鐘吉彬，閻榮輝，張海濤，馮伊涵，李楠，劉行軍

（1.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室，西安 710018；3.中國石油長慶油田分公司，西安 710018；4.中國石油測井有限公司長慶分公司，西安 710201；5.中國石油測井有限公司技術(shù)中心，西安 710077）

0 引言

由于核磁共振弛豫機(jī)制與地層中氫原子有關(guān)，能夠提供與地層巖性無關(guān)的孔隙和流體信息[1]。核磁共振技術(shù)在石油測井中廣泛應(yīng)用于儲集層孔隙結(jié)構(gòu)評價(jià)，利用核磁共振T2譜能夠準(zhǔn)確計(jì)算儲集層總孔隙度，結(jié)合毛管壓力曲線可以連續(xù)分析復(fù)雜儲集層孔隙結(jié)構(gòu)[2]，T2譜響應(yīng)特征還能夠反映儲集層潤濕性和流體黏度[3]等信息。利用核磁共振技術(shù)識別流體性質(zhì)的方法有5種，其中差譜法（DSM）和時(shí)間方法（TDA）有較好的理論支持，而移譜法（SSM）、擴(kuò)散分析法（DIFAN）和擴(kuò)散增強(qiáng)法（EDM）主要是經(jīng)驗(yàn)方法，不能較好地解決油氣水T2譜重疊的問題[4]。這5種方法在低孔滲儲集層中流體識別能力較低。近年來，國內(nèi)外學(xué)者提出了利用核磁共振技術(shù)識別流體性質(zhì)的新方法。2015年，JIANG T M等[5]利用JAIN V等[6]提出的因子分析法評價(jià)頁巖油氣藏可采性和儲集層品質(zhì)，表明該技術(shù)在流體性質(zhì)識別方面具有較大潛力。2016年，胡法龍等[7]提出了利用長等待時(shí)間、短回波間隔模式下測量的T2譜信息構(gòu)建完全含水狀態(tài)下的T2譜，通過對比測量T2譜和構(gòu)建水譜之間的差異確定流體性質(zhì)。該方法在中高孔滲儲集層流體識別效果較好，在致密儲集層中識別精度較低[7]。從前人研究來看，在低孔滲儲集層的流體識別方面，還需要進(jìn)一步挖掘核磁共振技術(shù)的應(yīng)用價(jià)值。

本文以鄂爾多斯盆地中生界為例，從信號處理的角度對T2譜進(jìn)行分解，發(fā)現(xiàn)核磁T2譜可以分解為2～5個(gè)獨(dú)立的分量譜。依據(jù)核磁共振理論，這些分量譜可確定為黏土束縛水分量、毛細(xì)管束縛流體分量、小孔隙流體分量和大孔隙流體分量。對比分析了油驅(qū)水和水驅(qū)油不同狀態(tài)下的巖心核磁共振實(shí)驗(yàn)結(jié)果，研究油、水自由狀態(tài)下T2譜特征和巖心含油、水狀態(tài)下T2譜分量的特征，探索出了一種利用核磁共振技術(shù)識別流體性質(zhì)的新方法。利用該方法分解標(biāo)準(zhǔn)T2譜，可以進(jìn)一步分析宏觀T2譜下的T2分量譜特征，利用這些微觀特征識別低孔滲儲集層流體性質(zhì)，具有較好的應(yīng)用效果。

1 核磁共振T2譜信號特征和分解方法

1.1 T2譜的信號特征

核磁共振測量的是氫原子弛豫信號，采用CPMG脈沖序列表示回波串信號。通過其衰減過程確定橫向弛豫時(shí)間（T2時(shí)間），回波幅度以1/T2的速率按指數(shù)規(guī)律衰減[1-2]（見圖1a）。可用多指數(shù)公式擬合：

利用（1）式對氫原子核自旋回波串進(jìn)行多指數(shù)反演擬合就可以得到了T2譜（見圖1b）。在T2譜反演時(shí)為了進(jìn)一步提高信噪比，還可在深度域進(jìn)行多次累加，以提高T2譜反演精度。為了提高計(jì)算質(zhì)量和速度，在這個(gè)過程中還使用了大量基函數(shù)。

圖1 核磁共振T2譜特征及高斯分量信號

研究表明，T2譜可以看作多個(gè)正態(tài)分布曲線的線性疊加的結(jié)果?；夭ù谋碚鞣椒ê蚑2譜的反演過程均使用了統(tǒng)計(jì)學(xué)原理和方法。中心極限定理指出：給定一個(gè)任意總體，每次總體中隨機(jī)抽取n個(gè)樣本，一共抽取m次，然后把這m組樣本分別累加并求出平均值，這些平均值分布近似于正態(tài)分布[8]。從T2譜的測量和反演過程可知T2譜是符合正態(tài)分布的。因此，可以用多個(gè)獨(dú)立的正態(tài)分布曲線對其進(jìn)行精確擬合（見圖1c）。反之，可以將T2譜分解為多個(gè)分量譜，相應(yīng)的儲集層孔隙和流體信息就包含在這些分量譜中。

1.2 核磁共振T2譜分解方法

在信號處理中，將符合正態(tài)分布特征的信號稱作高斯信號，T2譜就是反映儲集層孔隙和流體信息的信號，本文將T2譜的這些高斯信號稱作T2分量譜。單個(gè)的高斯信號（見圖2）可以用下式表示：

因此，要將T2譜分解為T2分量譜，必須利用信號處理方法求到a和σ。求得分量譜后，通過多高斯擬合即可得到擬合T2譜（以下稱為T2′譜）。通常情況下，T2′譜與T2譜的擬合置信度能夠達(dá)到99%以上，完整地保留了T2譜信息。所以通過T2分量譜分析儲集層孔隙結(jié)構(gòu)和流體性質(zhì)是可行的。

圖2 單個(gè)高斯信號特征

1.2.1 核磁共振T2譜尋峰

本文中的核磁共振T2譜采用128個(gè)數(shù)據(jù)點(diǎn)表示，這些數(shù)據(jù)點(diǎn)按照序號依次排列組成線性刻度的T2譜（見圖3a—圖3c），將這些數(shù)據(jù)點(diǎn)按照序號依次分布到T2對數(shù)時(shí)間軸上得到圖1b所示的具有巖石物理意義的T2譜。信號的處理過程通常是在線性刻度下完成的。因此，在計(jì)算過程中采用線性刻度表示，完成分解后，再恢復(fù)到對數(shù)時(shí)間軸。

T2譜尋峰就是要找到T2譜的多個(gè)高斯分量的峰值中心a。利用常規(guī)方法對T2譜進(jìn)行分類時(shí)，通常認(rèn)為局部最大值就是峰值中心（見圖3a中62、83）。但是，對于圖3b所示的T2譜，通過局部最大值、窗口搜索法等方法幾乎只能找到一個(gè)峰值（見圖3b中71）。利用信號處理的方法發(fā)現(xiàn)還存在著另外兩個(gè)隱藏峰（見圖3b中56、79）。如圖3c所示的T2譜是比較常見的一類，除了有兩個(gè)比較明顯的峰值（圖3c中56、79），還有兩個(gè)隱藏峰（見圖3c中34、89）。要尋找到這些隱藏峰，就需要借助信號處理算法，如導(dǎo)數(shù)法、卷積法、小波變換等實(shí)現(xiàn)準(zhǔn)確尋峰。

圖3 不同T2譜對應(yīng)高斯分量的峰值位置

經(jīng)過對比優(yōu)選，小波變換算法尋峰效果最好，且計(jì)算方便。將信號頻譜變換為小波空間，利用小波系數(shù)中附加的形狀信息檢測譜峰信息，不需要對T2譜進(jìn)行額外的處理，就可以檢測出局部最大峰和隱藏峰，計(jì)算準(zhǔn)確率高，需要參數(shù)少。還可以同時(shí)提供a和σ[9]。得到這兩個(gè)基本信息，就可以利用（2）式對T2譜進(jìn)行精確擬合。

1.2.2T2譜的分解與擬合

利用多個(gè)高斯函數(shù)對T2譜進(jìn)行最優(yōu)化擬合可以得到精度很高的T2′譜。整個(gè)分解過程分為兩步：首先，利用小波變換尋峰，求得a和σ，T2譜中包含幾個(gè)峰值，就對應(yīng)有幾組（a，σ），即幾個(gè)高斯函數(shù)；再利用這些函數(shù)進(jìn)行高斯擬合，實(shí)現(xiàn)對原始T2譜的精確擬合，當(dāng)擬合置信度達(dá)到98%以上時(shí)，所得的高斯分量即為所求T2分量譜（見圖4）。

圖4 利用最優(yōu)化高斯算法分解T2譜

高斯擬合算法就是在最優(yōu)化擬合工具中，利用高斯函數(shù)（（2）式）對T2譜點(diǎn)數(shù)據(jù)進(jìn)行函數(shù)逼近擬合。這種方法不需要非常準(zhǔn)確的a和σ。通過最小二乘法優(yōu)化擬合過程、控制誤差范圍，經(jīng)過足夠多次的循環(huán)迭代計(jì)算，就可以得到精確的T2′譜（見圖4）。

要分解圖4中的T2譜（圖中藍(lán)色圓圈為實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)點(diǎn)），通過小波變換尋峰操作找到了4個(gè)峰中心值（見圖中34、56、79、89），將這4個(gè)峰值的a和σ輸入最優(yōu)化擬合工具，返回4個(gè)高斯分量（見圖4中分量1—4）。對比分析，原始T2譜（藍(lán)色圓圈）和擬合T2′譜（藍(lán)色實(shí)線）幾乎完全重合。這樣原始T2譜信息就準(zhǔn)確地分解到了4個(gè)分量中。最優(yōu)化擬合工具輸出的峰值中心為37.146、56.074、80.445、88.154，與輸入的峰中心值相比稍有變化，擬合相關(guān)系數(shù)達(dá)到99.9%，擬合精度非常高。

為進(jìn)一步評價(jià)分解精度，對T2譜所反映的孔隙度信息進(jìn)行分析。T2譜與橫軸所圍成的面積等于巖心的總孔隙度。通過積分計(jì)算，原始T2譜和擬合T2′譜的總孔隙度相等（見表1）。同樣計(jì)算分量1—4的分量孔隙度及其與總孔隙度的比值。由表1可知，4個(gè)分量孔隙度之和與T2′譜總孔隙度相等。分量2和分量3占比較大，分量1次之，分量4最少，反映了巖心大、中、小、微孔隙的構(gòu)成情況。由此可知，T2分量譜不僅完整保留了原始T2譜的信息，還將總孔隙的信息進(jìn)行了合理分解。

表1 原始T2譜和T2′譜孔隙度計(jì)算數(shù)據(jù)表

2 分量譜的巖石物理意義

2.1 原油和水自由狀態(tài)下T2譜分布特征

水濕儲集層中的流體分為：黏土束縛水、毛細(xì)管束縛水和可動(dòng)流體，油、氣、水在孔隙中常常處于不同位置，而且，油氣大多存在于大孔隙之中[10]。可動(dòng)流體部分通常是油水共存的。

為了搞清楚油水兩相在分量譜上的響應(yīng)特征，探索利用分量譜識別流體性質(zhì)，測量了鄂爾多斯盆地中生界延長組長2段、長6段和長7段儲集層的原油、原生地層水和實(shí)驗(yàn)室配制的NaCl2溶液T2譜（見圖5a—圖5e）。NaCl2溶液礦化度分別為6 000 mg/L和80 000 mg/L，長2段、長6段和長7段地層水礦化度分別為45 815，56 488，43 926 mg/L（見圖5a、圖5d）。利用前述方法分解水樣T2譜，只能得到一個(gè)譜峰，兩種NaCl2溶液T2譜峰幾乎重合于2 800 ms，3種地層水的T2峰分布于100～600 ms，地層水T2譜與NaCl2溶液T2譜相比明顯向左偏移，且水樣T2譜分布與地層水礦化度沒有明顯相關(guān)性。地層水分析資料顯示，原生地層水主要化學(xué)離子為：K+、Na+、Ca2+、Mg2+、Cl-、SO42-、CO32-、HCO3-，其中HCO3-濃度的差異對T2譜造成不同程度的影響，導(dǎo)致原生地層水T2譜并不像NaCl2溶液一樣相對集中。

原油的核磁自由弛豫特性與原油組分、黏度和溫度有關(guān)。鄂爾多斯盆地中生界各儲集層原油基本為輕質(zhì)油（見表2），從侏羅系延4+5段到三疊系長10段密度為0.825～0.849 g/cm3，平均為0.838 g/cm3；黏度為4.66～6.90 mPa·s，平均為8.83 mPa·s，除了長7段和長10段原油黏度小于5.00 mPa·s以外，其他層位相對變化較??；原油的含水率為0.76%～9.00%，侏羅系延6段最小，三疊系長2段稍大。存在形式為乳化水和殘余游離水。本次實(shí)驗(yàn)測量的原油樣品是鄂爾多斯盆地長2段、長6段和長7段原油，各層原油密度都非常接近，分別為0.847，0.834，0.837 g/cm3，平均為0.839 g/cm3，黏度相差較大，在溫度為50 ℃條件下，長2段儲集層原油黏度為6.90 mPa·s，長6段為5.67 mPa·s，長7段為4.70 mPa·s。因?yàn)樵褪遣煌N類烴的混合物，核磁共振弛豫時(shí)間響應(yīng)不是單一的，而是由一組弛豫時(shí)間分布組成，且跨度大[11]。長2段和長6段為10～1 000 ms，長7段為10～2 000 ms（見圖5b、圖5c、圖5e）。由于長7段原油黏度較長2段和長6段低，其T2譜分布特征也存在明顯不同。將原油T2譜分解后，長2段和長6段原油得到5個(gè)分量（見圖5b、圖5c），其中分量2和分量5與長2和長6地層水T2譜峰基本一致（見圖5a）。由于本次原油樣品全是在油水同層中取樣，可以認(rèn)定分量2和分量5為原油中的游離水或乳化水的譜峰。分量3和分量4為原油T2譜分量，且原油的兩個(gè)分量的譜峰位于116～516 ms。

長7段原油T2譜分解后，得到4個(gè)分量（見圖5e），其中分量2對應(yīng)長7段地層水T2譜峰，可認(rèn)為分量2為游離水或乳化水的譜峰，分量3和分量4為原油T2譜分量，且原油的兩個(gè)分量的譜峰位于300～1 150 ms。

圖5 鄂爾多斯盆地長2段、長6段、長7段原油和地層水T2譜及分量譜特征圖

表2 鄂爾多斯盆地中生界各儲集層原油性質(zhì)統(tǒng)計(jì)表

依據(jù)原油分量譜和原生地層水T2譜特征，可以將原油中殘余的游離水和乳化水T2分量譜分離出來，突出原油的分量譜，并確定原油主要分量譜峰的位置。在水濕巖石中，孔隙中原油與巖石顆粒表面被毛細(xì)管束縛水隔絕，原油的核磁共振弛豫主要表現(xiàn)為自由弛豫[12]。通常弛豫時(shí)間較長的T2譜峰是原油中最具流動(dòng)性的輕質(zhì)成分中氫核的貢獻(xiàn)。弛豫時(shí)間較短的T2譜峰對應(yīng)為原油中運(yùn)動(dòng)受限的重組分中的氫核[11]。排除T2譜中水的分量譜，長2段、長6段和長7段原油都具有兩個(gè)比較明顯的長弛豫分量譜（分量3和分量4），只是由于原油黏度不同，造成分布位置有差異。因此，這一現(xiàn)象可用于定性識別水濕儲集層流體性質(zhì)。

2.2 巖石孔隙中油和水的T2分量譜特征

前人研究認(rèn)為，當(dāng)儲集層流體是潤濕相時(shí)，其自由弛豫?？梢院雎?，但非潤濕相流體由于不與巖石顆粒表面接觸，仍然存在自由弛豫，且當(dāng)流體存在于較大的孔隙空間中時(shí)，即使是潤濕相，自由弛豫也會對氫核的弛豫過程起到重要作用[13]。以上觀點(diǎn)通過核磁實(shí)驗(yàn)T2譜分解得到了證實(shí)。

如圖6a是不同礦化度NaCl2溶液和地層水自由狀態(tài)下的T2譜，圖6b是鄂爾多斯盆地長6段巖心（水濕巖心樣品，編號：23-16，φ=13.2%，K=0.874×10-3μm2）100%含水時(shí)的T2譜及分量譜，圖6c是鄂爾多斯盆地J123井長6段原油的T2譜及分量譜，圖6d是圖6b中同一巖心含束縛水和可動(dòng)油時(shí)的T2譜及分量譜。

圖6 鄂爾多斯盆地長6段同一巖心含油和水狀態(tài)下T2分解譜特征

分析地層水自由狀態(tài)下的譜峰（見圖6a）和在受限孔隙空間中的譜峰（見圖6b），受限孔隙中的譜峰明顯左移（見圖6b中藍(lán)色峰），且分散。此時(shí)，T2分量譜可用于評價(jià)孔隙結(jié)構(gòu)。依據(jù)核磁共振理論，可賦予4個(gè)分量譜明確的巖石物理意義。圖6b中，分量1為黏土束縛水，分量2為毛細(xì)管束縛水，分量3為小孔隙水，分量4為大孔隙水。

當(dāng)孔隙中可動(dòng)流體全部被油驅(qū)替后，巖心T2譜（見圖6d紅色譜）與原油自由狀態(tài)下的T2譜（見圖6c紅色譜）相比，譜峰同樣存在明顯左移的現(xiàn)象，而黏土束縛水的譜峰位置基本不變（見圖6b分量1和圖6d分量1），與傳統(tǒng)認(rèn)識一致。由前文分析可知，圖6c中，分量2和分量5認(rèn)為是地層水的譜峰，分量3和分量4是原油的譜峰。對比圖6c和圖6d，原油在自由狀態(tài)下和受限孔隙空間下分量3和分量4譜峰位置基本沒有變化。這恰好證明，在受限的孔隙空間中，非潤濕相流體（原油），仍然存在自由弛豫。只不過這一現(xiàn)象被原始T2譜的宏觀表象掩蓋，不容易觀察到，通過T2譜分解，在各個(gè)分量譜上，這一現(xiàn)象表現(xiàn)得相對明顯。而潤濕相流體（水）的分量譜稍顯復(fù)雜，需另做研究。但是，這并不妨礙在水濕條件下，利用原油分量譜的這一特征進(jìn)行流體識別。

2.3 不同含油飽和度狀態(tài)下T2分量譜特征

選取鄂爾多斯盆地北部成熟開發(fā)區(qū)長6段儲集層的6塊巖心進(jìn)行核磁共振實(shí)驗(yàn)。平均孔隙度為15.03%，最大孔隙度為18.80%，最小孔隙度為13.20%；平均滲透率為4.22×10-3μm2，最小滲透率為0.87×10-3μm2，最大滲透率為9.05×10-3μm2。實(shí)驗(yàn)中，采集了飽和水狀態(tài)下、油驅(qū)水和水驅(qū)油過程中不同含油飽和度狀態(tài)下的T2譜。研究發(fā)現(xiàn)，隨著含油飽和度變化，T2譜峰位置呈規(guī)律性變化。以LJ36-361井長6段巖心（編號：23-16，φ=13.2%，K=0.87×10-3μm2，水濕樣品）為例（見圖7），分解6種狀態(tài)下的T2譜，分別得到4個(gè)分量譜。

圖7a是巖心經(jīng)過洗油、洗鹽后用礦化度為85 000 mg/L的地層水（水型為CaCl2型）充分飽和后，測得的T2譜，4個(gè)分量譜的譜峰位于5～100 ms，由于巖樣含水飽和度為100%，這4個(gè)分量譜是水的信號，其分布特征直接反應(yīng)巖心孔隙結(jié)構(gòu)。圖7b—圖7c為油驅(qū)水過程，圖7b狀態(tài)下含油飽和度為29.97%，含水飽和度為70.03%，圖7c狀態(tài)下含油飽和度為59.31%，含水飽和度為40.69%（束縛水飽和度）。圖7d—圖7f為水驅(qū)油過程，圖7d狀態(tài)下含油飽和度為39.02%，含水飽和度為60.98%，圖7e狀態(tài)下含油飽和度為20.29%，含水飽和度為79.71%，圖7f狀態(tài)下含油飽和度為17.17%（殘余油飽和度），含水飽和度為82.83%。在整個(gè)驅(qū)替過程中分量2、3、4的峰值變化規(guī)律性較強(qiáng)。當(dāng)含油飽和度大于等于30%左右時(shí)（見圖7b—圖7d），分量3、4峰值同時(shí)出現(xiàn)在165～500 ms。此時(shí)，分量2所代表的毛細(xì)管中的束縛水也被驅(qū)替進(jìn)部分油，分量2譜峰向右移動(dòng)（見圖7c、圖7d）。在水驅(qū)油過程中（見圖7e、圖7f）隨著含油飽和降低到30%以下時(shí)，分量4的譜峰位置基本不變，信號幅度變小，分量3幅度稍微變小，峰值稍向左移動(dòng)。當(dāng)含油飽和度繼續(xù)變小，分量3與分量2譜峰位置從基本重合逐漸變?yōu)橥耆睾希ㄒ妶D7d—圖7f），表明分量3中的油被全部驅(qū)替出去。當(dāng)巖心含油量降低到殘余油時(shí)（見圖7f），分量4幅度逐漸低，弛豫時(shí)間變長，顯示大孔隙中殘余部分原油。

通過巖心中油、水互相驅(qū)替的過程，利用T2譜分解法進(jìn)行分析，可以清晰了解到在整個(gè)過程中，黏土束縛水（分量1）基本沒有大變化。毛細(xì)管束縛水（分量2）在油驅(qū)水過程中會充注進(jìn)部分原油，導(dǎo)致分量2譜峰向右移，但在毛細(xì)管作用下，在之后的水驅(qū)油過程中這部分流體不再變化，分量2峰中心位置也基本不變（見圖7c—圖7f）。小孔隙部分（分量3），隨著注入油量的增加峰值右移，水驅(qū)油時(shí)隨著含油飽和度降低，峰值逐漸左移，直到與分量2重合（或消失），表明小孔隙中油全部被驅(qū)替出去。大孔隙部分（分量4）在油驅(qū)水時(shí)，首先被油充填，在含油飽和度降低過程中，其幅度信號最先降低，當(dāng)接近殘余油狀態(tài)時(shí)，其峰值穩(wěn)定在1 000 ms，不再變化。

綜上所述，當(dāng)巖石含油時(shí)，T2譜分解后的分量3和分量4（譜峰分布為165～500 ms）代表了大部分可動(dòng)油的信息，其余分量基本為水和無開采價(jià)值的束縛油和殘余油的信息。該結(jié)論與前述原油自由弛豫時(shí)T2譜分析結(jié)果基本一致（見圖5）。因此，通過對T2譜進(jìn)行分解，并研究各分量譜峰在T2時(shí)間軸上的分布位置。鄂爾多斯盆地長6段儲集層如果在165～500 ms出現(xiàn)較強(qiáng)的分量譜峰信號，則可判定儲集層含油，若譜峰分布在此區(qū)域之外可判定含水。

圖7 LJ36-361長6段儲集層同一巖心不同含油飽和度狀態(tài)下T2分解譜特征

3 利用T2譜分解法識別油水層

3.1 T2譜分解法識別油層

L16井是鄂爾多斯盆地北部一口石油預(yù)探井，在長6段測井解釋為油層和油水同層共計(jì)20.2 m（見圖8第5道），取心資料顯示為油斑細(xì)砂巖，儲集層特征為：分析孔隙度14.50%，分析滲透率0.98×10-3μm2，聲波時(shí)差240.31 μs/m，密度2.43 g/cm3，電阻率9.4 Ω·m。試油采用水力噴砂壓裂工藝，在1 876 m和1 884 m處打開油層，分別加砂35.0 m3，砂比為20%，排量為1.6 m3/min，壓裂液為滑溜水加交聯(lián)胍膠，試采油管排量為1.4 m3/min，套管排量為0.2 m3/min，獲純工業(yè)油流55.42 t/d，試油結(jié)論為油層。

該井核磁共振資料由國產(chǎn)MRT多頻核磁共振測井儀采集完成，其T2譜反演結(jié)果見圖8第11道。在此基礎(chǔ)上，利用T2譜分解法處理得到4個(gè)T2分量譜（見圖8第12—15道），其中T2分量譜1和2在深度域是比較連續(xù)的，因?yàn)閹缀跛械貙佣即嬖陴ね潦`水和毛管束縛水，而分量譜3和4隨著深度變化部分缺失，尤其分量譜4缺失較嚴(yán)重，反映出大孔隙不發(fā)育。在T2分量譜2、3和4上添加長6段儲集層原油的譜峰分布線：下限值為165 ms，上限值為500 ms。分量譜峰位于該區(qū)間內(nèi)（見圖8第14、15道中藍(lán)線和紅線之間），則指示對應(yīng)的儲集層段含可動(dòng)油，峰值越密集，含油越好，反之儲集層不含油。

以此可驗(yàn)證T2分解法識別流體性質(zhì)的有效性。從儲集層整體看，儲集層（深度1 873～1 895 m）內(nèi)部T2分量譜1基本不發(fā)育，與儲集層內(nèi)泥質(zhì)含量低，黏土束縛水較少有關(guān)，分量譜2整體發(fā)育較多，表明儲集層內(nèi)部發(fā)育較多的微孔隙（即毛細(xì)管），且分量譜峰偏離165～500 ms范圍較大（見圖8第13道），解釋為毛細(xì)管束縛水。儲集層頂部解釋結(jié)論為油層的井段（深度1 873～1 886 m），分量譜3分布較多，且主要峰值分布于油峰區(qū)間內(nèi)，分量譜4雖然較少，但是幾乎所有的譜峰都分布于165～500 ms，表明該層段大、小孔隙均被原油充滿，含油較好。在該深度范圍內(nèi)的兩個(gè)鈣質(zhì)夾層（深度1 877.5 m和1 881.5 m）的分量譜3和分量譜4均偏離了油峰范圍，表現(xiàn)為不含油，與常規(guī)測井解釋吻合。

油層段底部井段（深度1 886～1 895 m），頂部分量譜3的峰值大部分位于油峰范圍內(nèi)，底部分量譜4的峰值幾乎全部位于油峰范圍內(nèi)，認(rèn)為頂部只發(fā)育小孔隙，且含油；底部則大、小孔隙都發(fā)育，但幾乎只有分量譜4位于油峰范圍內(nèi)，分量譜3則大部分偏離該范圍，僅大孔隙充填石油，小孔隙內(nèi)仍然為水。該段解釋為油水同層。

圖8中可以看出非油層段與油層段各分量譜存在明顯不同，分量譜1和分量2譜分布連續(xù)，分量譜3和分量譜4較差，且譜峰均不在油峰范圍內(nèi)。

L16井全井只有長6段試油，其他層位并未打開，投產(chǎn)初期日產(chǎn)油2.04 t，含水72.3%，穩(wěn)產(chǎn)后日產(chǎn)油1.42 t，含水69.4%。試油及投產(chǎn)數(shù)據(jù)與利用核磁T2分量譜分析結(jié)果一致，證明利用T2譜分解法識別流體性質(zhì)的正確性。

3.2 T2譜分解法識別水層

Y80井在長6段鉆遇砂體32 m，深度為1 683～1 715 m（見圖9），取心資料顯示為油斑細(xì)砂巖，儲集層特征為：分析孔隙度12.80%，分析滲透率0.65×10-3μm2，聲波時(shí)差241.12 μs/m，密度2.44 g/cm3，電阻率12.6 Ω·m，依據(jù)常規(guī)資料解釋，認(rèn)為1 691～1 704 m層段含油較好，在1 691～1 693 m射孔并壓裂，加砂30.0 m3，砂比為11.9%，排量為1.4～1.8 m3/min，試油日產(chǎn)水30 m3，試油結(jié)論為水層。

該井核磁共振資料同樣由國產(chǎn)MRT測井儀采集完成。對T2譜（見圖9第11道）分解，得到4個(gè)T2分量譜。在儲集層中泥質(zhì)束縛水部分（T2分量譜1）與L16井油層段一樣，并不發(fā)育，而毛細(xì)管束縛水部分二者均比較發(fā)育（T2分量譜2），且在深度域上較連續(xù)。在Y80井中，代表油層信息的T2分量譜3和T2分量譜4，其峰值在T2時(shí)間軸上并沒有落在165～500 ms（見圖9第14、15道中藍(lán)線和紅線之間），大部分峰值位于下限值165 ms線上。且T2分量譜4比較稀疏，表明大孔隙并不發(fā)育。在1 691～1 704 m處，T2分量譜3縱向分布稍顯稀疏，依據(jù)T2分量譜分布特征，解釋為水層。在1 705～1 714 m層段，T2分量譜3縱向連續(xù)性較好，少量譜峰稍大于165 ms，綜合解釋為含油水層。分析認(rèn)為，利用T2分量譜，對油層和水層進(jìn)行定性識別，解釋結(jié)論與試油結(jié)論吻合較好。

圖8 L16井長6段測井解釋成果

圖9 Y80井長6段測井解釋成果圖

4 結(jié)論

根據(jù)核磁共振測井原理和T2譜反演過程等特點(diǎn)，可知T2譜在橫向弛豫時(shí)間軸（T2時(shí)間軸）上具有正態(tài)分布特征。依據(jù)信號分析理論，通過尋峰和最優(yōu)化曲線擬合兩步，實(shí)現(xiàn)了對T2譜的高精度分解。分析儲集層原油、地層水的自由弛豫特征和油、水互驅(qū)的動(dòng)態(tài)過程中不同含油飽和度狀態(tài)下T2分量譜特征，提出了核磁共振T2譜分解法識別流體性的方法。T2分量譜在T2軸上的分布位置具有明確的巖石物理意義，可作為流體識別的依據(jù)。該方法使用過程中需要做到：①準(zhǔn)確找到T2譜中存在的隱藏峰；②各分量譜對原始T2譜擬合精度要高，確保原始T2的信息完整的分解到各個(gè)分量譜；③針對不同區(qū)域的油水識別問題，需要利用巖石物理實(shí)驗(yàn)標(biāo)定含油分量譜的下限值和上限值，確定油層和水層的解釋標(biāo)準(zhǔn)。利用核磁共振T2譜分解法識別流體性質(zhì)，在實(shí)踐中得到了試油、試采驗(yàn)證，用于定性識別儲集層中流體性質(zhì)，具有一定的適用性。

符號注釋：

Cw——礦化度，mg/L；K——滲透率，10-3μm2；M(t)——t時(shí)間的回波幅度，mV；Mi(0)——第i個(gè)弛豫分量在零時(shí)刻的回波幅度，mV；n——回波數(shù)，個(gè)；RAT90，RAT60，RAT30，RAT20，RAT10——橫向探測深度為2 286 mm、1 524 mm、762 mm、508 mm和254 mm陣列感應(yīng)電阻率，Ω·m；t——時(shí)間，ms；T2——橫向弛豫時(shí)間，ms；T2i——第i個(gè)弛豫分量的橫向弛豫時(shí)間，ms；a——高斯分量的峰值中心對應(yīng)的時(shí)間，ms；σ——高斯分量的峰寬，ms；τ——回波間隔時(shí)間，ms；φ——孔隙度，%；