核磁共振测井在致密油孔隙结构及储层综合评价中的应用

2015-12-13陈国军

测井技术 2015年1期

陈国军

（新疆油田公司勘探开发研究院地球物理研究所，新疆乌鲁木齐830013）

0 引言

准噶尔盆地准东北部平地泉组致密油储层岩性复杂多变，既有碎屑岩类又有碳酸盐岩类；岩石成分复杂，组成岩石的矿物除石英、长石外，还发育有碳酸盐类、硫酸盐类、硅酸盐类、黄铁矿等；岩性纵向变化快，多呈薄层状的互层分布；致密储集层孔喉普遍细小，储层非均质性极强。这类储层往往需要压裂改造，但有的压裂后效果明显，有的压裂后效果不明显，严重影响勘探效益。综合评价致密油储层已成为迫切需要解决的任务。致密油储层评价除了要考虑孔隙度、渗透率、饱和度等宏观储层参数外；还需要考虑孔喉半径、孔喉分选系数、相对渗透率等反映储层孔隙结构、储层非均质性、储层渗流特征的参数。这些数据可以通过压汞资料分析得到。由于取心及分析成本的问题，且不能够实现连续定量化的储层评价需求。本文针对致密油储层所具有的特点，利用核磁共振测井资料转换的孔隙结构参数进行储层定量化评价，根据储层特征参数提出了综合评价指数。

1 利用核磁共振T2谱拟合毛细管压力曲线

孔隙结构是决定储层质量优劣的主要因素，从毛细管压力曲线中可以得到反映储层孔喉大小、储层孔喉分选性、储层孔喉连通性的中值压力、排驱压力、最大汞饱和度、半径均值、分选系数等储层微观尺度结构特征参数，但往往受样品分析数量的限制，不能很好地反映储层的非均质性，很难与储层宏观参数建立关系，在没有岩心的情况下更是无法描述孔隙结构。岩石物理学意义上，压汞毛细管压力曲线反映的是某一孔喉大小控制下的孔隙体积的分布，核磁共振T2分布谱则反映不同孔隙大小的孔隙体积分布。在原生孔隙结构，或成岩作用不明显的次生孔隙中二者之间存在着必然的相关性，如果能够找到二者之间的转换方法，则可由核磁共振T2谱转换得到伪毛细管压力曲线，进而提供连续定量化的储层评价新途径。

利用核磁共振测井资料评价储集层的孔隙结构除了岩石必须是水润湿相的前提外，同时必须考虑储层含烃后对T2谱的影响。毛志强等曾提出水的T2分布足够宽足以覆盖油的体积弛豫时，可以用储层的核磁共振测井T2分布评价地层的孔隙结构。

实验室分析表明，该区致密油储层孔隙结构差，发育大量微孔。在这些因素作用下，水的T2分布可以覆盖油的T2分布范围，完全含水饱和谱与储层含油谱分布范围与幅度非常相似，完全可以用核磁共振测井定量评价致密油储层的孔隙结构。

为验证上述分析结论，选择1块样品连续测量洗油过程中各种含油状态下的核磁共振T2谱，最后测量完全含水的饱和谱（见图1）。油的挥发作用造成未洗油谱与水饱和谱之间存在差异，差异大小取决于油的挥发量；水的T2分布基本上可以完全覆盖油的T2分布。综上分析，在该区完全可以用核磁共振测井定量评价致密油储层的孔隙结构。

图1 洗油过程的核磁共振T2谱和饱和水T2谱对比图

采用何雨丹等［1］提出的T2分布与孔径分布的非线性幂函数法，对于储层物性较差的转换关系具有单峰T2分布的采用单一幂函数构造伪毛细管压力曲线，对于储层物性较好的转换关系具有双峰T2分布的，大孔和小孔处采用不同幂函数分段构造伪毛细管压力曲线，其大孔为

小孔为

式中，pc为毛细管压力，MPa；m1、m2、n1、n2为关系参数，通过压汞和核磁共振实验数据统计回归得到。

图2为该区典型岩性的T2谱图与毛细管压力曲线构造成果图。可知，构建的模型精度很高，构造的毛细管压力与实际测量的毛细管压力曲线一致性好。

图2 岩心样品T2谱及构造的毛细管压力曲线

2 定量化求取孔隙结构参数

在对T2谱转换得到的伪毛细管压力曲线基础上定量求取孔隙结构参数。参数计算有2种方法：①应用T2谱转换得到的伪毛细管压力曲线计算孔隙结构参数；②根据T2几何平均值与孔隙结构参数的关系［2］计算孔隙结构参数。本文采用2种方法进行对比，取与压汞实验结果匹配效果好者。

岩石薄片、铸体薄片和扫描电镜观察发现，致密油储集层除发育少量孔喉较粗的微米级、毫米级剩余粒间孔及溶蚀孔外，孔喉普遍细小，其中扫描电镜下发现大量纳米级孔隙与微裂缝，储层非均质性极强，因此，主要考虑能够反映致密油储层特点的孔隙结构参数进行定量化计算。样品为微层状含粉砂质泥质云岩，在铸体薄片下几乎见不到孔隙［见图3（a）］，大部分孔隙是只有在放大到22280倍的情况下才能观察到纳米级的微孔［见图3（b）］。

图3 致密油典型样品铸体薄片和扫描电镜图片

平均毛细管半径表征毛细管大小的加权平均值，其值越大表明岩石孔隙结构越好，它与T2几何平均值成线性正相关。分选系数反映孔喉大小分选程度的度量，分选性越好，其值越小，与T2几何平均值成线性正相关。综合物性参数（渗孔比）表征的是宏观孔隙结构，T2几何平均值与渗孔比之间有线性正相关性，T2几何平均值越大，对应的渗孔比比值越高。中值压力用来评价喉道半径大小，喉道半径越小中值压力越大，中值压力与T2几何平均值呈负指数关系。排驱压力又称入口压力，喉道半径越小，毛细管压力越大，即相应排驱压力愈大，排驱压力与T2几何平均值呈负指数关系。束缚水饱和度是宏观参数，与T2几何平均值具有较好负指数关系（见图4）。利用核磁共振测井T2分布可以得到上述各个孔隙结构参数。

图4 T2几何平均值与平均毛细管半径、分选系数、综合物性参数（渗孔比）、中值压力、排驱压力、束缚水饱和度的关系图

3 构建储层综合评价指数

依据储层类型划分标准，综合利用储层宏观尺度和微观尺度参数与试油资料建立基于产能的储层类型判别标准（见图5），通过分析认为，综合物性参数IRQ、平均毛细管半径r、分选系数Sp与储层类型成正比关系，即储层质量越好这些参数的数值越大；排驱压力pt和束缚水饱和度Swi与储层类型成反比关系，即储层质量越差，这3个参数的数值就越大。利用这6个储层参数构建储层质量综合指数［3］［见式（3）］，考虑到研究区平地泉组大多数致密油储层具中低孔隙度、中低渗透率和低孔隙度、低渗透率或特低渗透率的特点。储层分类：Ⅰ类为致密油好储层，需要小规模压裂；Ⅱ类为致密油差储层，需要大规模压裂改造；Ⅲ类为干层或低产层。储层质量综合指数

图5 储层质量综合指数与综合物性参数交会图

4 应用实例

图6是×井核磁共振测井储层分类成果图。图6中第5道为核磁共振标准T2谱，第6道为计算的伪孔径分布谱，第7道为平均毛细管半径，第8道为分选系数，第9道束缚水饱和度，第10道为排驱压力，第11道为综合物性参数，第14道为储层分类综合评价成果，充填黄色的区域为Ⅰ类储层显示，紫色的区域为Ⅱ类储层显示，无色充填区域为Ⅲ类储层（无效储层）。2401～2410m井段录井解释及测井解释为油层，射孔后不出油，经小规模压裂后，日产油3．87t，产能0．43t／（m·d），试油结论为油层。该层段储层质量综合指数曲线显示既有黄色充填区域，也有紫色充填区域，属于Ⅰ类储层，储层质量综合指数曲线判别结论与试油结论吻合，可以对储层类型进行有效判别。2440～2460m井段质量综合指数曲线显示同2400～2410m相比稍差些，属于Ⅰ、Ⅱ类储层，录井解释为差油层，建议大规模压裂改造试油，其他储层为Ⅱ类或无效储层。