毛 銳，牟立偉，王 剛，樊海濤

（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）

0 引言

由于核磁共振測井技術(shù)可以提供不考慮巖性的流體性質(zhì)識(shí)別，近年來在準(zhǔn)噶爾盆地油氣勘探領(lǐng)域得到了廣泛應(yīng)用［1］。國內(nèi)外學(xué)者對(duì)一維核磁共振測井技術(shù)識(shí)別儲(chǔ)層流體性質(zhì)做了大量的研究［2-3］。目前，利用核磁識(shí)別流體性質(zhì)的方法主要包括：差譜法、移譜法、增強(qiáng)擴(kuò)散法和時(shí)域分析法、人工智能法。差譜法利用輕質(zhì)烴和水核磁極化時(shí)間的差異，利用不同等待時(shí)間TW測量的T2譜相減，水的信號(hào)相互抵消，即可得到只含油信號(hào)的T2譜［4-6］。時(shí)域分析法建立在差譜法的基礎(chǔ)上，將長短等待時(shí)間的核磁測井回波串在時(shí)間域做差，然后將差譜反演成可以識(shí)別流體的T2譜［7-8］。移譜法利用油、水?dāng)U散系數(shù)的差異，通過改變核磁共振測井測量的回波間隔TE，使得黏度較高的油和水在T2分布上分離開，從而定性識(shí)別儲(chǔ)層流體性質(zhì)［9-12］。增強(qiáng)擴(kuò)散法是利用雙TE測井模式，以移譜法為基礎(chǔ)，定量計(jì)算含水孔隙度和含氫孔隙度［13-15］。人工智能法是基于不同流體性質(zhì)的核磁測井資料樣本對(duì)計(jì)算機(jī)進(jìn)行訓(xùn)練，通過不同的數(shù)學(xué)算法形成流體性質(zhì)識(shí)別模型，其中神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)、支持向量機(jī)等方法應(yīng)用較為廣泛［16-19］。上述方法廣泛應(yīng)用于一維核磁共振測井地層評(píng)價(jià)［20-23］，然而，在下烏爾禾儲(chǔ)層的含油性評(píng)價(jià)中具有如下的局限性：①核磁共振響應(yīng)由于受孔隙結(jié)構(gòu)的影響強(qiáng)于孔隙流體的影響，差譜法與時(shí)域分析法特征不明顯，部分井甚至出現(xiàn)流體性質(zhì)判別錯(cuò)誤的結(jié)果。②礫巖儲(chǔ)層物性差、孔隙度小，且核磁測井多以雙TW等待時(shí)間測量，缺乏移譜法與增強(qiáng)擴(kuò)散法的雙TE資料基礎(chǔ)。③人工智能法需要大量樣本的訓(xùn)練，單純依靠數(shù)學(xué)算法，缺乏物理意義。

以準(zhǔn)噶爾盆地瑪湖凹陷二疊系下烏爾禾組礫巖儲(chǔ)層為例，通過核磁共振實(shí)驗(yàn)，發(fā)現(xiàn)飽和油巖心核磁共振T2譜在100.00 ms 后出現(xiàn)了與原油核磁共振T2譜相同的自由弛豫特征，依據(jù)核磁共振理論，確定巖石中100.00 ms 后的T2譜即為原油的自由弛豫譜，在此認(rèn)識(shí)的基礎(chǔ)上，提取視含油孔隙度與T2幾何平均值作為敏感參數(shù)，構(gòu)建研究區(qū)的核磁共振測井流體性質(zhì)識(shí)別圖版，然后在考慮泥漿侵入影響的情況下，建立含油飽和度計(jì)算模型，以期實(shí)現(xiàn)研究區(qū)低滲透礫巖儲(chǔ)層的含油性定量評(píng)價(jià)。

1 地質(zhì)概況

瑪湖凹陷位于準(zhǔn)噶爾盆地西北緣，西側(cè)和北側(cè)為克白—烏夏斷裂帶，東側(cè)是夏鹽凸起，南側(cè)是達(dá)巴松凸起。瑪湖凹陷是準(zhǔn)噶爾盆地六大生烴凹陷之一［24］，具有大面積成藏的特點(diǎn)，整體含油性好，油氣勘探潛力巨大。目前在三疊系百口泉組、二疊統(tǒng)上烏爾禾組、下烏爾禾組、佳木河組等層系均發(fā)現(xiàn)了多個(gè)縱向疊置的礫巖油氣藏，其中二疊系下烏爾禾組以扇三角洲-湖泊相沉積環(huán)境為主，發(fā)育厚層的礫巖儲(chǔ)集體，以灰色、灰綠色塊狀厚層砂礫巖為主，夾灰色、紅褐色泥巖、砂質(zhì)泥巖。砂礫巖成分復(fù)雜，礫石成分以凝灰?guī)r、花崗巖和流紋巖為主，砂質(zhì)成分以凝灰?guī)r為主，雜基以泥質(zhì)為主且含量較高。儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間為剩余粒間孔、次生粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔［25-26］。孔隙度平均為8.82%，滲透率平均值為2.10 mD，為低孔低滲儲(chǔ)層。壓汞實(shí)驗(yàn)顯示儲(chǔ)層為細(xì)孔喉半徑、小孔喉分選系數(shù)特征，孔隙結(jié)構(gòu)差，非均質(zhì)性強(qiáng)［27-28］。

2 核磁共振基本理論

在梯度磁場中，處在巖石孔隙空間中的核磁共振現(xiàn)象由自由弛豫、表面弛豫、擴(kuò)散弛豫等3 個(gè)部分組成：

式中：T2B為自由弛豫時(shí)間，ms；T2S為表面弛豫時(shí)間，ms；T2D為擴(kuò)散弛豫時(shí)間，ms。

當(dāng)在均勻磁場中時(shí)，擴(kuò)散弛豫可以忽略不計(jì)，上式可以表示為：

本文中核磁共振實(shí)驗(yàn)以及目的層測量的核磁共振測井均為均勻磁場，巖石的核磁共振響應(yīng)為表面弛豫與自由弛豫的耦合。

3 核磁共振實(shí)驗(yàn)方法

為了弄清低滲礫巖儲(chǔ)層的核磁響應(yīng)機(jī)理，核磁共振實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)流程如下：首先測量原油的核磁共振T2譜，確定原油的核磁自由弛豫特征；然后測量巖石樣品經(jīng)洗油處理后的飽和水核磁共振T2譜，確定巖石的孔隙結(jié)構(gòu)特征；最后用原油驅(qū)替飽和水巖心，測量巖心在飽和油狀態(tài)下的核磁共振T2譜，確定巖石的含油性核磁共振T2譜特征。

3.1 原油樣品的核磁共振弛豫特征

當(dāng)流體處于擴(kuò)散不受限制的空間時(shí)，其核磁共振弛豫稱為自由弛豫，反映了流體本身的核磁共振弛豫性質(zhì)。由于不存在表面弛豫，根據(jù)式（1）可知T2為T2B。

原油的自由弛豫受到原油成分、黏度、溫度等因素的影響［27］。準(zhǔn)噶爾盆地瑪湖凹陷二疊系下烏爾禾組礫巖儲(chǔ)層原油是密度為0.81～0.87 g/cm3的輕質(zhì)原油，在地層溫度下表現(xiàn)出低黏度特征（表1）。

表1 瑪湖凹陷下烏爾禾組不同溫度條件下的原油黏度統(tǒng)計(jì)Table 1 Crude oil viscosity statistics at different temperatures of lower Urho Formation in Mahu Sag

圖1 為準(zhǔn)噶爾盆地瑪湖凹陷二疊系下烏爾禾組礫巖儲(chǔ)層在不同溫度下測量的原油樣品核磁共振T2譜，在地層溫度條件下（92 ℃），原油的核磁共振T2譜為100.00～3 000.00 ms，隨著溫度降低，原油黏度增大，原油自由弛豫范圍不斷向短T2時(shí)間移動(dòng)。

圖1 瑪湖凹陷下烏爾禾組不同溫度下原油樣品核磁共振T2譜Fig.1 NMR T2spectrum of crude oil samples at different temperatures of Lower Urho Formationin Mahu Sag

3.2 巖心樣品核磁共振弛豫特征

巖石核磁弛豫特征主要分為2 種情況［29］：①孔隙流體與巖石潤濕相同時(shí)，則潤濕相流體核磁響應(yīng)為表面弛豫特征，流體自由弛豫信號(hào)很小可以忽略不計(jì)，此時(shí)T2譜表征儲(chǔ)層巖石的孔隙特征，據(jù)式（1）可得T2為T2S；②孔隙流體與巖石潤濕性不同或存在兩相流體時(shí)，核磁共振響應(yīng)為潤濕相流體的表面弛豫與非潤濕相孔隙流體的自由弛豫之和，即與式（2）形式相同。

潤濕性分析顯示下烏爾禾組儲(chǔ)層巖石以水潤濕為主（表2），因此巖心飽和水T2譜主要為水的表面弛豫，而飽含油巖心T2譜則存在表面弛豫和自由弛豫。在地層溫度條件下，通過核磁共振實(shí)驗(yàn)分別獲得了巖心離心T2譜、飽和水T2譜和飽和油T2譜。如圖2 所示，將2 塊不同物性的巖心在不同飽和狀態(tài)下的核磁共振T2譜進(jìn)行對(duì)比，可知由于離心、飽和油、飽和水巖石都保留了巖石的黏土束縛水部分，因此三者在黏土弛豫時(shí)間范圍內(nèi)基本重合，2 塊樣品的黏土弛豫時(shí)間分別為0.01～4.00 ms 和0.01～10.00 ms。離心譜和飽和水T2譜對(duì)比表明，可動(dòng)水表面弛豫譜主要集中在中等弛豫時(shí)間內(nèi)，分別為4.00～100.00 ms 和15.00～100.00 ms。當(dāng)巖心飽和油時(shí)，可動(dòng)水表面弛豫孔隙度分量明顯減小，大弛豫時(shí)間孔隙度分量則明顯增大，其主體部分為100.00～2 000.00 ms，與原油樣品自由弛豫時(shí)間范圍相吻合，這表明巖石中的油信號(hào)應(yīng)為自由弛豫，其分布范圍大于100.00 ms。

表2 瑪湖凹陷下烏爾禾組部分巖石潤濕性Table 2 Rocks wettability of lower Urho Formation in Mahu Sag

圖2 瑪湖凹陷下烏爾禾組巖心在地溫條件下不同飽和狀態(tài)的核磁共振實(shí)驗(yàn)T2譜Fig.2 NMR T2 spectrum of cores in different saturated states under geothermal conditions of lower Urho Formation in Mahu Sag

4 含油性測井評(píng)價(jià)方法

4.1 儲(chǔ)層流體性質(zhì)識(shí)別方法

根據(jù)上述實(shí)驗(yàn)結(jié)果，結(jié)合核磁共振測井資料，利用固定的核磁共振T2截止值100.00 ms 區(qū)分儲(chǔ)層巖石中水表面弛豫與油自由弛豫，進(jìn)而識(shí)別流體性質(zhì)。準(zhǔn)噶爾盆地瑪湖凹陷二疊系下烏爾禾組礫巖儲(chǔ)層主要采用CMR 型核磁共振測井儀器采集地層原始回波串信息，通過T2譜得到64 個(gè)橫向弛豫時(shí)間T2（T2=0.30，0.35，0.40，…，2 591.96，3 000.00 ms）的孔隙度分量。根據(jù)上文分析，將構(gòu)造100.00 ms 后視含油孔隙度Φ100（T2譜100.00～2 000.00 ms 后孔隙度分量之和）與T2譜在10.00～2 000.00 ms 范圍內(nèi)的幾何平均值T2LM作為含油性評(píng)價(jià)敏感參數(shù)。由于100.00～2 000.00 ms 的T2譜為第41 到第62 個(gè)孔隙度分量，因此視含油孔隙度可以表示為：

式中：Φ100為T2譜100.00～2 000.00 ms 后的孔隙度分量之和，%；Φi為T2時(shí)間是第i個(gè)對(duì)應(yīng)的核磁孔隙度分量，%。

由于10.00～2 000.00 ms 的T2譜為第25 到第62 個(gè)孔隙度分量，因此T2LM的表達(dá)式為：

式中：T2LM為10.00～2 000.00 ms 范圍內(nèi)的T2幾何平均值，ms；T2i為第i個(gè)T2時(shí)間，ms。

Φ100與T2LM的物理意義為：①核磁共振測井反映地層孔隙度的變化，而100.00 ms 后孔隙度表征含油孔隙度的變化；②幾何平均值可以表征T2譜形的位置，儲(chǔ)層含油性越好、油的自由弛豫信號(hào)越強(qiáng)，幾何平均值越大，反之則小。同時(shí)，由于礫巖可動(dòng)流體T2弛豫時(shí)間起始于10.00 ms［30］，且實(shí)測核磁共振測井T2譜2 000.00 ms 后大多為噪音信號(hào)，所以視含油孔隙度與T2幾何平均值均選取10.00～2 000.00 ms。利用這2 個(gè)敏感參數(shù)繪制核磁流體性質(zhì)識(shí)別圖版（圖3），可知，油層的Φ100與T2LM值大，交會(huì)點(diǎn)位于圖版右上方，而水層的Φ100與T2LM值較小，交會(huì)點(diǎn)位于圖版的左下方。

圖3 瑪湖凹陷下烏爾禾組核磁共振測井流體識(shí)別圖版Fig.3 Identification chart of NMR logging fluids of lower Urho Formation in Mahu Sag

利用該方法進(jìn)行流體識(shí)別需要滿足以下條件：①巖石為水潤濕相，如果巖石的潤濕相為油潤濕或者混合潤濕，巖石的表面弛豫特征將會(huì)復(fù)雜化［31-34］，導(dǎo)致無法用單一的T2截止值進(jìn)行流體識(shí)別；②油品為低黏度的輕質(zhì)原油，即使?jié)M足巖石為親水性條件，但如果原油黏度為中—重質(zhì)原油，原油的自由弛豫范圍會(huì)向弛豫時(shí)間小的方向移動(dòng)，導(dǎo)致原油自由弛豫譜與巖石的表面弛豫譜重疊；③巖石致密，泥漿侵入小或不明顯。

4.2 含油飽和度計(jì)算方法

核磁共振測井的探測范圍很小，一般為3.80～7.62 cm，處在沖洗帶之內(nèi)。受孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜及非均質(zhì)性強(qiáng)的影響，同一礫巖層內(nèi)物性變化快（圖4），不同滲透性的巖石含油性存在較大差異。

圖4 瑪湖凹陷下烏爾禾組同一礫巖儲(chǔ)層內(nèi)孔隙結(jié)構(gòu)對(duì)比Fig.4 Pore structure comparison diagram of the same conglomerate reservoir of lower Urho Formation in Mahu Sag

從巖心滲透率與密閉取心飽和度交會(huì)圖（圖5）可知，巖性滲透性越好，含油級(jí)別越高。滲透率對(duì)含油性具有一定的控制作用。

圖5 瑪湖凹陷下烏爾禾組巖心滲透率與密閉取心飽和度交會(huì)圖Fig.5 Cross plot of core permeability and closed core saturation of lower Urho Formation in Mahu Sag

視含油孔隙度只能夠半定量的表征儲(chǔ)層的含油性，想要得到準(zhǔn)確的含油飽和度，還需要進(jìn)行滲透性校正。滲透性相對(duì)較好的礫巖儲(chǔ)層，泥漿侵入較深，沖洗帶殘余油飽和度相對(duì)較低，油氣校正量越大；滲透性相對(duì)較差的礫巖儲(chǔ)層，殘余油飽和度相對(duì)較高，油氣校正量就越小。因此，油氣的校正量應(yīng)與地層的滲透率呈正相關(guān)關(guān)系。研究區(qū)7 口井密閉取心飽和度與擬合了視含油孔隙度和滲透率得到的含油飽和度的表達(dá)式為：

式中：K為滲透率，mD。

5 應(yīng)用實(shí)例

利用本文方法對(duì)瑪湖凹陷下烏禾組內(nèi)22 口探井的31 個(gè)層位進(jìn)行解釋，29 層解釋正確（表3），試油層測井解釋符合率為93.5%。

表3 瑪湖凹陷下烏爾禾組試油層核磁測井解釋符合率統(tǒng)計(jì)表Table 3 Statistics of coincidence rate of NMR logging interpretation for reservoir test of lower Urho Formation in Mahu Sag

圖6 為瑪湖凹陷A 井二疊系下烏爾禾組礫巖儲(chǔ)層的核磁共振測井含油性評(píng)價(jià)成果圖。3 842.0～3 850.5 m，3 859.0～3 862.0 m，3 867.0～3 868.5 m 微球聚焦電阻率與深淺側(cè)向電阻率數(shù)值基本無差異，可認(rèn)為泥漿無侵入，沖洗帶殘余油飽和度較高，核磁含油信號(hào)較明顯。3 836.0～3 839.0 m，3 867.0～3 868.5 m 微球聚焦電阻率與深淺側(cè)向電阻率值有一定的差異，但核磁100.00 ms 后原油的自由弛豫信號(hào)依舊明顯，說明泥漿侵入較淺。利用本文方法對(duì)上述層段進(jìn)行含油性評(píng)價(jià)，可知：計(jì)算的視含油孔隙度平均值為1.15%，T2LM平均值為102.00 ms，位于流體性質(zhì)識(shí)別圖版的油層區(qū)域，定性解釋為油層；儲(chǔ)層的有效孔隙度平均值為7.70%，滲透率平均值為2.33 mD，利用式（5）計(jì)算的含油飽和度與密閉取心飽和度吻合較好。根據(jù)目的層解釋經(jīng)驗(yàn)，油層的有效孔隙度下限為5.80%，飽和度下限為50%，對(duì)3 846.0～3 868.5 m 層段進(jìn)行試油，解釋為油層，日產(chǎn)油8.7 t/d。

圖6 瑪湖凹陷下烏爾禾組A 井核磁共振測井含油性評(píng)價(jià)成果圖Fig.6 NMR logging oil-bearing evaluation results of well A of lower Urho Formation in Mahu Sag

6 結(jié)論

（1）對(duì)準(zhǔn)噶爾盆地瑪湖凹陷下烏爾禾組礫巖儲(chǔ)層利用自由弛豫特征識(shí)別低滲透礫巖流體性質(zhì)，需要滿足2 個(gè)條件：巖石致密侵入小或者侵入不明顯，且為水潤濕；油品為低黏度的輕質(zhì)原油。

（2）準(zhǔn)噶爾盆地瑪湖凹陷下烏爾禾組礫巖儲(chǔ)層原油的自由弛豫為100.00～2 000.00 ms。巖心的核磁共振實(shí)驗(yàn)表明：飽和油T2譜在100.00 ms 后出現(xiàn)了與原油的自由弛豫相同的特征，由此認(rèn)為目的層核磁測井100.00 ms 后出現(xiàn)的拖曳現(xiàn)象就是原油的自由弛豫造成的。

（3）對(duì)準(zhǔn)噶爾盆地瑪湖凹陷下烏爾禾組礫巖儲(chǔ)層，利用核磁測100.00 ms 作為界限，可以快速判別是否含油。構(gòu)造T2幾何平均值T2LM與視含油孔隙度Φ100作為敏感參數(shù)交會(huì)形成含油性識(shí)別圖版，能夠快速準(zhǔn)確識(shí)別低滲透礫巖儲(chǔ)集層流體性質(zhì)，測井解釋符合率高。