二維核磁共振測井在砂礫巖儲層流體識別中的應用

寧從前 ，周明順，成 捷，蘇 芮，郝 鵬，王 敏，潘景麗

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2.中國石油華北油田分公司勘探開發(fā)研究院，河北任丘 062552；3.中國石油華北油田分公司勘探事業(yè)部，河北任丘 062552；4.中國石油華北油田分公司二連分公司，河北任丘 062552）

0 引言

二連盆地烏蘭花凹陷砂礫巖儲層巖石礦物成分多樣［1-3］，富含火山碎屑和火山灰。儲層孔隙相對發(fā)育，含有粒間溶孔、粒內溶孔和晶間孔等多種儲層空間，孔隙結構復雜，連通性較差。儲層孔隙度為6%～13%，平均為9%，滲透率通常小于1 mD，為低孔、特低滲儲層。由于烏蘭花凹陷地層水礦化度低，導致油層和水層的電性特征差異不明顯，所以利用測井資料識別儲層流體性質難度較大。

為解決這一難題，華北油田引入核磁共振測井，然而在實際應用中，核磁共振一維流體識別方法如差譜法、增強擴散譜法等受復雜孔隙結構的影響，表現(xiàn)出較強的多解性，難以解決儲層流體識別的問題。為此，將二維核磁共振流體識別方法用于復雜砂礫巖儲層的流體識別，以期解決一維核磁共振流體識別方法的多解性問題。

1 砂礫巖儲層流體識別難點

二連盆地烏蘭花凹陷砂礫巖儲層巖石成分成熟度低［2］，巖石礦物成分復雜，巖石顆粒多為火山巖屑，并含有大量火山灰，儲層巖石電性特征受巖性影響較大，無法反映儲層所含流體性質。砂礫巖儲層巖石結構成熟度低，組成巖石的顆粒大小不均，因此存在多種尺度的粒間孔隙，加上粒內溶孔和晶間孔，使得孔隙結構異常復雜，從而影響了識別儲層流體性質的效果。具體表現(xiàn)為以下幾個方面的流體識別難題。

（1）常規(guī)電性特征無法識別砂礫巖儲層流體性質

通常情況下，地層水礦化度較高，具有一定的導電性，所以水層電阻率較低，而油氣由于不導電，所以油氣層電阻率較高，因此利用儲層的電性特征可以識別儲層流體性質。二連盆地砂礫巖儲層巖石礦物成分復雜，火山巖屑和火山灰的存在使儲層電阻率升高，導致水層與油氣層的電性特征差異不明顯，因而無法利用儲層電性特征識別儲層流體性質。如烏x 井39 號層、41 號層電阻率較高（圖1 第3 道），具有含油特征，解釋為油水同層，但該段試油獲日產水29.1 m3，結論為水層。說明該段電阻率升高是受巖性影響所致。

（2）一維核磁共振測井識別砂礫巖儲層流體性質存在多解性

一維核磁共振流體識別方法主要包括差譜法和增強擴散譜法。差譜法是利用儲層流體的縱向弛豫特征差異來識別儲層流體性質［4-9］。水的縱向弛豫時間較短，在短時間內即可恢復全部信號，而油的縱向弛豫時間較長，需要較長時間才能恢復全部信號。利用這一特點，通過長、短2 個等待時間的測量，可以區(qū)分水層和油層。但是，儲層流體的核磁共振弛豫特征受儲層孔隙結構的影響較大，當儲層存在較大孔隙時，水的縱向弛豫時間會增加，導致短等待時間測量時水層的信號尚不能完全恢復，從而不能與油層區(qū)分。如B1 井39 號層、41 號層核磁共振差譜存在較強的信號（圖1 第6 道），而該層段試油結論為水層，說明該差譜信號是由異?？紫督Y構所導致的，并不屬于含油特征。

核磁共振增強擴散譜法是利用儲層流體的擴散特征差異來識別其流體性質的方法［4-9］。在梯度磁場中，水的核磁共振擴散特征比油快，通過對長、短2 個回波間隔測量得到的T2譜進行比較可以發(fā)現(xiàn)，在長回波間隔T2譜上，水層的信號向左移動到水線（圖1 第7 道中的紅線）之前，而油層的信號則留在水線右側，據此可以識別儲層流體性質。但是，水線位置受儲層孔隙結構影響較大，當存在較大孔隙空間時，水線位置會向右移動，因而易將水層錯認為油層。如B1 井39 號層、41 號層核磁共振增強擴散譜在常規(guī)儲層水線右側存在較強的信號（圖1 第7 道），而該層段試油為水層，說明該段儲層存在較大孔隙空間，水線位置應向右移。

可見，由于砂礫巖儲層孔隙結構復雜，利用一維核磁共振測井識別儲層流體性質存在較強多解性。

2 二維核磁共振流體識別方法與采集模式選擇

（1）二維核磁共振流體識別方法

二維核磁共振流體識別方法主要包括擴散-橫向弛豫時間法（D-T2）、擴散-縱向弛豫時間法（D-T1）和縱-橫向弛豫時間法（T1-T2）［10-11］，這些方法都是通過結合特定的核磁共振測井儀器并選擇合適的采集模式和數據處理方法來實現(xiàn)的，其中D-T2方法比較適用于油層的識別。

D-T2方法是在梯度磁場中，采集多組相同等待時間而不同回波間隔的回波串，通過二維反演得到D-T2二維譜圖，進而對儲層流體類型進行定性和定量判別的方法。

圖2中，給定足夠長的等待時間TW，當核磁共振測井儀器外加磁場梯度為G時，改變回波間隔TE，測量k組不同回波間隔的回波串數據（CPMG）?；夭ǚ瘸艿綑M向弛豫機制的影響外，還受到流體分子擴散產生的擴散弛豫機制的影響。因此，第k組回波串的第i（i=1，2，...，P）個回波幅度可表示為

式中：γ為磁旋比；t為衰減時間，ms；G為磁場梯度，g/cm；D為擴散系數，cm2/s；fjl為D-T2二維分布譜幅度；εi為噪聲。

通過對這k組回波串聯(lián)合反演求解［10］，即可得到fjl，即D-T2二維分布譜。在D-T2二維譜圖上（圖3），油和水由于擴散系數和橫向弛豫特征的不同而分布于不同的區(qū)域，避免了一維核磁共振信號的相互重疊，更易于區(qū)分油層與水層。

（2）采集模式的選擇與分析

目前國內外能夠進行二維核磁共振測井的儀器主要有斯倫貝謝公司的MR-Scanner、哈里伯頓公司的MRIL-Prime 和貝克休斯公司的MREx，其中MRIL-Prime 核磁共振測井儀在國內應用較為廣泛。

MRIL-Prime 是一種基于一維核磁共振測井方法的儀器，具有多種不同等待時間和間隔時間的采集模式，但一次下井只能采用某一種采集模式進行測井作業(yè)，而且沒有能夠滿足二維核磁共振測井理論的采集模式。胡法龍等［12］提出利用MRIL-Prime儀器將D9TWE3 和DTE412 這2 種采集模式下的測井資料進行組合，可實現(xiàn)二維核磁共振處理解釋并用于油層識別。羅利等［13］提出利用MRIL-Prime儀器將D9TE212，D9TE312 和D9TE412 這3 種采集模式下的測井資料進行組合，也可以實現(xiàn)二維核磁共振處理解釋并用于氣層識別。上述將不同采集模式下的測井資料進行組合實現(xiàn)二維核磁共振應用的方法，需要多次下井作業(yè)，增加了測井采集作業(yè)和數據處理的難度，在實際應用中受到較大制約。

通過研究發(fā)現(xiàn)，利用MRIL-Prime 核磁共振測井儀常用的D9TWE3 采集模式（表1），一次下井可獲得2 組相同等待時間、不同回波間隔的回波數據（AD，BE）和2 組不同等待時間、相同回波間隔的回波數據（AB，DE）。根據二維核磁共振測井原理，可以直接對這些數據進行二維核磁共振處理解釋，得到D-T2二維譜圖并用于儲層流體識別。

（3）對比實驗

在華北油田烏y 井，利用MRIL-Prime 核磁共振測井儀，通過2 次下井分別采集到D9WE3 和DTWE4 這2 種采集模式（表1）下的測井數據，經過處理得到2 種采集模式下的測井數據組合后（表2）的二維處理結果（圖4、圖5），以及單獨針對D9TWE3采集模式下的測井數據的二維處理結果（圖6、圖7）。通過對比可看出，D9TWE3 采集模式下的二維核磁共振處理結果與2 次下井組合數據的二維核磁共振處理結果相比，其擴散譜（圖6 第6 道）的噪音相對較高、信號相對較弱，但形態(tài)與分布區(qū)域基本一致；各個深度點的D-T2二維譜圖相比（圖7 與圖5），雖然存在一定噪音信號，但主要信號的分布區(qū)域與范圍基本一致，油、水信號響應特征與分布也基本一致。可見，將MRIL-Prime 核磁共振測井儀D9TWE3 采集模式下的測井資料進行二維核磁共振處理解釋，能夠得到較好的結果，可用于油氣層的識別并可降低二維核磁共振測井應用的現(xiàn)場采集作業(yè)和數據處理難度，為在更大范圍內應用二維核磁共振油氣層識別技術提供了可能。

表1 烏y 井D9TWE3 與DTWE4 采集模式的參數Table 1 Acquisition parameters of D9TWE3 and DTWE4 in well Wu y

表2 烏y 井D9TWE3 與DTWE4 采集模式組合數據二維核磁共振參數Table 2 Acquisition combination data of 2D NMR logging parameters of D9TWE3 and DTWE4 in well Wu y

3 應用效果分析

二連盆地烏蘭花凹陷烏x，烏z 井利用MRILPrime 核磁共振測井儀采集到了D9TWE3 模式下的測井資料，通過對其進行二維核磁共振處理解釋，分別得到了2 口井的D-T2二維核磁共振處理解釋結果。通過對B1 井常規(guī)測井和一維核磁共振處理結果的分析，認為39 號層、41 號層存在較多含油信息，綜合解釋為油水同層（參照圖1），但該井的二維核磁共振處理結果顯示39 號層和41 號層以水為主，僅存在少量含油氣信息，根據二維核磁共振處理結果只能解釋為含油水層（圖8），這與試油結論基本一致，證實了二維核磁共振解釋結論正確，說明二維核磁共振能有效避免巖性變化造成的影響。

根據對烏z 井常規(guī)測井和一維核磁共振處理結果進行分析，認為41—43 號層存在較多含油氣信息，41，42 號層物性較差，43 號層物性較好，因此將41，42 號層綜合解釋為差油層，43 號層為油水同層（圖9）。該井二維核磁共振處理結果顯示41—43號層存在較強的含油信息，考慮到核磁共振測井探測深度較淺，將43 號層綜合解釋為油層（圖10），41，42 號層由于物性較差仍解釋為差油層。通過對41—43 號層段試油，獲日產油8.52 m3，結論為油層。試油結論證實二維核磁共振解釋結論正確。

通過對MRIL-Prime 核磁共振測井儀D9TWE3采集模式下的測井資料進行二維核磁共振處理，可得到較好的二維核磁共振處理結果并用于復雜儲層的流體識別?；贒-T2的二維核磁共振流體識別方法并同時考慮儲層流體的擴散和橫向弛豫特征，降低了測井解釋的多解性，為準確識別復雜砂礫巖儲層流體性質提供了有效手段。

4 結論

（1）基于D-T2的二維核磁共振流體識別方法，同時考慮了儲層流體的擴散和橫向弛豫特征，減少了數據處理解釋的多解性，為準確識別復雜砂礫巖儲層流體性質提供了有效手段。

（2）通過對MRIL-Prime 核磁共振測井儀D9 TWE3采集模式下的測井資料進行二維核磁共振處理，可得到與不同采集模式下測井資料組合后基本一致的二維核磁共振處理結果，可以用于油層的識別，從而降低了二維核磁共振測井應用的采集作業(yè)與數據處理難度，為在更大范圍內應用二維核磁共振油氣層識別技術提供了可能。

（3）核磁共振測井探測深度較淺，僅能反映沖冼帶地層流體的特征，因而在應用中需結合深探測儀器的測量結果進行綜合解釋，才能得到比較準確的結果。