2020, Vol. 37 
利用测井资料判断储层的流体性质是储层评价工作中重要的一环.准确判断储层气水关系，对确定气井开发方案、提高单井产能与投入产出效益均有着重要意义.对碳酸盐岩储层流体性质开展评价时往往基于电阻率测井方法以及孔隙度曲线重叠法、图版法等进行判断[1-3]，最终在区域上识别出同一套流体压力系统中的气水分布界限，以达到快速、准确指导气藏勘探的目的.
近五年，川西海相雷四段缝洞性白云岩气藏作为四川盆地天然气增储上产主战区之一，陆续在龙门山前彭州-鸭子河构造带、马井构造、新场构造带上均见到了较好的油气显示[4].然而在川西气田雷四段白云岩储层致密、纵横向非均质性强、储层裂缝及溶孔、洞发育的特殊地质背景下，依据目前的钻井测试结果难以确定出统一的气水界限，利用常规测井、一维核磁测井方法判储层流体性质时也遇到了诸多的多解性问题，如高阻背景下的相对低阻有效含气储层的识别、缝洞发育的含气储层与含水储层电阻率响应特征类似的问题，一维核磁共振气水T2谱重叠的问题等，限制了川西雷四段白云岩气藏的高效勘探开发.
二维核磁共振测井是国内近十年来投入应用的测井新方法之一，已在致密碎屑岩储层评价中得到了较好的应用，证实了其在弥补常规测井、一维核磁共振测井方法局限性上的独特优势[5-8].然而如何解决好岩心实验结果与测井结果存在差异的问题，确保岩心实验结果校正之后的可靠性，进而建立可靠的气水识别模型，目前在国内相关研究领域尚存空白，因此有必要针对川西雷四段白云岩储层气水性质识别难题开展地质、测井特征分析，建立岩心分析结果校正方法，形成有针对性的流体识别图版，提高碳酸盐岩气藏测井解释准确率，进而提升气田勘探开发成功率.
1 白云岩储层地质特征川西拗陷三叠系雷口坡组为一套海相碳酸盐岩地层，其沉积背景为局限台地，地层岩性主要由白云岩、灰岩及石膏构成，储层较发育的位置集中在白云岩化程度较高的雷四段顶部，埋深多在5 500~6 250 m.根据储层在纵向上的叠置关系，可将雷四段顶部储层划分为上储层与下储层，上下储层之间由一套区域上分布较稳定的致密灰岩隔开，下储层底部为与暴露环境有关的膏盐岩（图 1）.储层段泥质含量较低（小于10%），主要发育四种岩性，分别为藻（残余藻）粘结白云岩、微-粉晶白云岩、藻（残余藻）砂屑白云岩、含灰质白云岩，其中藻（残余藻）粘结白云岩中溶孔的发育程度最高，含灰质白云岩的物性最差.储层的储集空间类型包括溶孔、溶缝、少量小型溶洞以及裂缝.储层孔隙度分布范围为0.24%~20.21%，平均孔隙度为3.96%，渗透率介于0.002 1×10-3~2 097×10-3 μm2之间，裂缝不发育段储层渗透率集中在0.01×10-3~10×10-3 μm2.
|
图 1 川西雷四顶白云岩储层测井响应特征 Fig. 1 Logging response of the dolomite reservoir in the fourth member of Leikoupo formation |
川西雷四顶优质储层段常规测井与电成像测井响应特征为典型的“三低三高孔洞缝发育”特征（图 1）：相对低电阻率（几百~几千Ω∙m）、低密度（2.56~2.71 g/cm3）、相对低光电吸收截面指数（PE）、相对高声波（49~64 μs/ft，1ft=0.304 8 m）、高中子（8%~14%）、高伽马（高铀导致），电成像资料可见明显的溶蚀孔、洞和裂缝.致密灰岩段物性较差，声波时差小于49 μs/ft，补偿中子测井值小于3%，补偿密度测井值高达2.70 g/cm3，电阻率通常呈现高阻特征（> 5 000 Ω∙m）.有效储层段测井响应为储层含气较含水储层的电阻率值略高，但在实际的应用中受储层岩石组分、孔隙结构、缝洞发育程度的差异影响，很难在多井中依靠测井视电阻率值大小建立一套统一、可用的定量划分标准.川西雷四顶白云岩储层泥质含量较低，其一维核磁共振测井T2谱束缚流体区间（10 ms以下）信号通常较弱，优质储层段T2谱峰位置通常较为靠后（70 ms以上），局部裂缝发育段T2谱分布可达1 000 ms，可利用T2谱特征准确判断储层的有效性，但在尝试利用T2谱判断储层流体性质时遇到了多解性的难题，分析认为储层的T2谱特征受白云岩储层缝洞尺寸、流体性质的共同控制，因此仅仅利用测井T2谱识别储层气水关系变得异常困难.
2 实验部分 2.1 实验材料与流程为确定川西雷四段白云岩储层含气、含水时的二维核磁共振测井响应特征，开展了岩心实验，以达到利用实验结果刻度测井信息的目的，为进一步建立二维核磁共振测井气水识别图版提供数据基础.实验基于MicroMR12-025V型（功率为20 MPa）二维核磁共振实验分析仪，实验用水选择蒸馏水，用气选择甲烷气，实验样品基于川西三口勘探井中27块雷四段白云质、含灰质白云岩储层岩样.根据前期研究得到的实验室分析结果与测井应用效果证实，二维核磁共振T2-T1方法较T2-D方法在致密储层中区分天然气、可动水上更具优势[7, 8]，因此本次实验基于T2-T1方法开展实验.
实验设计了三组测量目标参数：测量碳酸盐岩原始岩样T2谱；测量不同等待时间（TW）、回波间隔（TE）值下岩样T2-T1谱分布；测量岩心饱水、饱气状态下的T2-T1谱分布.
实验流程为：首先对原始岩心样品进行处理，在60 ℃温度条件下，对岩心烘干4 h，去除岩样中的原始流体，测试岩心干样的T1、T2谱；对烘干后的岩样进行20 MPa加压饱和蒸馏水，24 h后称其重量，测试饱水样品的T1、T2谱；将岩样进行6 000 r/min离心4 h，称其重量，测试离心样品的T1、T2谱，分析束缚水特征；将烘干样品进行饱气，气体压力设置为10 MPa；饱气样品进行T1、T2测试，分析岩样饱气状态下的二维核磁共振测井特征.
2.2 实验结果校正利用岩心分析结果刻度测井信息或解释结果，是测井解释工作的一般原则，而且是排除测井结果中非地质因素、提高测井解释精度的重要途径.然而针对碎屑岩、碳酸盐岩储层，利用岩心实验结果刻度核磁共振测井结果时，均发现在同一口井中、同深度点采集的岩心的实验室分析结果与测井采集的弛豫时间谱分布存在差异（图 2）.这使得利用岩心分析数据确定的弛豫时间截止值不能直接用于测井数据的解释分析，有必要对岩心分析结果进行校正.
|
图 2 同深度点同一口井中的岩心实验与测井井下采集的T2谱对比 Fig. 2 Comparison of the T2 spectra acquired from the core experiment in lab and borehole logging at the same depth in the same well |
造成岩心实验数据与测井数据差异的原因可能有以下三种：（1）实验室环境与井下测量环境的差异，这主要体现在测量时的温度、流体的粘度、B0磁场大小、磁场方向、岩样的内部梯度，实验室与井下测量频率差异等因素施加于测试流体的作用[9-12]；（2）岩心实验室测量时设置的观测模式参数与井下测量时所设置的观测模式参数之间可能存在的差异[13, 14]；（3）测井仪器与实验室仪器在进行数据采集时无法避免的系统噪音与误差[15, 16].三种因素共同作用导致岩心实验室测试结果与测井响应特征存在差异，限制了岩心实验分析结果刻度测井的作用，因此在利用岩心分析结果确定二维核磁共振测井流体信号谱峰弛豫时间、谱峰弛豫时间边界值之前，应对岩心分析数据进行校正，将岩心实验确定的弛豫时间尽可能还原至井下储层的条件下.
第一种环境因素差异可能是实验室分析结果与井下测井响应存在差异的主因，而观测模式设置与系统误差因素为次要影响因素.为消除次要因素的影响，选择合理的观测模式参数（TW、TE、回波数），尽可能保证实验室岩样、井下储层中的各项待观测流体被充分极化，保证所有有效流体信息的完整采集；尽可能保证测井仪器与实验室仪器的工作稳定性，提高两种仪器的信噪比.
消除环境因素差异导致的误差需在分析各种因素的作用方式基础上，形成校正模型，针对岩心测量的流体谱峰、谱边界弛豫等进行校正，以刻度测井反演弛豫时间布点值.
由核磁共振测井原理可知，T2、T1可以分别用以下公式表示：
| $1/{T_2} = 1/{T_{2{\rm{S}}}} + 1/{T_{2{\rm{B}}}} + D{(G\gamma {T_{\rm{E}}})^2}/12$ | (1) |
| $1/{T_1} = 1/{T_{1{\rm{S}}}} + 1/{T_{1{\rm{B}}}}$ | (2) |
上式中表面弛豫（
| ${T_{2, \, \log }} = a \times {T_{{\rm{2, }}\, {\rm{lab}}}}^b$ | (3) |
(3) 式中：a的取值受与T2呈线性关系的因素影响；b的取值受与T2呈幂函数关系的因素影响.
本文选取了川西3口井中雷四段白云岩储层含水井段进行校正方法的检验，首先在实验室测得了饱水岩心样品的
|
图 3 实验室分析的岩心样品的T2（T2, lab）与测井测量的含水储层的T2（T2, log）的关系 Fig. 3 Relationship between T2 relaxation times of the core samples measured in lab (T2, lab) and logging (T2, log) |
观察岩心实验室分析结果可知[图 4(a)]，川西雷四段白云岩储层粘土束缚流体、毛管束缚流体含量均较少（一般T2 < 100 ms），所以岩心离心样品的T2谱中T2 < 100 ms幅度较小，饱水样品T2谱中主要谱峰位置大于100 ms.观察饱气、饱水二维核磁共振实验分析结果[图 4(b)]，可见在T2 < 100 ms且T1 < 100 ms区间流体信号均较弱.这与测井过程中所观察到的T2 < 10 ms束缚流体区间局部存在较大幅度谱分布的现象显然存在差异，分析认为测井响应上T2 < 10 ms的谱分布（图 1中5 745~5 755 m、5 790~5 807 m、5 870~5 883 m）可能与井眼垮塌钻井液信号干扰、井周钻井液滤液的局部侵入有关，而并非原状地层流体信号，这与前人的研究结果[7]一致.
|
图 4 川西雷四段白云岩储层岩心的(a)离心前后T2谱和(b)饱水样及饱气样的T2-T1谱 Fig. 4 (a) T2 spectra before and after centrifugation, and (b) T2-T1 spectra of dolomite reservoir core sample in the fourth member of Leikoupo formation |
考虑到在对岩心进行饱水时，很难实现将其储集空间中存在的气体完全驱替，因此岩心饱水样中的流体为蒸馏水与少量空气共存状态；在制备饱气岩样前，对其进行了烘干，因此可认为饱气样品中的流体不含水.综上可对比同一岩样饱水（含少量空气）、饱气状态下的T2-T1二维核磁共振图，明确存在信号差异的部分即为可动水的响应区间.
川西雷四段白云岩储层饱水、饱气二维核磁共振实验结果显示，不同流体性质在T2-T1二维核磁共振图中存在分异现象（图 4）.在100 ms < T1 < 1 500 ms且100 ms < T2 < 1 500 ms区间内，可动水与甲烷气信号均有分布.区别在于可动水信号在1 < R≤2（R=T1/T2）区间内仍有分布，而甲烷气信号则只在R > 2区间出现，分析认为这与同孔隙尺寸背景下甲烷气的T1较大的特征有直接关系；观察T1 > 1 500 ms且T2 > 1 500 ms区间可见，可动水信号在此区间消失殆尽，而甲烷气信号幅度相对较大，结合岩心实验结果统计，可以确定针对川西雷四段白云岩储层，较大孔隙中的可动水T2、T1维上限值为1 500 ms，而天然气信号T2、T1维多大于1 500 ms，天然气信号在小于、大于1 500 ms区间均有分布，与岩心多孔介质发育有关.
3.2 流体识别图版通过对比测井与岩心实验分析结果，川西雷四段白云岩储层中主要流体性质包括可动水与天然气两类，束缚流体含量较少.由于局部井壁失稳，井筒流体的干扰，在测井响应结果上还可能出现部分钻井液信号，其与可动流体的核磁共振响应存在明显差异，不影响T2-T1二维核磁共振测井方法的识别效果.
根据校正后的岩心二维核磁共振实验结果，结合测井响应特征，可以确定出可动水、天然气、极少量束缚水及钻井液流体在二维核磁共振测井交会图中的分布区域（图 5），用以区分不同类型流体区域边界分别为T2、T1、R.根据不同区域的信号分布与强弱程度确定出T2、T1谱信号的贡献来源与比例，以进行储层中流体性质的识别.根据岩心实验结果，确定束缚流体、钻井液与可动流体之间的T2截止值为70 ms，在此区间内储层中的束缚水T2为1~70 ms区间；在T2、T1均大于70 ms、且小于1 000 ms的区间内，可动水与天然气信号区间的分界线为R=2；在T2、T1均大于1 000 ms区间内出现的流体信号均为天然气信号，川西雷四段白云岩储层流体二维核磁共振测井谱峰值域区间见表 1.
|
图 5 白云岩储层二维核磁共振测井流体识别图版 Fig. 5 2D NMR fluid identification chart of dolomite reservoir |
|
表 1 川西雷四段白云岩储层流体二维核磁共振谱峰值域 Table 1 2D NMR spectral distribution interval of dolomite reservoir fluid in the fourth member ofLeikoupo formation |
观察建立的川西雷四段白云岩储层二维核磁共振测井流体识别图版、值域区间表可见，仅仅利用一维核磁共振测井T2谱可以区分束缚流体与可动流体、钻井液流体与可动流体，但在可动流体区间内（T2 > 70 ms），受流体性质、孔隙尺寸的双重影响，必然会出现信号重叠的现象，因此仅仅基于一维核磁共振测井判断白云岩储层的流体性质频繁遇到多解性的难题.通过引入T1和R值建立的二维核磁共振测井识别图版，则可以较好的解决以上难题，达到快速、准确评价储层的目的.
3.3 应用效果分析P13井是一口评价井，观察雷四段常规测井曲线可见上储层顶部显示物性较好，但厚度薄；下部物性较好，但电阻率较低（最低值为30 Ω∙m）.下储层常规测井显示顶部物性较好，同时其电阻率值相对较低（最低值为32 Ω∙m），中下部储层电阻率略有增大.因此仅基于常规测井很难确定上、下储层段存在的低阻现象是由裂缝、集中发育的溶孔或溶洞导致，还是储层含可动水.
此段储层的二维核磁共振测井T2-T1识别图（图 6）显示，雷四段上储层中下部由于扩径明显导致可动流体信号较弱，钻井液信号强，但是仍能见到明显的可动水信号，而天然气信号较弱，因此应解释为含气水层；雷四段下储层可动水和天然气信号均较强，评价储层为气水同层.
|
图 6 川西气田P13井雷四段白云岩储层常规测井与二维核磁共振测井解释成果图 Fig. 6 Conventional logging and 2D NMR logging interpretation of dolomite reservoir in the fourth member of Leikoupo formation, well P13 |
针对本井雷四段上储层5 953~5 961 m测试证实，其产水153.6方/天，产气极少量，结论为水层（含气）；下储层5 990~6 071 m测试产气12.65万方/天，产水276方/天，结论为气水同产.对比上、下储层实际测试结论与二维核磁共振测井解释结论吻合，证实了该气水识别方法的可靠性.
P15井是一口滚动勘探井，观察雷四段常规测井曲线可见上储层段有效储层发育，厚度薄，物性较好段电阻率较低（最低值为3 Ω∙m）.下储层常规测井显示整体物性均较好，在其顶部、中部电阻率值相对较低（最低值为12 Ω∙m）.根据常规测井响应判断，上储层具较大的含水风险，而下储层中的低阻现象是由裂缝、溶孔或溶洞导致，还是储层含可动水导致较难确定.
此段储层的二维核磁共振测井T2-T1识别图（图 7）显示，雷四段储层整体扩径较明显导致钻井液信号强，但是仍能见到明显的可动水信号，而天然气信号很弱.观察上、下储层中相对低阻段的T2-T1识别图，只见到钻井液与可动水的信号.因此，根据常规测井与二维核磁共振测井解释成果，解释上、下储层均以含水为主，局部含少量天然气.针对本井雷四段上储层6 323~6 342 m测试证实，其产水2.18方/天，取水样测得其矿化度含量130 000 ppm，为典型地层水特征.由于测试结果验证了上储层解释的可靠性、下储层的测井解释也以含水为主，认可解释结论、放弃对下储层进行测试.
|
图 7 川西气田P15井雷四段白云岩储层常规测井与二维核磁共振测井解释成果图 Fig. 7 Conventional logging and 2D NMR logging interpretation of dolomite reservoir in the fourth member of Leikoupo formation, well P15 |
（1）川西雷口坡组白云岩储层的裂缝、溶孔、洞发育，气水分布规律及流体T2响应特性复杂，采用常规测井方法、一维核磁共振测井方法判断其流体关系时，存在多解性难题.而二维核磁共振测井气水识别图版，可以满足气藏识别与评价的要求.
（2）在利用岩心二维核磁共振实验室分析结果刻度测井结果时，受测量环境差异及其他次要因素影响，不能直接利用实验中获取的T2或T1截止值建立测井解释模型或解释图版，需通过建立指数方程对其进行校正，以确保测井解释模型或解释图版的可靠性.
（3）根据岩心二维核磁共振实验分析结果，结合储层测井响应特征分析认为，川西雷四段白云岩储层中T2小于70 ms区间内为束缚流体信号或钻井液信号，其中钻井液T2上限为10 ms.可动流体中天然气、可动水信号可通过基于T2-T1及R值建立的流体识别图版对其进行区分，经实际钻井测试验证，结果可靠.
| [1] |
XIE R H, XIAO L Z. The (T2, D) NMR logging method for fluids characterization[J].
Chinese Journal of Geophysics, 2009, 52(9): 2410-2418.
谢然红, 肖立志. (T2, D)二维核磁共振测井识别储层流体的方法[J]. 地球物理学报, 2009, 52(9): 2410-2418. DOI: 10.3969/j.issn.0001-5733.2009.09.028. |
| [2] |
SHAO W Z. On effect of NMR differential and shifted spectrum method in laboratory[J].
Well Logging Technology, 2004, 27(6): 502-507.
邵维志. 核磁共振测井移谱差谱法影响因素实验分析[J]. 测井技术, 2004, 27(6): 502-507. |
| [3] |
HU F L, ZHOU C C, LI C L, et al. Fluid identification method based on 2D diffusion-relaxation nuclear magnetic resonance (NMR)[J].
Petroleum exploration and developmen, 2012, 39(5): 552-558.
胡法龙, 周灿灿, 李潮流, 等. 基于弛豫-扩散的二维核磁共振流体识别方法[J]. 石油勘探与开发, 2012, 39(5): 552-558. |
| [4] |
FENG D J, ZHU T, LI H T. Geological features and control factors of reservior forming in middle Triassic Leikoupo Formation in western Sichuan Basin[J].
Jouranal of Xi'an shiyou university(Natural science edition), 2013, 28(6): 1-7.
冯动军, 朱彤, 李宏涛. 川西海相雷口坡组成藏地质特征及控制因素[J]. 西安石油大学学报(自然科学版), 2013, 28(6): 1-7. DOI: 10.3969/j.issn.1673-064X.2013.06.001. |
| [5] |
CHENG J J. Application of NMR log data to productivity evaluation of tight sandstone gas reserviors[J].
Offshore oil, 2017, 37(4): 57-62.
成家杰. 核磁测井资料在致密砂岩储层产能评价中的应用[J]. 海洋石油, 2017, 37(4): 57-62. DOI: 10.3969/j.issn.1008-2336.2017.04.057. |
| [6] |
DING Y J, CAI X Y, SHAO W Z, et al. Key parameters of water saturation based on concentration of T2 sprctrum distribution[J].
Well logging technology, 2017, 41(4): 405-411.
丁娱娇, 柴细元, 邵维志, 等. 基于核磁共振T2谱集中度的低孔隙度低渗透率储层饱和度参数研究[J]. 测井技术, 2017, 41(4): 405-411. |
| [7] |
ZHANG S M, ZHANG S N, GE X, et al. Optimal design and application of two-dimensional NMR logging in Chuanxi Tight Gas Reservoir[J].
Chinese J Magn Reson, 2018, 35(2): 234-242.
张世懋, 张哨楠, 葛祥, 等. 川西致密气藏二维核磁共振测井优化设计与应用[J]. 波谱学杂志, 2018, 35(2): 234-242. |
| [8] |
HOU K J, WU J M, GE X, et al. Porosity computational method based on 2D NMR relaxation spectra of leikoupo group's 4th section in western Chuanxi[J].
Chinese J Magn Reson, 2020, 37(2): 162-171.
侯克均, 吴见萌, 葛祥, 等. 基于二维核磁共振弛豫谱的川西雷四段孔隙度计算方法[J]. 波谱学杂志, 2020, 37(2): 162-171. |
| [9] | HAYASHI S, AKIBA E. Nuclear spin-lattice relaxation mechanisms in kaolinite confirmed by magic-angle spinning[J]. Solid State Nucl Magn, 1995, 4(6): 331-340. DOI: 10.1016/0926-2040(95)00005-B. |
| [10] | HÜRLIMANN M D. Effective gradients in porous media due to susceptibility differences[J]. J Magn Reson, 1998, 131(2): 232-240. DOI: 10.1006/jmre.1998.1364. |
| [11] | HÜRLIMANN M D. Diffusion and relaxation effects in general stray field NMR experiments[J]. J Magn Reson, 2001, 148(2): 367-378. DOI: 10.1006/jmre.2000.2263. |
| [12] | ITSKOVICH G, REIDERMAN A. Method and apparatus for multi-frequency NMR diffusion measurements in the presence of internal magnetic field gradients: US, US7049815[P]. 2006. |
| [13] | CHITALE D V, COATES G R, DAY P I, et al. System and method for clay typing using nmr-based porosity modeling: US, US 6646437 B1[P]. 2003. |
| [14] | HAGIWARA T. NMR Logging using time-domain averaging: US, US7135862[P]. 2006. |
| [15] | DUNN K J, Latorraca G A. The inversion of NMR log data sets with different measurement errors[J]. J Magn Reson, 1999, 140(1): 153-161. DOI: 10.1006/jmre.1999.1837. |
| [16] | MENG X N, XIE R H, LI C X, et al. An NMR log echo data de-noising method based on the wavelet packet threshold algorithm[J]. J Geophys Eng, 2015, 12(6): 956-968. DOI: 10.1088/1742-2132/12/6/956. |