張海濤，方馭洋，李高仁，譚茂金，王 謙

（1.中國石油天然氣股份有限公司長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，陜西西安730001，2.中國地質(zhì)大學(xué)（北京）地球物理與信息技術(shù)學(xué)院，北京100083）

鄂爾多斯盆地致密砂巖儲(chǔ)層物性差，孔隙結(jié)構(gòu)和油水關(guān)系復(fù)雜，流體性質(zhì)判識(shí)難，測(cè)井解釋難度大，符合率低[1-2]。核磁共振（NMR）測(cè)井在儲(chǔ)層孔隙度、滲透率、含油性及孔隙結(jié)構(gòu)評(píng)價(jià)中具有明顯優(yōu)勢(shì)[3-6]。然而，常用的核磁共振測(cè)井流體識(shí)別方法大多是針對(duì)親水地層，在低孔低滲、油潤濕的儲(chǔ)層中，流體識(shí)別效果差，精度不高[7-9]。

近年來，國內(nèi)外專家學(xué)者在低孔低滲砂巖儲(chǔ)層核磁共振流體識(shí)別方法研究方面進(jìn)行了大量探索和嘗試。肖立志[10]從理論上剖析了不同濕潤性、不同黏度油的巖石核磁共振響應(yīng)特征，并給出了相應(yīng)的示意圖。謝然紅等[11]通過實(shí)驗(yàn)研究了原油的核磁共振弛豫特性隨原油粘度、NMR 儀器測(cè)量頻率以及測(cè)量回波間隔（TE）等的不同而發(fā)生的變化，對(duì)利用核磁共振測(cè)井資料準(zhǔn)確識(shí)別和評(píng)價(jià)油水層具有重要的指導(dǎo)意義，以實(shí)驗(yàn)為基礎(chǔ)提出了核磁共振測(cè)井流體識(shí)別中需要關(guān)注的影響因素。目前，對(duì)油潤濕條件下低孔低滲砂巖儲(chǔ)層的核磁共振弛豫機(jī)理的研究較少，導(dǎo)致多數(shù)方法在油潤濕儲(chǔ)層中應(yīng)用效果較差，流體識(shí)別精度不高。譚茂金等[12]在雙等待時(shí)間（TW）的觀測(cè)模式下，利用可動(dòng)流體體積的差構(gòu)建了流體指示參數(shù)，在低對(duì)比度油層判識(shí)中取得了較好的應(yīng)用效果，此外，其研究表明利用遺傳算法全局搜索油氣的縱向弛豫時(shí)間（T1）和橫向弛豫時(shí)間（T2）值，再用阻尼最小二乘法（LSQR）反演標(biāo)準(zhǔn)T2分布和差譜，可以有效解決一維核磁共振雙TW觀測(cè)數(shù)據(jù)存在的非線性反演簡化、信噪比低的問題，實(shí)現(xiàn)油氣水的準(zhǔn)確識(shí)別和定量評(píng)價(jià)[13]。呂婕[14]利用核磁共振測(cè)井資料，結(jié)合交會(huì)圖版、偽毛管壓力曲線等方法進(jìn)行孔隙結(jié)構(gòu)分析和流體識(shí)別，提高了解釋符合率。該方法的關(guān)鍵在于結(jié)合儲(chǔ)層特點(diǎn)和核磁共振弛豫機(jī)理尋找對(duì)油水敏感的測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)以及相關(guān)儲(chǔ)層參數(shù)，通過優(yōu)選和構(gòu)建能夠判識(shí)流體類型的識(shí)別因子來提高流體識(shí)別的精度。胡法龍等[15]提出用核磁共振測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)構(gòu)建水譜法進(jìn)行流體識(shí)別，該方法利用長等待時(shí)間、短回波間隔模式下測(cè)量的T2分布構(gòu)建完全含水狀態(tài)下長等待時(shí)間、長回波間隔模式下的T2分布，通過對(duì)比測(cè)量T2分布和構(gòu)建完全含水T2分布之間的差異確定儲(chǔ)集層的流體類型。

圖1 巖石孔隙系統(tǒng)中的潤濕性[20]a水潤濕（水與巖石顆粒直接接觸）；b油潤濕（油與巖石顆粒直接接觸）；c混合潤濕（巖石顆粒部分與水接觸，部分與油接觸）

本文基于油濕、水濕以及混合潤濕條件下的核磁共振馳豫機(jī)理，利用數(shù)值模擬方法分析了不同潤濕條件下的核磁共振響應(yīng)特征。選取對(duì)流體敏感的核磁共振差譜幾何均值與有效孔隙度差構(gòu)建交會(huì)圖版，依據(jù)流體識(shí)別圖版建立流體類型測(cè)井判別方法，并在鄂爾多斯延長組長8儲(chǔ)層中進(jìn)行了檢驗(yàn)。

1 儲(chǔ)層潤濕性特征

出現(xiàn)在自由弛豫位置，位于T2分布后部，T2分布呈雙峰特征。這說明，在水濕條件下，水受表面弛豫和自由弛豫影響，弛豫速率變快，油只受自由弛豫影響，弛豫速率慢。

在油濕條件下，分別設(shè)置含水飽和度Sw＝95%，80%，40%，10%，當(dāng)含水飽和度為95%時(shí)指示為水層。模擬結(jié)果如圖3b所示，油峰出現(xiàn)在T2譜前部，水峰則出現(xiàn)在自由弛豫位置，位于T2譜后部，故T2分布呈雙峰特征。這說明，在油濕條件下，油受表面弛豫影響，弛豫速率變快，水只受自由弛豫的影響，弛豫速率慢。

在混合潤濕條件下，分別設(shè)置含水飽和度Sw＝95%，80%，40%，10%，當(dāng)含水飽和度為95%時(shí)指示為水層。同時(shí)，設(shè)置水濕比、油濕比均為0.5。模擬結(jié)果如圖3c所示，T2呈單峰分布。這說明，在混合潤濕條件下，油受自由弛豫和表面弛豫共同影響，但自由弛豫對(duì)其弛豫時(shí)間的影響要遠(yuǎn)小于表面弛豫，油峰向T2分布的前部移動(dòng)，而水基本上僅受自由弛豫影響，仍在其自由弛豫位置，因此，整個(gè)T2分布趨于單峰特征。

圖3 不同潤濕條件下砂巖模型核磁共振數(shù)值模擬與T 2 分布特征a水濕；b 油濕；c混合潤濕

可以看出，在油濕條件下，隨著含水飽和度的減小，核磁共振T2分布逐漸往右移動(dòng)，當(dāng)含水飽和度為10%時(shí)，核磁共振T2分布位于10～200 ms，指示了油層的核磁弛豫特征。根據(jù)核磁共振雙TW觀測(cè)方式的工作原理與弛豫機(jī)理，由長短等待時(shí)間回波串計(jì)算的差譜也在這一范圍內(nèi)，利用差譜的T2幾何均值可以指示含油性。根據(jù)數(shù)值模擬結(jié)果，地層含油時(shí)，差譜幾何均值應(yīng)為10～200 ms，而且，長等待時(shí)間核磁共振孔隙度要大于短等待時(shí)間核磁共振孔隙度，兩者差值越大說明含油飽和度越大，且儲(chǔ)層孔隙度也越好。因此，考慮利用核磁共振雙TW觀測(cè)模式下得到的差譜與有效孔隙度差進(jìn)行流體識(shí)別。

2.2 流體識(shí)別圖版

根據(jù)水濕與油濕條件下核磁數(shù)值模擬結(jié)果，建立了核磁共振雙TW觀測(cè)模式下差譜幾何均值與有效孔隙度差的交會(huì)圖。首先，對(duì)目標(biāo)區(qū)域井的核磁共振雙TW測(cè)井進(jìn)行數(shù)據(jù)處理，獲取長短不同等待時(shí)間TW的回波和有效孔隙度，構(gòu)建目標(biāo)井儲(chǔ)層核磁共振雙TW觀測(cè)差譜幾何均值-有效孔隙度差識(shí)別圖版，x軸為差譜幾何均值T2LM，y軸為有效孔隙度差Δφ，如圖4所示，可以看出，該圖版中油層和水層的界限明顯，油層的差譜幾何均值在80～250 ms，有效孔隙度差大于0.5%；水層的差譜幾何均值小于80 ms或大于250 ms，有效孔隙度差小于0.5%。

可以看出，核磁共振測(cè)井雙TW觀測(cè)模式下差譜的形態(tài)及其幾何均值反映流體的響應(yīng)差異，長短等待時(shí)間的有效孔隙度差值大小能夠反映流體弛豫的差異，而且采用有效孔隙度差值而不是可動(dòng)流體的差值避開了T2截止值選取的影響，更能夠體現(xiàn)流體性質(zhì)的差異。

2.3 識(shí)別方法

圖4 核磁共振雙T W 觀測(cè)差譜幾何均值-有效孔隙度差識(shí)別圖版

在利用圖4所示的圖版進(jìn)行核磁共振測(cè)井解釋時(shí)，擬采用構(gòu)建流體指示曲線來指示。首先，對(duì)目標(biāo)井的核磁共振測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)進(jìn)行處理，計(jì)算差譜幾何均值和有效孔隙度差；然后，根據(jù)計(jì)算得到的差譜幾何均值和有效孔隙度差的數(shù)值，與流體識(shí)別圖版中的流體邊界值進(jìn)行比較，確定儲(chǔ)層的流體類型。當(dāng)差譜幾何均值和有效孔隙度差Δφ均在圖版的油層區(qū)域內(nèi)時(shí)，則用數(shù)字“1”表示；差譜幾何均值或有效孔隙度差有一個(gè)不在油層區(qū)域內(nèi)時(shí)，則用數(shù)字“0”表示；根據(jù)數(shù)字“0”或“1”繪制流體指示曲線，綜合確定儲(chǔ)層的流體類型。當(dāng)儲(chǔ)層流體類型指示曲線為連續(xù)形態(tài)時(shí)，判斷目標(biāo)儲(chǔ)層為油層；而當(dāng)指示曲線為單一“脈沖”或無“脈沖”時(shí)，判斷目標(biāo)儲(chǔ)層為水層。

3 實(shí)例與效果分析

鄂爾多斯盆地是我國第二大沉積盆地，中生界延長組富含油氣資源。隴東地區(qū)位于鄂爾多斯盆地西南部，區(qū)域上橫跨伊陜斜坡、天環(huán)凹陷和西緣沖斷帶，地質(zhì)構(gòu)造復(fù)雜。延長組長8段是該區(qū)主要的含油層系，儲(chǔ)層主要以長石砂巖為主，孔隙度小，主要集中在4%～12%，平均孔隙度為8.72%，基質(zhì)滲透率低，主要分布在0.01～0.30 m D（1 mD≈0.987×10－3μm2），平均滲透率約為0.95 m D。長8 段儲(chǔ)層孔隙類型多樣，非均質(zhì)性強(qiáng)，油水分異較差，而且受潤濕性影響，流體性質(zhì)識(shí)別困難，測(cè)井解釋符合率低。

研究區(qū)長8段儲(chǔ)層巖心吸油吸水實(shí)驗(yàn)表明，巖心存在吸油現(xiàn)象，且吸油量明顯大于吸水量（表1），吸油量約占孔隙度的70%，吸水量約占孔隙度的30%。油主要以薄膜狀吸附在巖石表面，水則分布在孔隙中央，形成典型的“油包水”特征。圖5為長8儲(chǔ)層巖心吸油7天后形成的“油包水”分布，反映了長8儲(chǔ)層的弱油濕特征[20]。

表1 巖心潤濕性實(shí)驗(yàn)分析結(jié)果

圖5 長8儲(chǔ)層巖心吸油7天后形成“油包水”分布[24]

針對(duì)油潤濕的低孔低滲砂巖儲(chǔ)層，利用核磁共振測(cè)井雙TW觀測(cè)模式下采集的數(shù)據(jù)，進(jìn)行差譜分析，計(jì)算差譜的T2幾何均值T2LM；通過T2反演，分別得到長等待時(shí)間下和短等待時(shí)間下的有效孔隙度，計(jì)算兩者的差值Δφ。利用差譜幾何均值和有效孔隙度差構(gòu)建交會(huì)圖，形成T2LM-Δφ流體識(shí)別圖版。

圖6 Luo99井核磁共振測(cè)井解釋與流體識(shí)別結(jié)果

Luo99井為鄂爾多斯盆地的一口探井，主要目的層為長8段，其核磁共振測(cè)井解釋與流體識(shí)別結(jié)果如圖6所示。圖中第4道為核磁共振T2分布，第5道為核磁共振雙TW觀測(cè)模式下反演的差譜，第7道為根據(jù)T2LM-Δφ?qǐng)D版輸出的流體指示曲線，當(dāng)其值大于0時(shí)進(jìn)行填充。在該井2812～2815 m 處，差譜幾何均值大于250 ms，有效孔隙度差約為0.5%，指示曲線數(shù)值大部分為“0”，個(gè)別深度點(diǎn)為“1”，表現(xiàn)為單“脈沖”，解釋為水層。試油結(jié)果見油花，產(chǎn)水39.3 m3/d，為水層，驗(yàn)證了上述解釋方法的準(zhǔn)確性。

圖7 Li189井核磁共振測(cè)井解釋與流體識(shí)別結(jié)果

Li189井為研究區(qū)的另一口井，其核磁共振測(cè)井解釋與流體識(shí)別結(jié)果如圖7 所示。第7 道為利用T2LM-Δφ?qǐng)D版輸出的流體指示曲線。該井2395～2 400 m 段，指示曲線數(shù)值大部分為“1”，個(gè)別為“0”，表現(xiàn)為連續(xù)“脈沖”，解釋為油層，試油結(jié)果為產(chǎn)油15.56 t/d，產(chǎn)水0，為油層，證明上述解釋是正確的。

4 結(jié)論

1）水濕、油濕和混合潤濕條件下的核磁共振弛豫機(jī)理和T2分布是不同的。數(shù)值模擬表明，不同潤濕性條件下的巖石核磁共振T2分布形態(tài)不同，油、水信號(hào)的位置也發(fā)生了變化。核磁共振弛豫機(jī)理研究和數(shù)值模擬為核磁共振T2分布的響應(yīng)特征研究提供了理論依據(jù)和有效手段。

2）在核磁共振雙TW觀測(cè)模式下，儲(chǔ)層飽含油和飽含水時(shí)核磁共振差譜的位置及其幾何均值不同，且油層和水層的有效孔隙度差也存在差異，說明兩個(gè)參數(shù)對(duì)流體比較敏感。利用核磁共振差譜幾何均值與有效孔隙度差構(gòu)建交會(huì)圖版能夠有效區(qū)分油層和水層。

3）基于構(gòu)建的流體識(shí)別圖版總結(jié)了流體判別準(zhǔn)則，利用核磁共振雙TW測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)生成的指示曲線能夠直觀地判斷儲(chǔ)層的流體類型。