引言

储层评价是致密气藏勘探开发的重要基础，流体性质的有效判识更是储层评价中的重要环节，针对气井的开发，储层是否产水直接关系着气井生命周期的长短.核磁共振（NMR）测井作为不受岩石骨架影响的一种测井方法，有效解决了致密气藏有效储层识别与储层参数计算难题，然而广泛应用的一维NMR测井已被证实在流体性质判别应用中仍然存在局限性^[1-5].二维NMR测井通过多维NMR响应因素交会解决了一维NMR的局限性，已在国内外常规碎屑岩、碳酸盐岩以及页岩气等非常规储层综合评价中得到初步应用，解决了复杂储层中物性参数计算与流体评价的难题^[6-10].前人的研究^[11]证实，在确保观测模式适用的前提下，可以实现多维NMR测井信息的准确采集与应用.观测模式中参数的配置、交会评价方法的选择决定了二维NMR测井信息的采集效率、测井资料的有效性，解释评价的准确性.

致密砂岩气藏是非常规油气藏中较为常见的类型之一，蕴藏巨大的天然气资源量，由于具有岩性较细（以细-粉砂岩为主）、储集渗透性差（孔隙度多小于10%，渗透率小于1 mD）、气水关系复杂等特点，在利用测井资料进行储层评价时常具多解性.NMR测井虽然从原理上不受岩石骨架特性影响，但却间接的受到观测模式参数选择、储层流体赋存特征差异等因素的共同影响^[12-14].二维NMR测井观测模式优化设计的主要对象包括等待时间（T_W）、回波间隔（T_E）、回波数（NE）3个重要参数，本文通过对这二维NMR测井交会方法与3个主控因素的分析，建立了适用于川西致密气藏的观测模式.

1 实验原理与设计 1.1 二维NMR方法优选

二维NMR测井交会类型可分为横向弛豫时间-纵向弛豫时间（T₂-T₁）与横向弛豫时间-自扩散系数（T₂-D）两种，针对致密气储层物性较差，流体性质多为气、水两相的特点，对比二维NMR交会图中天然气的识别效果，可对两种方法进行优选.由于天然气在中-大孔隙中具有显著的扩散作用特征，因此一般文献^{[6, 15]}是利用T₂-D方法解决T₂谱重叠问题，对天然气信号进行有效识别.然而通过对比发现，一方面由于致密气藏物性普遍较差，流体在微小孔隙中的扩散作用受到限制^[16]，导致天然气与其他性质流体的D值不存在显著差异，影响了利用D值区分流体信号的应用效果；另一方面由于复杂的井况条件、为满足束缚流体信号的有效采集而选择较小的T_E，NMR测井响应信号的信噪比通常较低，不同流体信号的D值很难达到实验室数值模拟效果，常出现多种流体D值分布范围重叠的现象.而天然气较其他性质流体的T₁更长，这种特性不受岩石骨架的影响，受孔隙空间大小与测井信号信噪比的影响较小.因此适用于常规气藏T₂-D方法在致密气藏的应用效果较差，而T₂-T₁方法识别致密气藏的效果较好.

图 1为JS1井在2 316.0 m处T₂-T₁和T₂-D二维NMR测井交会图，测试证实该段储层产气0.53万方/天，产水4.21方/天.

由T₂-T₁交会图，可见束缚水、残余轻质油T₂维度谱峰独立可辨，而可动水与天然气的T₂维度谱峰重叠，无法有效区分.观察其T₁谱与T₁维度谱可见，可动水与天然气谱峰独立，弥补了T₂维度谱对可动流体识别的缺陷，流体识别结果符合测试结论.

观察JS1井同深度点的T₂-D交会图发现，据T₂维度谱信息可以分辨出束缚水与可动流体信号，而天然气、可动水、残余轻质油信号重叠无法区分，D谱（Y轴）流体信号可能受到扩散限制作用与测井信噪比较低的共同影响，导致束缚水与天然气信号分布范围重叠，综合分析T₂、D谱可动流体信号仍具多解性，这种现象在其他地区致密气储层、碳酸盐岩储层NMR测井中也曾被观测到^[17-19]，显然引入D值的二维NMR测井方法并未有效解决流体识别难题.因此针对致密气藏流体性质的判识，T₂-T₁方法优于T₂-D方法，在实际的测井应用中应基于T₂-T₁方法设计二维NMR测井观测模式.

1.2 观测模式测前设计原则

二维NMR测井观测模式设计有别于一维NMR测井，为保证测得的回波中包含弛豫和扩散信息，应在多T_W和多T_E模式下采集弛豫信息进行联合反演，求解出地层的T₁或D.为满足地层流体信号均可被有效采集，T_W应大于等于3倍的地层有效流体的最大T₁（T_1MAX），回波的测量时间的3倍应大于等于过渡带所含流体的最大T₂（T_2MAX）^[20]，可由关系式表示：

$ {T_{\rm{W}}} \ge {\rm{ }}3 \times {T_{{\rm{1MAX}}}} $

(1)

$ 3 \times {T_{\rm{E}}} \times NE \ge {T_{{\rm{2MAX}}}} $

(2)

实验证实6组回波序列可以满足致密气藏二维NMR测井数据采集，因此观测模式待确定参数包括T_W1~6、T_E1~6和NE_1~6共18组参数取值，其中T_E4~6应选取仪器可测的尽可能小回波间隔以满足较小孔隙中的流体信号采集，T_E1~3选择较T_E4~6略长的回波间隔以增加测井数据的信噪比与采集效率；由于第一组回波序列用于提取二维NMR测井数据中的T₂值，应满足地层中所有流体均被极化，余下5组流体中质子散相前的首波幅度可用于反演T₁值.经实验室反演与测井实践证实，NE₂取20，NE_3~6均取10即可满足T₁的反演，具体设计流程见表 1.

1.3 观测模式测前设计

基于岩心实验结果与NMR测井实践，在致密气藏中不同流体弛豫时间之间的关系为T_1GAS > T_1MW > T_1MUD、T_2MW > T_2GAS > T_2CUTOFF，因此T_1MAX应为T_1GAS；T_2MAX可能为T_2MW（未考虑钻井液的前提下）.又因NMR测井探测范围可能包含过渡带流体信息，为确保有效流体信号均被采集到，需明确可动地层水与钻井液滤液的T₂值，并选择较大的T₂值作为T_2MAX.

利用蒸馏水饱和岩心，在实验室采集岩心的T₂谱，可从T₂谱的分布状态直观判断自由水在T₂谱的响应特征与边界值.通过观察数口井中22个致密气储层饱含蒸馏水岩心样本的T₂谱分布特征发现，可动水峰右边界值约为100 ms（图 2）.岩心实验室分析环境多为均匀磁场环境，而实际测井过程中还应考虑梯度磁场环境下可动水的扩散系数，因此测井采集的水峰T₂值可能会更小.

以川西致密中浅层开发井为例，钻井液类型为钾石灰聚磺或其他聚合物钻井液，粘度为40~70 s，代入以下前人研究公式^[18]进行估算：

$ {T_{{\rm{2MUD}}}} = {\rm{ }}\left( {2.7T + 819} \right)/298\mu $

(3)

(3) 式中，T为储层摄氏温度；μ为流体的粘度.

通过计算发现T_2MUD应为300~400 ms，显然T_2MUD > T_2MW，T_2MAX应为T_2MUD.

通过观察含气储层二维NMR测井中T₁响应特征，结合实验测定结果与前人研究成果^[21]，天然气T₁值为3 000~4 000 ms，因此要保证致密地层中的流体极化程度达到95%，长等待时间T_W1应大于12 000 ms.将实验室分析与测井估算结果代入观测模式设计公式（表 1），可确定出适用于川西致密气藏二维NMR测井设计观测模式的参数取值.

1.4 观测模式对比

通过以上分析，结合MRIL-P型NMR测井仪内设观测模式对比，发现现有观测模式在资料测量要求和测量效率之间难以很好的满足致密气储层二维NMR测井数据高效采集，因此根据观测模式参数选择要求，设计致密气储层观测模式TGR01（tight gas reservoir 01），结合其他2种现有（T₂，T₁）观测模式A1、A2（以上三种观测模式参数值见表 2）和1种经优选并长期适用的一维NMR测井观测模式（B1，T_WMAX=13 000 ms，T_EMIN=0.6 ms）进行测井资料的对比，验证设计观测模式的适用效果.

实验选取川西坳陷中江鼻状构造上部署的JS2井进行二维NMR测井，采用同一套NMR测井系统，均在仪器充分预热的前提下，采用合理测速采集多种观测模式下的NMR测井数据，JS2井2 236 ~ 2 245 m井段致密储层岩性为细粒岩屑砂岩，测试天然气射孔产能为0.6万方/天，不含水.

2 结果与分析 2.1 观测模式对比

对比不同等待时间观测模式下采集的弛豫时间（图 3），针对同一储层段，在T_W较长的两种观测模式（TGR01、B1）下，地层流体得到充分极化，天然气弛豫时间谱（T₂ > 40 ms、T₁ > 1 000 ms）分布范围更广，纵向分布连续，幅度更大.对比TGR01与B1观测模式，尽管后者的T_W较前者更长，但两者T₂谱形态与分布特征类似，证实了针对致密气藏，长T_W（大于12 000 ms）方可满足测量要求，而更长的T_W对测井资料质量贡献小.

对比T_E较大的A2观测模式（1.2 ms）与TGR01、A1（0.9 ms）两种T_E较小的观测模式所采集的T₂谱，可见A2观测模式T₂谱束缚信号（T₂ < 1 ms）幅度相对较小，分布范围较窄，如2 236.0~2 243.5 m砂岩井段与2 248~2 252 m泥岩井段，证实了基于T₂-T₁方法设计的观测模式TGR01合适于致密气藏的二维NMR测井数据采集，解释成果符合致密气藏地质特征.

2.2 应用效果分析

JS5HF、JS8HF井是川西致密砂岩气藏中两口水平井的导眼井，目的层电阻率值均出现相对较低的特征，存在含水风险.利用二维NMR测井对两口井中目的储层流体性质进行精细评价，判断储层中是否含可动水，为水平井钻井开发提供科学的决策建议，经测试证实，二维NMR测井解释结果符合井下储层真实情况.

JS5HF井目的层为JS21砂组，岩性为细粒-中粒岩屑长石砂岩，常规测井显示目的层砂体发育，孔隙致密，纵向上砂组上部储层厚度较小、电阻率绝对值较低平均为18 Ω · m；砂组下部储层厚度较大，但顶部电阻率值相对较低，储层中下部可能具开发潜力.采用TGR01观测模式采集目的砂组的二维NMR测井数据，利用常规测井与二维NMR测井技术开展储层综合评价（图 4），结果可见上部储层（图 4中a段）厚度较小，孔隙致密以微-小孔隙尺度为主，天然气T₂、T₁谱幅度较小，T₂-T₁交会图中以粘土束缚水与毛管束缚水信号为主，天然气信号微弱，未见可动水信号；下部储层顶部2 093~2 100 m井段（图 4中b段）主要发育4~64 ms对应的微-小孔隙，天然气T₂、T₁谱幅度较小且纵向不连续，交会图中以束缚水信号为主，天然气信号微弱，未见可动水信号；3号储层（图 4中c段）发育一些大于64 ms的相对较大孔隙，较1、2号储层段物性略好，天然气T₂、T₁谱幅度较大，纵向分布连续，T₂-T₁交会图中开始见到较为明显的天然气信号，未见可动水信号.根据二维NMR测井响应，结合常规测井认识，评价1、2号层为两层含气层，3号层为一层气层，砂组不含可动水，建议进行水平井开发.甲方采纳测井解释结论，针对JS5HF井3号层中下部进行水平井钻井获得高产.

JS8HF井目的层为JS11砂组，岩性为含砾中粒长石岩屑砂岩，发育2层储层，其中第4号储层厚度较大，可能具开发潜力，但常规测井显示电阻率较低，具出水风险.采用TGR01观测模式采集二维NMR测井数据，观察T₂-T₁交会图中流体信号包括粘土束缚水、毛管束缚水、可动水与少量天然气信号（图 5），综合常规测井与二维NMR测井解释结果分析，储层总体岩性较纯，孔隙致密，二维NMR测井交会图中可见比较明显的可动水信号，天然气信号较弱，评价其为含气水层.依据测井解释成果，结合钻录井及取心显示，甲方采纳建议并决定放弃该井下一步的水平井钻井计划.二维NMR测井技术为投资方节约了大量的后续开发成本.

3 结论

（1）在致密气藏中，受流体扩散限制作用与井眼环境测井资料信噪比较低的影响，T₂-D二维NMR测井方法在识别天然气与可动水时出现了多解性问题.而利用T₂-T₁方法可以准确识别致密气藏中的流体，满足致密气藏评价的需要.

（2）对致密气藏采集二维NMR测井数据，应针对致密气藏中流体的NMR测井响应特征，结合岩心实验分析，确定适用的观测模式参数，在川西致密气藏中，观测模式中等待时间应满足可以观测到天然气弛豫-扩散信息（> 12 000 ms），短等待时间应满足可以观测到泥浆滤液信号（> 1 500 ms）.

（3）针对致密气藏地质特征设计出的TGR01观测模式，可以提高测井效率，真实反映储层地下地质条件，经测试结果证实，在设计观测模式下采集的二维NMR测井数据可以更好的开展致密气藏综合评价研究.