(jìn)行數(shù)據(jù)采集，利用長(zhǎng)等待時(shí)間、短回波間隔模式測(cè)量的T2譜信息構(gòu)建完全含水狀態(tài)下長(zhǎng)等待時(shí)間、長(zhǎng)回波間隔模式下的T2譜（以下簡(jiǎn)稱水譜），通過(guò)比對(duì)測(cè)量T2譜和構(gòu)建水譜之間的差異確定儲(chǔ)集層的流體性質(zhì)。該方法有效消除了孔隙結(jié)構(gòu)這一關(guān)鍵因素對(duì)流體識(shí)別的影響，極大地提高了核磁共振測(cè)井流體識(shí)別能力，對(duì)于復(fù)雜儲(chǔ)集層流體性質(zhì)識(shí)別和評(píng)價(jià)具有一定借鑒意義。

1 現(xiàn)有核磁共振測(cè)井流體識(shí)別方法局限性

核磁測(cè)井利用CPMG(Carr,Purcell,Meiboom,Gill)脈沖序列獲得孔隙流體的橫向弛豫時(shí)間T2，T2可以表示為自由弛豫、表面弛豫和擴(kuò)散弛豫3種弛豫機(jī)理的綜合貢獻(xiàn)[1]，即：

由（1）式可知，橫向弛豫時(shí)間T2受儲(chǔ)集層孔隙結(jié)構(gòu)（S/V）和流體性質(zhì)（D）雙重因素影響，對(duì)于測(cè)井解釋而言，這兩種因素的影響既導(dǎo)致核磁共振測(cè)井孔隙結(jié)構(gòu)評(píng)價(jià)結(jié)果不準(zhǔn)確，也導(dǎo)致流體性質(zhì)識(shí)別能力下降。以常用的差譜法為例，當(dāng)存在大孔徑水層時(shí)，短等待時(shí)間內(nèi)無(wú)法完全磁化地層水，導(dǎo)致水層存在差譜而誤解釋為油層信息。差譜法僅能用于輕質(zhì)油識(shí)別。移譜法依據(jù)流體的擴(kuò)散系數(shù)進(jìn)行流體性質(zhì)識(shí)別，主要對(duì)中等黏度的原油進(jìn)行識(shí)別，以哈里伯頓公司的模塊DIFAN為例，該模塊采用交會(huì)圖法進(jìn)行含油飽和度評(píng)價(jià)，需輸入較多儲(chǔ)集層和流體參數(shù)，如烴與水的黏度、溫度及壓力等信息。肖立志曾指出[1-2]，DIFAN模塊算法理論上并不成立。二維核磁共振測(cè)井能夠?qū)崿F(xiàn)孔隙介質(zhì)內(nèi)油、氣、水信號(hào)分離，但二維核磁的實(shí)現(xiàn)過(guò)程較為繁瑣，需設(shè)計(jì)二維核磁測(cè)井采集模式（如Diffusion Editing脈沖序列）、反演處理算法和流體識(shí)別方法。

2 核磁共振測(cè)井構(gòu)建水譜法原理

核磁共振測(cè)井流體識(shí)別的關(guān)鍵是消除孔隙結(jié)構(gòu)因素對(duì)流體識(shí)別的影響，孔隙結(jié)構(gòu)信息S/V由儲(chǔ)集層本身決定，而流體擴(kuò)散系數(shù)D與孔隙流體性質(zhì)相關(guān)，相比于前者，擴(kuò)散系數(shù)的確定較為簡(jiǎn)單，在實(shí)驗(yàn)室內(nèi)即可準(zhǔn)確測(cè)量。

對(duì)于油而言，其擴(kuò)散系數(shù)Do與黏度及溫度有關(guān)，可用下式計(jì)算[1,3-7]：

水的擴(kuò)散系數(shù)Dw僅與溫度有關(guān)，可用下式計(jì)算：

氣體擴(kuò)散系數(shù)Dg與密度ρ和溫度T有關(guān)，可用下式計(jì)算：

當(dāng)孔隙介質(zhì)中流體完全為水時(shí)，在長(zhǎng)等待時(shí)間（例如TWl為12.988 s）、短回波間隔（例如TEs為0.9 ms）測(cè)量模式下，測(cè)井獲得橫向弛豫時(shí)間T2,ws可以表示為：

長(zhǎng)等待時(shí)間、長(zhǎng)回波間隔測(cè)量模式下，所得橫向弛豫時(shí)間T2,wl可表示為：

對(duì)于水、氣、輕質(zhì)油及中等黏度原油，相比于表面弛豫（通常為幾毫秒），自由弛豫時(shí)間較長(zhǎng)，其數(shù)值約為幾秒，通?？珊雎?。對(duì)于常用的MRIL-Prime測(cè)井儀器，若水?dāng)U散系數(shù)Dw為（2.5～6.0）×10-8cm2/ms，當(dāng)采用短回波間隔（TEs為0.9 ms）測(cè)量時(shí)，擴(kuò)散弛豫時(shí)間為1 193.8～2 865.1 ms；采用長(zhǎng)回波間隔（TEl為3.6 ms）測(cè)量時(shí)，擴(kuò)散弛豫時(shí)間為74.6～179.1 ms。相比于表面弛豫，可忽略短回波間隔下的擴(kuò)散弛豫貢獻(xiàn)。與水類似，短回波間隔下的氣和輕質(zhì)油及中等黏度原油擴(kuò)散時(shí)間較長(zhǎng)（數(shù)值通常為幾秒），與砂巖的表面弛豫時(shí)間相比可忽略不計(jì)。

水在短回波間隔下的橫向弛豫時(shí)間為：

水在長(zhǎng)回波間隔下的橫向弛豫時(shí)間為：

氣在短回波間隔下的橫向弛豫時(shí)間為：

氣在長(zhǎng)回波間隔下的橫向弛豫時(shí)間為：

輕質(zhì)油及中等黏度原油在短回波間隔下的橫向弛豫時(shí)間為：

輕質(zhì)油及中等黏度原油在長(zhǎng)回波間隔下的橫向弛豫時(shí)間為：

長(zhǎng)等待時(shí)間、長(zhǎng)回波間隔模式下的回波可以用下式表示：

對(duì)比(7)—(12)式可見(jiàn)，與長(zhǎng)等待時(shí)間（例如TWl為12.988 s）、短回波間隔（例如TEs為0.9 ms）模式相比，在長(zhǎng)等待時(shí)間、長(zhǎng)回波間隔（例如TEl為3.6 ms）模式測(cè)量時(shí)，僅擴(kuò)散弛豫發(fā)生變化，可以利用長(zhǎng)等待時(shí)間、短回波間隔模式測(cè)量的T2譜模擬長(zhǎng)等待時(shí)間長(zhǎng)回波間隔的回波信息。將長(zhǎng)等待時(shí)間短回波間隔模式的測(cè)量結(jié)果代入（13）式中可以得到構(gòu)建水譜的回波大小，即：

將長(zhǎng)等待時(shí)間長(zhǎng)回波間隔測(cè)量的回波串與構(gòu)建水譜的回波串進(jìn)行差譜處理，即：

差譜ΔM的數(shù)值與儲(chǔ)集層的流體性質(zhì)有關(guān)，將差譜ΔM采用多指數(shù)反演算法進(jìn)行處理可得差譜T2分布（可用ΔT2表示），即為所識(shí)別的流體T2譜分布。

當(dāng)儲(chǔ)集層為水層時(shí)，測(cè)量回波串和構(gòu)建水譜回波串進(jìn)行差譜處理可以表示為：

此時(shí)利用多指數(shù)反演處理可得差譜信號(hào)為ΔT2,w=0。

當(dāng)儲(chǔ)集層為氣層時(shí)，由于氣的擴(kuò)散系數(shù)遠(yuǎn)大于水的擴(kuò)散系數(shù)，此時(shí)測(cè)量譜回波串幅度應(yīng)小于構(gòu)建水譜回波串幅度，測(cè)量回波串和構(gòu)建水譜回波串進(jìn)行差譜處理可以表示為：

此時(shí)對(duì)-ΔMt進(jìn)行多指數(shù)反演處理可得完全含氣T2譜（以下簡(jiǎn)稱氣譜）ΔT2,g分布。

當(dāng)儲(chǔ)集層流體為輕質(zhì)油及中等黏度原油時(shí)，對(duì)于常用輕質(zhì)油測(cè)井模式D9TWE3，測(cè)量回波串和構(gòu)建水譜回波串進(jìn)行差譜處理可表示為：

此時(shí)，ΔMt回波串的第1個(gè)時(shí)刻回波幅度ΔMl＞0，且ΔMt的標(biāo)準(zhǔn)差σ（ΔMt）＞δ，將ΔMt進(jìn)行反演處理可得差譜結(jié)果，即為完全含油T2譜（以下簡(jiǎn)稱油譜）ΔT2,o。當(dāng)儲(chǔ)集層流體為黏度較大的稠油時(shí)，原油的自由弛豫不可忽略，測(cè)量回波串和構(gòu)建水譜回波串進(jìn)行差譜處理可表示為：

對(duì)于稠油，若采用輕質(zhì)油的測(cè)井模式D9TWE3，構(gòu)建水譜與測(cè)量譜差異較小，流體識(shí)別難度較大。應(yīng)采用更長(zhǎng)的回波間隔進(jìn)行測(cè)井資料采集，并結(jié)合電阻率方法提高流體識(shí)別符合率。

將上述回波串的差異數(shù)據(jù)利用反演算法轉(zhuǎn)化為T2譜，通過(guò)差異大小確定油譜、氣譜，為了對(duì)儲(chǔ)集層流體性質(zhì)定量計(jì)算與評(píng)價(jià)，可以利用下式求取視油、氣飽和度：

在實(shí)際測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)的應(yīng)用中，將實(shí)驗(yàn)室測(cè)定的該地區(qū)的油、氣含氫指數(shù)代入上式，這樣求取的飽和度結(jié)果更接近真實(shí)值。由于構(gòu)建水譜法求得的含油飽和度屬于視含油飽和度，其結(jié)果小于儲(chǔ)集層的真實(shí)含油飽和度，在進(jìn)行油層、油水同層、含油水層、含水油層等油層級(jí)別劃分時(shí)，結(jié)合試油資料可得到更準(zhǔn)確的結(jié)果，同時(shí)注意不同回波間隔下構(gòu)建水譜的視含油飽和度計(jì)算結(jié)果存在一定差異。

3 應(yīng)用實(shí)例

渤海灣盆地南堡凹陷（見(jiàn)圖1）發(fā)育河流、三角洲和水下扇等多種沉積相，各沉積相帶互相疊置，儲(chǔ)集層巖性、物性變化快，大量低電阻率油層的存在使利用常規(guī)測(cè)井進(jìn)行流體性質(zhì)識(shí)別難度很大[8]。筆者在上述理論研究基礎(chǔ)上，應(yīng)用核磁共振測(cè)井儀MRIL-Prime對(duì)該凹陷進(jìn)行構(gòu)建水譜流體識(shí)別方法驗(yàn)證。該地區(qū)儲(chǔ)集層條件下原油屬輕質(zhì)油，平均黏度為4 mPa·s。根據(jù)設(shè)計(jì)要求進(jìn)行D9TWE3模式測(cè)井，該模式可以同時(shí)測(cè)量雙等待時(shí)間模式、雙回波間隔模式以及泥質(zhì)束縛水模式下共5組數(shù)據(jù)，可實(shí)現(xiàn)雙等待時(shí)間差譜法和雙回波間隔移譜法流體識(shí)別。具體參數(shù)如下，A組：TW1= 12.988 s，TEs=0.9 ms，回波個(gè)數(shù)500；B組：TWs=1 s，TEs=0.9 ms，回波個(gè)數(shù)500；C組：TWc=0.02s，TEc=0.6 ms，回波個(gè)數(shù)20；D組：TW1=12.988 s，TE1=3.6 ms，回波個(gè)數(shù)125；E組：TWs=1 s，TEl=3.6 ms，回波個(gè)數(shù)125。

圖1 研究區(qū)區(qū)域構(gòu)造位置圖

3.1 水層識(shí)別

南堡凹陷A井2 769.6～2 785.3 m儲(chǔ)集層段的平均孔隙度為20.5%，試油證實(shí)該層為水層，日產(chǎn)水7.4 m3。根據(jù)上述構(gòu)建水譜原理，水層不會(huì)出現(xiàn)差譜信號(hào)，測(cè)量譜與構(gòu)建水譜分布范圍和幅度幾乎一致。對(duì)比圖2中第7道的測(cè)量譜（長(zhǎng)回波間隔T2譜）與第8道的構(gòu)建水譜可知，測(cè)量譜與構(gòu)建水譜不存在差譜信號(hào)，即ΔT=0，驗(yàn)證了構(gòu)建水譜方法的正確性，為該方法在油氣層的應(yīng)用奠定了理論基礎(chǔ)。

圖2 南堡凹陷A井2 768～2 787 m井段構(gòu)建水譜法水層識(shí)別結(jié)果

3.2 油層識(shí)別

南堡凹陷B井2 955.7～2 971.4 m儲(chǔ)集層段的孔隙度平均值為24.1%。對(duì)比圖3中第7道的長(zhǎng)回波間隔測(cè)量譜和第8道的構(gòu)建水譜，構(gòu)建水譜與測(cè)量譜差異明顯，且測(cè)量譜左移明顯小于構(gòu)建水譜，這表明該層流體的擴(kuò)散系數(shù)小于水的擴(kuò)散系數(shù)。構(gòu)建水譜與測(cè)量譜的差譜為油譜，通過(guò)計(jì)算可得該層的視含油飽和度為19.2%，根據(jù)本區(qū)域構(gòu)建水譜的油層劃分標(biāo)準(zhǔn)（So′＞15%為油層）可以確定該層為油層，試油證實(shí)該層初期日產(chǎn)原油99 t，構(gòu)建水譜的流體識(shí)別結(jié)果與試油結(jié)論一致。

圖3 南堡凹陷B井2 952.5～2 975.0 m井段構(gòu)建水譜法油層識(shí)別結(jié)果

3.3 油水同層識(shí)別

圖4為構(gòu)建水譜流體識(shí)別技術(shù)在油水同層中應(yīng)用情況，南堡凹陷C井2 628.1～2 652.5 m儲(chǔ)集層段的孔隙度約24.6%。對(duì)比第7道和第8道可知，該層上部層段（2 628.1～2 638.1 m）構(gòu)建水譜與測(cè)量譜差異明顯，測(cè)量譜移動(dòng)程度明顯小于構(gòu)建水譜，即儲(chǔ)集層流體的擴(kuò)散系數(shù)小于水的擴(kuò)散系數(shù)，故構(gòu)建水譜和測(cè)量譜的差譜為油譜，該層下部層段（2 638.1～2 652.5 m）構(gòu)建水譜與測(cè)量譜一致，可以確定該段為水層。綜合上下兩段構(gòu)建水譜法分析結(jié)果，確定該層為油水同層，與電阻率曲線對(duì)比來(lái)看，構(gòu)建水譜法確定的油水界面更加清晰。經(jīng)試油證實(shí)，該層日產(chǎn)油7.5 t，日產(chǎn)水55 m3，構(gòu)建水譜的流體識(shí)別結(jié)果與試油結(jié)論一致。

3.4 氣層識(shí)別

圖5為構(gòu)建水譜流體識(shí)別技術(shù)在氣層中應(yīng)用情況，南堡凹陷D井某層段（2 382.8～2 385.4 m）孔隙度為13.7%。對(duì)比第7道和第8道可見(jiàn)，構(gòu)建水譜與測(cè)量譜之間存在明顯差異，測(cè)量譜的移動(dòng)程度明顯大于構(gòu)建水譜，且σ（ΔMt）＞δ，由此可知儲(chǔ)集層流體擴(kuò)散系數(shù)明顯大于水的擴(kuò)散系數(shù)，故構(gòu)建水譜與測(cè)量譜的差譜信號(hào)為氣譜，經(jīng)試油證實(shí)，該層日產(chǎn)氣4.5×104m3，構(gòu)建水譜的流體識(shí)別結(jié)果與試油結(jié)論一致。對(duì)于氣層識(shí)別，需要注意的是，當(dāng)含氣飽和度較低時(shí)，構(gòu)建水譜的識(shí)別效果不明顯，需結(jié)合其他測(cè)井資料以提高低飽和度氣層的流體識(shí)別準(zhǔn)確率。

3.5 低電阻率油層識(shí)別

低電阻率油層指同一油水系統(tǒng)內(nèi)油層與純水層的電阻率之比（即電阻率增大率I）小于2的油層，造成油層低電阻率的因素主要包括束縛水含量高、黏土附加導(dǎo)電、油水層的地層水礦化度差異較大等。由圖6可見(jiàn)，南堡凹陷E井3 055.1～3 063.9 m層段電阻率平均值為3 ?·m，采用阿爾奇公式進(jìn)行流體評(píng)價(jià)具有較大局限性。第8道構(gòu)建水譜的計(jì)算結(jié)果表明該層明顯存在油信號(hào)，且通過(guò)計(jì)算可得該層的視含油飽和度大于15.3%，可以將該層解釋為油層。該層段具有較高的束縛水飽和度，這是造成電阻率數(shù)值較低的主要原因。經(jīng)試油證實(shí)，該層日產(chǎn)原油57.5 t，證實(shí)了核磁共振測(cè)井構(gòu)建水譜在該低電阻率油層計(jì)算結(jié)果的準(zhǔn)確性。

圖4 南堡凹陷C井2 625～2 655 m井段構(gòu)建水譜法油水同層識(shí)別結(jié)果

3.6 構(gòu)造水譜法與差譜法對(duì)比

南堡凹陷F井3 210.8～3 212.6 m層段有較強(qiáng)的差譜信號(hào)，測(cè)井解釋人員因差譜信號(hào)很強(qiáng)而將該層解釋為油層，試油證實(shí)該層為水層，初期日產(chǎn)水12.2 m3。如果采用構(gòu)建水譜法進(jìn)行處理，可以得到回波間隔為3.6 ms的構(gòu)建水譜，如圖7第10道所示，其構(gòu)建水譜與測(cè)量譜（第9道）幾乎完全一致，該層流體的擴(kuò)散系數(shù)和地層水的擴(kuò)散系數(shù)相同，故解釋為水層，與試油結(jié)論一致。在大孔徑水層進(jìn)行長(zhǎng)短等待時(shí)間核磁共振測(cè)量時(shí)，流體磁化程度差異是差譜法進(jìn)行流體性質(zhì)判別的依據(jù)，而短等待時(shí)間內(nèi)難以將水完全磁化是差譜法失效的主要原因。構(gòu)建水譜法并不依靠極化時(shí)間判斷流體性質(zhì)，僅僅通過(guò)油、氣、水的擴(kuò)散系數(shù)差異來(lái)定量判別流體類型，可以明顯提高流體性質(zhì)識(shí)別的準(zhǔn)確率。

圖5 南堡凹陷D井2 370～2 387 m井段構(gòu)建水譜法氣層識(shí)別結(jié)果

圖6 南堡凹陷E井3 046～3 066 m井段構(gòu)建水譜法低電阻率油層識(shí)別結(jié)果

圖7 南堡凹陷F井3 204～3 216 m井段構(gòu)建水譜法與差譜法應(yīng)用效果對(duì)比

4 結(jié)論

核磁共振測(cè)井構(gòu)建水譜是一種全新的流體識(shí)別技術(shù)，該方法將擴(kuò)散系數(shù)信息加入測(cè)量T2譜中構(gòu)建水譜，解決了孔隙結(jié)構(gòu)對(duì)流體性質(zhì)識(shí)別的影響，對(duì)比測(cè)量譜和構(gòu)建水譜的差異可準(zhǔn)確進(jìn)行油、氣、水流體性質(zhì)識(shí)別。對(duì)渤海灣盆地120口井測(cè)井資料處理證明，該方法能提高核磁共振測(cè)井流體識(shí)別能力，主要具有以下優(yōu)勢(shì)：在進(jìn)行輕質(zhì)油儲(chǔ)集層流體識(shí)別時(shí)，與差譜法受孔隙結(jié)構(gòu)因素影響相比[9-10]，構(gòu)建水譜法消除了孔隙結(jié)構(gòu)因素的影響，流體識(shí)別效果明顯提高，能夠提供準(zhǔn)確的視流體飽和度信息；與移譜法需要輸入T2特征值（如峰值、半峰值或幾何均值）難以進(jìn)行流體性質(zhì)判別相比，構(gòu)建水譜法利用多個(gè)T2組分定量進(jìn)行流體性質(zhì)判別，流體識(shí)別能力較強(qiáng)；與二維核磁共振測(cè)井相比，構(gòu)建水譜法實(shí)現(xiàn)較為簡(jiǎn)單，無(wú)需改變現(xiàn)有測(cè)井模式，具有較強(qiáng)的適用性；構(gòu)建水譜法所采用水?dāng)U散系數(shù)為自由狀態(tài)的數(shù)值，對(duì)中高孔滲儲(chǔ)集層流體識(shí)別效果較好，但由于受限擴(kuò)散因素的影響，在致密儲(chǔ)集層流體識(shí)別時(shí)會(huì)導(dǎo)致流體識(shí)別精度降低，需根據(jù)巖石物理實(shí)驗(yàn)測(cè)量的地層水?dāng)U散系數(shù)進(jìn)行流體識(shí)別。該方法對(duì)低電阻率油層等復(fù)雜儲(chǔ)集層的流體識(shí)別具有明顯優(yōu)勢(shì)，結(jié)合電阻率識(shí)別結(jié)果可顯著提高復(fù)雜儲(chǔ)集層流體識(shí)別的準(zhǔn)確率。

符號(hào)注釋：

C——常數(shù)，通常取1.4左右，無(wú)因次；D——流體的擴(kuò)散系數(shù)，cm2/ms；Dg——?dú)獾臄U(kuò)散系數(shù)，10-8cm2/ms；Do——油的擴(kuò)散系數(shù)，cm2/ms；Dw——水的擴(kuò)散系數(shù)，cm2/ms；G——磁場(chǎng)梯度，Gs/cm；I——電阻率增大率，無(wú)因次；IH,g——?dú)獾暮瑲渲笖?shù)，無(wú)因次；IH,o——油的含氫指數(shù)，無(wú)因次；i——核磁共振橫向弛豫組分，無(wú)因次；Mi——第i個(gè)孔隙組分的孔隙度，%；MTEl,TWl——長(zhǎng)等待時(shí)間長(zhǎng)回波間隔的回波信號(hào)，無(wú)因次；S——孔隙表面積，cm2；Si——第i個(gè)孔隙組分的表面積，cm2；So′——視含油飽和度，%；Sg′——視含氣飽和度，%；t——回波串時(shí)刻，無(wú)因次；T——溫度，℃；T2——橫向弛豫時(shí)間，ms；T2B——自由弛豫時(shí)間，ms；T2B,g——?dú)獾淖杂沙谠r(shí)間，ms；T2B,o——油的自由弛豫時(shí)間，ms；T2B,w——水的自由弛豫時(shí)間，ms；T2,gl——長(zhǎng)回波間隔下氣的橫向弛豫時(shí)間，ms；T2,gs——短回波間隔下氣的橫向弛豫時(shí)間，ms；T2,ol——長(zhǎng)回波間隔下油的橫向弛豫時(shí)間，ms；T2,os——短回波間隔下油的橫向弛豫時(shí)間，ms；T2,wl——長(zhǎng)回波間隔下水的橫向弛豫時(shí)間，s；T2,ws——短回波間隔下水的橫向弛豫時(shí)間，ms；T2,ws,i——短回波間隔下第i個(gè)孔隙組分中水的橫向弛豫時(shí)間，ms；TE——回波間隔，ms；TEc——泥質(zhì)束縛水模式的回波間隔，ms；TEl——長(zhǎng)回波間隔，ms；TEs——短回波間隔，ms；TWc——泥質(zhì)束縛水模式的等待時(shí)間，s；TWl——長(zhǎng)等待時(shí)間，s；TWs——短等待時(shí)間，s；V——孔隙體積，cm3；Vi——第i個(gè)孔隙組分的體積，cm3；γ——?dú)浜诵疟龋?ms·Gs)-1；δ——隨機(jī)噪聲方差，無(wú)因次；ΔMt——差譜回波信號(hào)，%；ΔT2,g——?dú)獾牟钭V信號(hào)，ms；ΔT2,o——油的差譜信號(hào)，ms；ΔT2,w——水的差譜信號(hào)，ms；εt——隨機(jī)噪聲，無(wú)因次；μ——黏度，mPa·s；ρ——密度，g/cm3；ρ2——橫向表面弛豫率，cm/ms；σ——標(biāo)準(zhǔn)差，無(wú)因次；φNMR——核磁孔隙度，無(wú)因次。

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（編輯 黃昌武）

Water spectrum method of NMR logging for identifying fluids

HU Falong1,2,ZHOU Cancan1,2,LI Chaoliu1,2,XU Hongjun1,2,ZHOU Fengming3,SI Zhaowei3
(1.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development,Beijing 100083,China; 2.PetroChina Well Logging Key Lab,Beijing 100083,China; 3.PetroChina Jidong Oilfield Company,Tangshan 063004,China)

A new fluid identification method by constructing water spectrum based on NMR logging was put forward after the limitations of existing nuclear magnetic resonance (NMR) fluid identification methods were analyzed.At present,differential spectrum method (DSM) and shifted spectrum method (SSM) of NMR logging are commonly used fluid identification methods.Due to the effects of fluid properties and pore structures,however,their coincidence rates of fluid identification are lower.A new fluid identification method named water spectrum construction method was developed in this study.Based on the existing acquisition mode of NMR logging,T2(transverse relaxation time) spectrum of long waiting time and long echo spacing in completely watered conditions was constructed from the T2spectrum which was measured in the mode of long waiting time and short echo spacing.And then,the types of fluids in reservoirs were identified by comparing the measured T2spectrum with the constructed water spectrum.This new method was applied in Nanpu sag,Bohai Bay Basin for identifying oil layers,oil-water layers,water layers,gas layers and low-resistivity oil layers.It is demonstrated that based on the water spectrum construction method,the coincidence rate of fluid identification caused by pore structures is increased and fluid identification capacity of NMR logging is improved.Water spectrum construction method is prospective for fluid identification and evaluation of complex reservoirs.

NMR logging; water spectrum method; fluid identification technique; complex reservoirs; fluid identification coincidence rate

國(guó)家油氣重大專項(xiàng)“復(fù)雜儲(chǔ)集層油氣測(cè)井解釋理論方法與處理技術(shù)”（2011ZX05020-008）；中國(guó)石油天然氣集團(tuán)公司測(cè)井基礎(chǔ)研究項(xiàng)目（2014A-3910）

TE122.1

A

1000-0747(2016)02-0244-09

10.11698/PED.2016.02.10

胡法龍(1977-)，男，山東沂南人，博士，中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院高級(jí)工程師，主要從事地球物理測(cè)井方法與應(yīng)用方面研究。地址：北京市海淀區(qū)學(xué)院路20號(hào)，中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院測(cè)井與遙感技術(shù)研究所，郵政編碼：100083。E-mail:hufalong@petrochina.com.cn

2015-01-20

2016-01-10