王振林 ，毛志強，孫中春，王志維 ，趙培強

（1.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；2.中國石油大學(xué)（北京）地球物理與信息工程學(xué)院，北京 102249；3.中國地質(zhì)大學(xué)（武漢）地球物理與空間信息學(xué)院，湖北 武漢 430074）

致密油儲層孔隙結(jié)構(gòu)核磁共振測井評價方法

王振林1，毛志強2，孫中春1，王志維1，趙培強3

（1.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；2.中國石油大學(xué)（北京）地球物理與信息工程學(xué)院，北京 102249；3.中國地質(zhì)大學(xué)（武漢）地球物理與空間信息學(xué)院，湖北 武漢 430074）

對吉木薩爾凹陷蘆草溝組致密油儲層孔隙流體分布、微觀潤濕性和流體弛豫性質(zhì)的分析認(rèn)為，致密油儲層的小孔隙主要含水且親水，大孔隙主要含油且親油。依據(jù)核磁共振測井T2譜評價孔徑分布的公式、親水孔隙表面弛豫率和親油孔隙表面弛豫率的大小，將水弛豫信號和油弛豫信號分別轉(zhuǎn)換為含油孔徑和含水孔徑分布，二者相加得到巖石總的孔徑分布。通過對核磁共振測井資料的處理及其與巖心分析資料的對比分析，驗證了本方法的有效性和可靠性。

孔隙結(jié)構(gòu)；核磁共振測井；蘆草溝組致密油儲層；吉木薩爾凹陷；準(zhǔn)噶爾盆地

0 引言

隨著世界范圍內(nèi)對非常規(guī)油氣資源的重視，致密油作為其中的一種主要類型，不可避免地成為全球石油勘探開發(fā)的新領(lǐng)域。致密油儲層一般具有低孔、特低滲等特征，單井無自然產(chǎn)能，需通過壓裂改造等技術(shù)才能獲得工業(yè)油氣流［1-3］。僅依靠有機碳含量、孔隙度、飽和度等宏觀參數(shù)無法滿足致密油儲層的有效性評價，而孔隙結(jié)構(gòu)反映巖石的微觀特征，控制著巖石的滲透能力。因此，巖石的孔隙結(jié)構(gòu)測井評價是致密油儲層研究中的一項重點工作。

核磁共振測井在評價儲層孔隙結(jié)構(gòu)方面具有較大的優(yōu)勢［4-10］。國內(nèi)外研究人員針對核磁共振測井T2譜評價孔隙結(jié)構(gòu)展開了廣泛的研究［11-18］。然而，到目前為止還沒有親油油層核磁共振測井T2譜的含烴校正及孔隙結(jié)構(gòu)核磁共振測井評價方法的相關(guān)研究。

準(zhǔn)噶爾盆地二疊系蘆草溝組致密油儲層由于極低的滲透率，殘余油飽和度很高，使得核磁共振測井儀器（研究區(qū)使用斯倫貝謝的CMR儀器）測量獲得的流體弛豫信號既包含地層水又包含油。此外，潤濕性研究表明，蘆草溝組儲層表現(xiàn)為中性至親油潤濕。通過研究可知，利用核磁共振測井評價研究區(qū)儲層的孔隙結(jié)構(gòu)非常困難。本文基于致密油儲層的孔隙流體分布、微觀潤濕性及流體弛豫性質(zhì)等，提出了一種適合致密油儲層的孔隙結(jié)構(gòu)核磁共振測井評價方法，將此方法應(yīng)用到吉木薩爾凹陷蘆草溝組致密油儲層中，取得了良好的應(yīng)用效果。

1 基本理論

由油層物理學(xué)可知，毛細(xì)管壓力與毛細(xì)管孔徑之間的關(guān)系式為

式中：pc為毛細(xì)管壓力，MPa；σ為流體界面張力，10-5N/cm；θ為潤濕接觸角，（°）；r為毛細(xì)管半徑，μm。

通常利用核磁共振測井T2譜構(gòu)建毛細(xì)管壓力曲線時認(rèn)為，核磁共振橫向弛豫中的擴散弛豫和體弛豫分量可忽略。因此，橫向弛豫時間與孔徑的關(guān)系式為

式中：ρ為巖石的橫向表面弛豫率，μm/s；S為孔隙內(nèi)表面積，μm2；V為孔隙體積，μm3；Fs為幾何形狀因子，本文取值為2。

聯(lián)立式（1）和式（2）得：

C為毛細(xì)管壓力曲線和橫向弛豫時間之間的轉(zhuǎn)換系數(shù)，可通過巖樣的毛細(xì)管壓力曲線和核磁共振實驗獲得。

2 方法研究

2.1 致密油儲層的流體分布和微觀潤濕特征

研究表明，準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾凹陷蘆草溝組致密油具有自生自儲的特點，但許多砂巖類儲集層和碳酸鹽巖類儲集層所含的石油來源于泥巖類烴源巖［19］。因此，致密油的主要儲集孔隙空間中的油氣是在外力作用下以油驅(qū)水的方式注入的，其注入過程由易到難。在注入壓力較低的情況下，先注入孔徑較大的孔隙空間，然后隨著注入壓力的增大，油氣漸漸充入孔徑較小的孔隙空間，最后儲集層孔隙中的烴類飽和度逐漸增高。因此，致密油儲層中孔徑相對較小的孔隙含水飽和度較高，孔徑相對較大的孔隙含油飽和度高。

文獻(xiàn)［20］指出，優(yōu)先運移到大孔隙中的油會發(fā)生有機質(zhì)沉淀。因瀝青質(zhì)、蠟、樹脂等有機質(zhì)一般呈親油特征，所以油所充注的孔隙表面呈現(xiàn)親油潤濕特征。Amott潤濕性指數(shù)實驗結(jié)果說明，研究區(qū)致密油儲層巖石為中性至親油特征（見表1）。致密油主要儲層段含有一定的有機質(zhì)，但是其含量較低，因此，致密油儲層的親油特征是由原油運移到孔隙后，使巖石的潤濕性發(fā)生轉(zhuǎn)變的結(jié)果。所以并未充注原油的小孔隙內(nèi)表面仍然呈親水特征，小孔隙中流體的核磁共振橫向弛豫信號主要由水的表面弛豫貢獻(xiàn)。

表1 研究區(qū)致密油巖石Amott潤濕性指數(shù)測量結(jié)果

巖石的潤濕性和含油級別關(guān)系表明（見圖1），巖石的親油性隨含油級別增大而增強。親油性強的巖石，其孔隙親油表面所占比例大，因此，儲集層大孔隙中親油表面所占比例與含油飽和度呈正相關(guān)的關(guān)系，這種正相關(guān)關(guān)系保證了油的體積弛豫信號不會偏大。對油的體積弛豫的影響忽略不計，則大孔隙中流體的核磁共振橫向弛豫信號主要為油的表面弛豫。

圖1 研究區(qū)儲集層樣品各含油級別的相對潤濕指數(shù)

電鏡掃描實驗也證明了致密油儲層巖石小孔隙主要含水且親水，而大孔隙主要含油且親油。

2.2 孔隙結(jié)構(gòu)評價方法

致密油儲層的大孔隙內(nèi)含油飽和度高，地層水主要集中在小孔隙中，橫向弛豫信號主要由表面弛豫貢獻(xiàn)。親油孔隙對油的表面弛豫率低于親水孔隙對水的表面弛豫率［21-22］，低表面弛豫率會導(dǎo)致弛豫時間增大。所以，致密油儲層巖石核磁共振測井長弛豫信號（T2譜右側(cè)）主要為油的弛豫信號（簡稱油譜），短弛豫信號（T2譜左側(cè)）主要為水的弛豫信號（簡稱水譜）。

如果儲集層某一深度的含油飽和度是已知的，從最小橫向弛豫時間起，以逐漸增大的方式分別計算每個橫向弛豫時間對應(yīng)的累計核磁孔隙度分量，并將它們分別與核磁總孔隙度相比。當(dāng)某一比值等于含油飽和度時，認(rèn)為相對應(yīng)的起算時間是水弛豫信號的截止值，計算表達(dá)式為

式中：So為含油飽和度；T2_cw為水弛豫信號的截止時間，ms；T2i為第i個組分的橫向弛豫時間，ms；φi為橫向弛豫時間T2i對應(yīng)的孔隙度分量；n為橫向弛豫分量數(shù)。

確定水橫向弛豫信號的截止值后，利用親水孔隙表面弛豫率和親油孔隙表面弛豫率，將T2譜的水信號分量和油信號分量分別轉(zhuǎn)換為含水和含油孔徑分布：

將含水孔隙的孔徑分布與含油孔隙的孔徑分布進行疊加，可得到整塊巖石的孔徑分布：

式中：At為巖石孔徑分布的相對幅度；Aw為巖石的含水孔隙孔徑分布的相對幅度；Ao為巖石的含油孔隙孔徑分布的相對幅度。

直接從弛豫時間截止值將油、水兩相信號進行截斷，得出的孔徑分布不光滑。因此，本孔隙結(jié)構(gòu)評價方法引入了孔隙流體的權(quán)重函數(shù)［17］：

式中：S （T2）為孔隙流體權(quán)重函數(shù)；a1，a2分別為控制調(diào)節(jié)參數(shù)，相當(dāng)于一個分布的邊界值，本文中的含水比例隨著孔隙的增大，從1減為0，所以a1為1，a2為0；m為控制含油和含水孔隙半徑的過渡帶的系數(shù)。

圖2為孔隙流體的函數(shù)分布，隨著橫向弛豫時間的增加，含水比例從1逐漸減小至0。系數(shù)等于4的油水孔徑過渡帶小于系數(shù)等于2的油水孔徑過渡帶。

2.3 孔隙結(jié)構(gòu)評價步驟

A井位于吉木薩爾凹陷的中部位置。以A井儲集層深度3569 m的核磁共振測井T2譜（見圖3）及毛細(xì)管壓力曲線（見圖4）為例，說明本文提出的孔隙結(jié)構(gòu)評價方法的具體步驟。

第1步，根據(jù)儲層的含油飽和度，利用式（4）求得油、水信號的截止值，本例計算的截止值為6 ms。

第2步，將核磁共振測井T2譜反向累計曲線和毛細(xì)管壓力曲線繪制到同一個坐標(biāo)系統(tǒng)中（見圖5）。

圖2 研究區(qū)儲集層孔隙流體權(quán)重函數(shù)分布

圖3 研究區(qū)A井3569 m儲層T2譜

圖4 毛細(xì)管壓力曲線和T2譜反向累計曲線

第3步，分別確定水信號截止值前和截止值后的毛細(xì)管壓力曲線和橫向弛豫時間之間的轉(zhuǎn)換系數(shù)。本文的確定方法是，不斷調(diào)整轉(zhuǎn)換系數(shù)值，使得橫向弛豫時間反向累計曲線小孔段和大孔段與毛細(xì)管壓力曲線均盡量重合（見圖5）。圖5中水譜反向累計和毛細(xì)管壓力曲線的轉(zhuǎn)換系數(shù)為91.9；油譜反向累計曲線和毛細(xì)管壓力曲線的轉(zhuǎn)換系數(shù)為262.5。計算得到親水孔隙表面弛豫率和親油孔隙表面弛豫率，分別為4.0，1.3 μm/s。

圖5 調(diào)整毛細(xì)管壓力曲線和T2譜分段反向累計曲線

第4步，利用孔隙流體權(quán)重函數(shù)（m=4）處理獲得核磁共振測井的水譜和油譜（見圖6）。利用孔隙流體權(quán)重函數(shù)計算的含油飽和度和含水飽和度與直接利用截止值截斷計算的含油飽和度和含水飽和度幾乎一致，驗證了孔隙流體權(quán)重函數(shù)的準(zhǔn)確性。

圖6 儲層核磁共振油信號和水信號

第5步，利用式（5）并根據(jù)親油和親水表面弛豫率的大小，將核磁共振測井的水譜和油譜分別轉(zhuǎn)換為含水孔徑分布和含油孔徑分布。利用式（6）將含水和含油孔隙的孔徑分布累加，得到巖石的孔徑分布（見圖7）。

圖7 研究區(qū)A井3569 m儲層孔徑分布

第6步，依據(jù)式（1）將巖石的孔徑分布轉(zhuǎn)換為毛細(xì)管壓力曲線（見圖8）。圖8中2條毛細(xì)管壓力曲線吻合較好，說明本文的孔隙結(jié)構(gòu)核磁共振測井評價方法應(yīng)用效果良好。

圖8 儲層實測毛細(xì)管壓力曲線和T2譜轉(zhuǎn)換的毛細(xì)管壓力曲線

3 實例應(yīng)用

應(yīng)用本文提出的毛細(xì)管壓力曲線核磁共振評價方法，對吉木薩爾凹陷B井蘆草溝組致密油儲層的T2譜進行處理，取得了良好的效果。利用毛細(xì)管壓力曲線和T2譜刻度得到長石巖屑粉細(xì)砂巖平均的親水孔隙表面弛豫率為3.50 μm/s，平均的親油孔隙表面弛豫率為1.00 μm/s。云質(zhì)巖層平均的親水表面弛豫率為2.50 μm/s，平均的親油表面弛豫率為0.75 μm/s。

圖9為一段長石巖屑粉細(xì)砂巖層段的孔隙結(jié)構(gòu)評價結(jié)果，驗證了本文提出的孔隙結(jié)構(gòu)核磁共振測井評價方法的可靠性和有效性。將計算的中值半徑、平均孔喉半徑與實際測量值對比分析可知，二者的相對誤差為30%左右，而前人方法計算結(jié)果和實際測量值的相對誤差在300%左右，說明本方法的精度高。

本文方法在吉木薩爾凹陷蘆草溝組14口探井中，應(yīng)用總體相對誤差控制在30%左右，為全區(qū)儲層物性評價提供了堅實的測井技術(shù)支撐。此方法可以為中性儲集層提供完全含水且親水的橫向弛豫時間分布，也為含油儲層橫向弛豫時間分布的含烴校正提供了一種思路。

利用本文提出的方法評價致密油儲層的孔隙結(jié)構(gòu)雖然整體上應(yīng)用效果良好，但是利用T2譜構(gòu)造的毛細(xì)管壓力曲線與實際測量的毛細(xì)管壓力曲線具有一定的誤差。分析認(rèn)為，本文方法建立在忽略油的體弛豫信號的前提下，由于油的體弛豫和表面弛豫時間差較?。?2］，當(dāng)核磁共振測井信號中油的體弛豫信號貢獻(xiàn)過大時，應(yīng)用效果可能變差。

圖9 研究區(qū)B井蘆草溝組孔隙結(jié)構(gòu)核磁共振測井評價成果

4 結(jié)束語

吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組致密油儲層的小孔隙主要含水且親水，大孔隙主要含油且親油，并且核磁共振測井T2譜中短弛豫分量為水弛豫信號，長弛豫分量為油弛豫信號。由于親水孔隙表面弛豫率和親油孔隙表面弛豫率不同，因此，水弛豫信號和油弛豫信號轉(zhuǎn)換孔徑分布的系數(shù)不同。將含水孔隙和含油孔隙的孔徑分布相加，得到巖石總的孔徑分布。本文方法應(yīng)用效果良好。本方法不受潤濕性、含油性的影響，能夠提供完全含水的橫向弛豫時間分布。

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（編輯 楊會朋）

Evaluation of pore structure using NMR logs for tight oil reservoirs

WANG Zhenlin1,MAO Zhiqiang2,SUN Zhongchun1,WANG Zhiwei1,ZHAO Peiqiang3
(1.Research Institute of Exploration and Development,Xinjiang Oilfield Company,PetroChina,Karamay 834000,China;2.College of Geophysics and Information Engineering,China University of Petroleum,Beijing 102249,China;3.Institute of Geophysics and Geomatics,China University of Geosciences,Wuhan 430074,China)

Analyzing the porefluids distribution,microscopic wettability and relaxation properties of fluids in tight oil reservoirs of Lucaogou Formation,Jimusaer Sag,Junggar Basin,it is believed that the relative small pore is mainly water-wet and saturated with water and thatthe relative big pore is mainly oil-wetand saturated with oil.The water and oilpore size distributions are transferred from the water and oil relaxation components by using different relaxivities and the equation for T2distribution and pore size distribution.The pore size distributions are the sum ofthe water and oil pore size distributions.Comparing the pore size distributions from NMR logs and the core samples,the resultverifies the proposed method for its effectiveness and reliability.

pore structure;NMR logs;tight oil reservoirs of Lucaogou Formation;Jimusaer Sag;Junggar Basin

國家重點基礎(chǔ)研究發(fā)展計劃（973計劃）項目“中國陸相致密油（頁巖油）形成機理與富集規(guī)律”（2014CB239002）

TE132.1+4；P631.827

A

10.6056/dkyqt201706011

2017-05-10；改回日期：2017-09-07。

王振林，男，1983年生，高級工程師，研究方向為測井儲層評價。E-mail：wzhenl@petrochina.com.cn。

王振林，毛志強，孫中春，等.致密油儲層孔隙結(jié)構(gòu)核磁共振測井評價方法［J］.斷塊油氣田，2017，24（6）：783-787.

WANG Zhenlin，MAO Zhiqiang，SUN Zhongchun，et al.Evaluation of pore structure using NMR logs for tight oil reservoirs ［J］.Fault-Block Oilamp;Gas Field，2017，24（6）：783-787.