致密氣核磁共振測井觀測模式及氣水弛豫分析
——以四川盆地為例

張 筠 吳見萌 朱國璋

1.中石化西南石油工程有限公司 2.中國石油川慶鉆探工程公司地質勘探開發研究院

四川盆地天然氣資源豐富，隨著勘探進程的縱深推進，勘探對象的日趨復雜，致密砂巖、碳酸鹽巖等致密儲層已成為新時期的重點勘探目標。

四川盆地致密儲層非均質性強，儲層物性較差，絕大多數孔隙度小于10%，滲透率低于0.1 mD，屬于致密或極致密儲層，儲層具有復雜的氣水關系。

針對四川盆地致密儲層特征，氣水差異識別是致密儲層評價的難點。核磁共振測井能正確評價致密砂巖、碳酸鹽巖等致密儲層的流體性質[1-2]，但前提是必須選擇合理的核磁共振測井觀測模式。

筆者以巖石弛豫特征和氣水弛豫特征為理論基礎，形成了四川盆地致密砂巖和碳酸鹽巖儲層的T2氣水弛豫判別標準，能有效甄別出孔隙度4%～10%的致密儲層的流體性質，為四川盆地致密儲層的氣水差異識別、天然氣儲量計算、產能建設提供了重要的技術支撐。

1 核磁共振測井觀測模式選擇

MRIL_P型核磁共振觀測模式有4種，即單TW/單TE模式、雙TW/單TE模式、單TW/雙TE模式和雙TW/雙TE模式。這4種觀測模式為P型核磁在不同的油氣藏條件、不同的觀測目標中的應用奠定了基礎，針對不同的儲層、不同的油氣藏類型、不同的勘探目標層位，應選擇較為合適的觀測模式進行測量[3]。

目前，四川盆地上三疊統須家河組致密碎屑巖開展了多次核磁共振測井觀測模式對比試驗。以某10井須家河組觀測模式對比為例，共進行了4種觀測模式的測井資料采集[4]，主要包括D9TW3、D9TWE1、D9TWE2及D9TWE3，這4種觀測模式對應著不同的等待時間和回波間隔（表1）。研究中，分別對不同測量模式的核磁測井資料進行了處理，其對比分析如下。

表1 MRIL-Prime測井儀4種觀測模式及其基本參數表

1.1 “雙 TW/單TE”與“雙TW/雙TE”觀測模式對比

某10井須家河組儲層在3 697～3 731 m共進行了兩種觀測模式的核磁測井信息采集，即D9TW3和D9TWE3，這兩種觀測模式所對應的采集參數顯示A組長等待時間和B組短等待時間一致，但回波間隔存在明顯差異，D9TW3觀測模式所對應的A、B組回波間隔為3.6 ms，D9TWE3觀測模式所對應的A、B組回波間隔為0.9 ms。

該儲層段譜分布特征表明：當采用D9TW3觀測模式采集時，其對應的回波間隔較大，長、短等待時間T2分布譜所表現出的特征是右邊界左移，T2譜分布范圍變窄，差譜顯示可動烴信息微弱；當采用D9TWE3觀測模式采集時，對應的回波間隔較小，長、短等待時間T2譜分布范圍寬，差譜顯示可動烴信息較強（圖1）。依據長等待時間T2分布譜，利用D9TW3觀測模式計算的可動流體信息主要以可動水為主，利用D9TWE3觀測模式計算的可動天然氣信息較D9TW3觀測模式計算的可動天然氣信息多。該儲層段經套管射孔、加砂壓裂測試，獲得天然氣產量0.524 6×104m3/d，水產量6.2 m3/d，該層應評價為氣水同層[5]。綜合對比分析認為，D9TWE3觀測模式所反映出的儲層可動流體信息與實際測試情況一致，因此，D9TWE3觀測模式好于D9TW3觀測模式。

1.2 “雙TW/雙TE”觀測模式對比

本次研究試驗了“雙TW/雙TE”模式中的D9TWE1、D9TWE2、D9TWE3等3種觀測模式的核磁測井原始資料采集及回波信號分析，這3種觀測模式均有足夠長的等待時間，即TW= 13.0 s，其自旋回波信號已完全恢復到平衡狀態。由于恢復時間受測井速度的影響，因此，試驗井采用的3種觀測模式測井速度均控制在1.5 m/s，其目的是使孔隙中的氫核完全極化。

圖1 某10井須家河組觀測模式對比圖

考慮核磁共振測井受到等待時間、回波間隔的影響，3種觀測模式的長等待時間、短等待時間、回波間隔（即雙TW）保持一致，故得到的差譜信息也基本一致。由于四川盆地致密儲層以天然氣為主，因此，擴散系數起主要作用，為了突出致密儲層的天然氣信息，主要依據D9TWE1、D9TWE2、D9TWE3等3種觀測模式的“雙TE”的差異，結合試氣資料，對致密氣層段的核磁原始回波信號進行處理對比分析，以此選擇最合適的觀測模式。其目的是能有效甄別出孔隙度4%～10%的天然氣信息，正確評價四川盆地致密碎屑巖、碳酸鹽巖等致密儲層的流體性質。

以試驗井某10井致密儲層4 513～4 552 m為例（圖2），巖性為灰色細砂巖，氣測全烴由0.85%上升到51.357%，孔隙度為4%～10%。該儲層段共進行了D9TWE1、D9TWE2、D9TWE3等3種觀測模式的核磁測井原始回波信號采集，這3種觀測模式所對應的采集參數顯示A、B組等待時間、回波間隔和D組等待時間均一致，唯有D組長回波間隔有所差異，這3種觀測模式的D組長回波間隔分別為1.8 ms、2.7 ms和 3.6 ms（表 1）。

從3種核磁共振測井觀測模式采集的回波信號處理成果對比來看（圖2），儲層段4 513.5～4 517.4 m采用D9TWE3觀測模式采集的回波信號，經解譜后，D組的長回波間隔T2分布譜相對于A組的短回波間隔T2分布譜向減小的方向偏移，且整體的偏移量較大。而采用D9TWE1、D9TWE2觀測模式得到的D組的長回波間隔T2分布譜和A組的短回波間隔T2分布譜基本一致，無明顯差異，無含氣指示特征。而該儲層段完井測試獲天然氣產量0.586×104m3/d。因此，依據D9TWE3觀測模式的處理結果所判別的儲層流體性質與測試結論一致，綜合判別D9TWE3觀測模式優于D9TWE1、D9TWE2觀測模式。

圖2 某10井致密儲層3種觀測模式的核磁測井原始資料采集及處理對比分析圖

同樣，儲層段4 525.5～4 538.5 m采用D9TWE3觀測模式得到的D組的長回波間隔T2分布譜，相對于A組的短回波間隔T2分布譜向減小的方向偏移，整體偏移量較大；相比之下，采用D9TWE2觀測模式得到的D組的長回波間隔T2分布譜，相對于A組的短回波間隔T2分布譜向減小方向偏移的偏移量相對較小；而采用D9TWE1觀測模式得到的D組的長回波間隔T2分布譜略微偏移，含氣指示特征不明顯。該儲層段完井測試獲天然氣產量1.8×104m3/d，進一步證明了采用D9TWE3觀測模式得到的T2分布譜特征更易判別四川盆地致密儲層的含氣性。

2 致密儲層氣水弛豫特征

2.1 致密砂巖儲層的T2氣水弛豫特征

研究中以巖石弛豫特征和氣水弛豫特征為理論基礎[6-7]，對川西地區須家河組四段已測試層的氣水弛豫特征進行分析。

研究結果表明：對巖屑砂巖，巖石顆粒越細，比表面積越大，表面弛豫作用越強，橫向弛豫時間越短[8]；對于天然氣，其擴散比油或水快得多，氣體的擴散系數和氣體的密度及分子運動速度有關，而氣體的密度與溫度壓力有關，隨著壓力增大，氣體密度增大，隨著溫度的升高，分子運動速度加快，分子間碰撞概率增加，擴散系數增大；對地層水，當附存于巖屑砂巖中時，表面弛豫起主要作用。

通過分析，由于川西地區須四段儲層孔隙結構不同，致使T2氣水弛豫特征存在明顯差異，例如細粉砂巖→粗中砂巖的橫向弛豫時間由短變長。在相同孔隙結構的情況下，儲層流體性質不同時，T2弛豫特征也存在差異，當儲層含天然氣時，主要受擴散弛豫的影響，當儲層含水時，主要受表面弛豫的影響，通常情況下，擴散弛豫作用比表面弛豫作用的橫向弛豫時間短，因此，天然氣的T2弛豫時間比水的T2弛豫時間短[9-10]。但川西地區須四段氣水的T2弛豫特征恰恰相反，這主要表現在流體的擴散還要受到孔隙空間的限制，在大孔隙中，流體擴散受孔壁限制較小，擴散系數增大；在小孔隙中，隨著孔徑的減小或擴散時間的增大，擴散作用受到孔徑限制，使得擴散系數減小。川西地區須四段儲層屬于致密碎屑巖儲層，孔隙度介于4%～10%，故天然氣受擴散作用的影響比較小，從而造成天然氣的T2弛豫時間比水的T2弛豫時間長 。

通過研究，以測試層為樣本，分別確定出了粗中砂巖、細粉砂巖儲層的T2氣水弛豫（圖3）。研究表明：T2氣水弛豫存在一定的規律，在儲層巖性一致的情況下，T2氣水弛豫隨著儲層孔隙度的增大而增大，即儲層孔隙度越大，T2氣水弛豫分布值越大，儲層孔隙度越小，T2氣水弛豫分布值越小；同時，T2氣水弛豫分布值還與儲層孔徑密切相關，在孔隙度相同的情況下，T2氣水弛豫分布值隨孔徑尺寸的增大而增大，因此，細粉砂巖→粗中砂巖的T2氣水弛豫分布值由小變大[12-13]。其具體氣水弛豫分布值如表2所示。

圖3 川西地區須四段粗中砂巖的T2氣水弛豫分布特征圖

表2 川西地區須四段不同巖性儲層的T2氣水弛豫分布值域區間情況表

2.2 碳酸鹽巖儲層的T2氣水弛豫特征

對碳酸鹽巖，體積弛豫比表面弛豫的作用強，因此相對砂巖來說，碳酸鹽巖橫向弛豫時間較長。當碳酸鹽巖儲層伴有裂縫和溶蝕孔洞發育時，體積弛豫的作用就越強，因此，橫向弛豫時間就越短[14]。同時，流體性質對碳酸鹽巖儲層核磁共振T2氣水弛豫分布也有一定影響。據研究，四川盆地縫洞性碳酸鹽巖儲層的標準T2分布譜右峰的主峰值域區間主要集中在100～1 000 ms之間，氣層的T2分布譜右峰靠前，水層的T2分布譜右峰靠后。

結合縫洞性儲層T2分布譜特征，以4口井的測試資料為依據，分析認為不同儲層物性的核磁共振測井T2氣水分布值也存在明顯差異[15]，本次研究對Ⅰ、Ⅱ類測試層的T2氣水分布特征進行了解析，其具體的T2氣水弛豫分布的值域區間情況如表3所示。依據核磁T2分布譜特征，能較為明顯地區分縫洞性儲層的流體性質。

以PZ1井雷口坡儲層5 731～5 866 m為例，儲層巖性為灰質白云巖。錄井顯示該段儲層氣測值由0.460%上升至4.495%，井口見少量針尖狀氣泡；取心段5 817.0～5 821.1 m共發育裂縫208條，縫密度29 條/m，平縫150條、斜縫13條、立縫45條，略具臭雞蛋氣味。錄井評價為含氣層。

測井曲線特征（圖4）反映該段儲層物性較好，縱向上儲層連續性好，深側向電阻率測值主要集中在100～2 000 Ω·m之間，三孔隙度曲線反映出的Ⅰ類儲層發育點5 763.5 m和5 780.0 m對應的電阻率測值低至70 Ω·m；電成像測井資料顯示該段儲層高角度裂縫和網狀縫發育，其儲集類型為裂縫—孔洞型[16]，其中5 763.5 m和5 780.0 m網狀裂縫和溶蝕孔洞非常發育；核磁共振資料處理成果顯示有效孔隙度較大，長等待時間T2分布譜右峰的主峰值域區間在100～500 ms之間，差譜顯示主要儲層段5 756～5 790 m和5 815～5 866 m具明顯可動天然氣信息特征；主要儲層段斯通利波能量明顯衰減，儲層滲透性好；綜合評價為Ⅰ類氣層有2.8 m，Ⅱ類氣層有24.2 m，Ⅲ類氣層有47.4 m。完井測試獲得天然氣無阻流量332×104m3/d，實現了該氣田的重大油氣發現。

表3 縫洞性碳酸鹽巖儲層T2氣水弛豫分布值域區間情況表

圖4 PZ1井5 731～5 866 m測井響應特征及處理成果組合圖

3 結論

1）采用D9TWE3觀測模式得到的T2譜分布特征更易判別四川盆地致密砂巖、碳酸鹽巖等致密儲層的流體性質。

2）儲層致密化是致密碎屑巖儲層氣水弛豫分布特征的主要影響因素。川西地區須四段致密儲層受擴散作用的影響較小，儲層T2氣水分布特征表現為天然氣的T2弛豫時間比水的T2弛豫時間長。

3）四川盆地縫洞性碳酸鹽巖儲層氣水弛豫分布特征為：氣層的T2分布譜右峰靠前，水層的T2分布譜右峰靠后。

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