核磁共振錄井優化實驗及流體評價技術研究與應用

苑傳江 李懷軍 李秀彬 李 晨 劉 洋 崔海福

（中國石油集團西部鉆探工程有限公司地質研究院（錄井工程分公司））

0 引言

近年來，隨著鉆井區域的不斷拓展和鉆井深度的持續增加，鉆井過程中油氣顯示發現及準確評價的重要性日益凸顯。儲層流體性質判別一直是錄井解釋技術難題，常規錄井方法往往難以有效識別[1-2]。核磁共振錄井評價技術通過檢測巖樣孔隙內的流體量，以及流體與巖石孔隙固體表面之間的相互作用，能夠快速獲得儲層內的孔隙度、滲透率、油（水）飽和度等重要信息，從而有助于分析儲層物性及判別流體性質[3-6]。然而，由于油藏特征的復雜性，核磁共振錄井分析質量受到取樣方式及分析時間等因素的制約，影響了對儲層流體性質的評價效果。

準噶爾盆地瑪湖油田三疊系、二疊系及莫北油田侏羅系油藏圈閉均存在輕質油儲層，該類油質具有較強的揮發性。若巖心樣品保存方式不當或取樣時間不及時，均會造成巖心油氣揮發，可動孔隙中的流體隨著時間的推移，會逐漸減少甚至揮發殆盡，從而對流體性質評價產生較大影響[7-8]。因此，針對核磁共振錄井的影響因素，亟需尋找一種科學、有效的取樣分析流程來減少油氣組分散失及外源水造成的影響，進而達到準確識別地層流體性質的目的，發揮核磁共振錄井技術的應用效果。

本文以核磁共振三掃（干樣信號，孔隙信號，油信號）分析為基礎，通過提高分析質量與評價效果相結合的方式實現優化。質量優化方面包括核磁共振錄井取樣方式、分析時間、溶液濃度等對比實驗，通過驗證最佳方案來提高核磁共振樣品分析質量，可以最大限度地減少外界因素的影響，進而提高分析數據的精準度。其技術研究方向為：總結核磁共振錄井技術流體性質評價方法、創建核磁共振量化參數、建立流體性質評價模型。通過核磁共振錄井實驗項目及評價技術的雙向研究，旨在提高儲層流體性質評價的準確率。

1 核磁共振錄井優化實驗

核磁共振錄井取樣分析流程主要通過以下3組實驗進行優化：（1）取樣方式差異化對比，選取最佳取樣方式，減少流體揮發造成的影響；（2）分析時間窗口對比，驗證不同時間段內分析對核磁共振數據的影響程度，選擇最佳分析時間；（3）錳水溶液信號影響測試，獲取最佳錳水溶液濃度，避免錳水濃度差異造成的含油飽和度誤判。

1.1 取樣方式差異化對比

分別選取巖心柱（直徑2.5 cm，高度2.5 cm）和塊狀巖心兩類樣品，取樣方式分為密封巖心柱、未密封巖心柱和密封巖心塊、未密封巖心塊，將這4種樣品進行核磁共振三掃對比分析。實驗結果顯示：干樣信號、孔隙信號和油信號在不同取樣方式下均存在顯著差異（圖1）。

圖1 取樣方式優選實驗對比

1.1.1 干樣信號對比

干樣信號主要反映的事巖心樣品分析時原始狀態孔隙內的流體信號。實驗顯示：在干掃狀態下，4種取樣方式所分析的譜圖形態特征相似，但信號幅度差異較大。以密封巖心柱的效果最好，密封巖心塊次之，密封取樣方式好于未密封取樣方式（圖1a）。結論：密封巖心柱>密封巖心塊>未密封巖心柱>未密封巖心塊。

1.1.2 孔隙信號對比

孔隙信號主要反映的是巖心樣品完全飽和鹽水后孔隙度的差異。實驗顯示：飽和鹽水狀態下，4種取樣方式所分析的譜圖形態基本一致，但顯示效果以完整度優先（圖1b）。結論：密封巖心柱>未密封巖心柱>密封巖心塊>未密封巖心塊。

1.1.3 油信號對比

油信號主要反映的是巖心含油飽和度的差異。實驗顯示：在浸泡錳水狀態下，同樣類型樣品譜圖差異較小，不同類型樣品對比譜圖差異較大，顯示效果以完整度優先（圖1c）。結論：密封巖心柱>未密封巖心柱>密封巖心塊>未密封巖心塊。

1.1.4 建立取樣方式對比評價表

綜合以上3 組實驗結果，對4 種取樣方式建立了取樣方式對比評價表，得出以下結論：巖心樣品最佳取樣方式為密封巖心柱樣品，最差的取樣方式為未密封巖心塊樣品，另外兩種取樣方式位于最佳和最差之間（表1）。

表1 取樣方式對比評價

1.2 分析時間窗口對比

本研究采用10個不同的時間段（6、24、48、72、96、120、144、168、192、216 h）對巖心樣品進行3 組對比實驗，旨在確定最佳的分析時間以及不同時間段內流體揮發對信號的影響。

1.2.1 流體散失速度實驗

選取剛取回的巖心樣品，在10個不同時間段進行干樣信號分析，以判別信號影響強弱程度（圖2a）。實驗結果顯示，在24 h 內干樣信號幅度降低較慢，24 h后流體散失急劇加快，72 h 后流體散失程度減弱，120 h后信號幅度下降緩慢。

圖2 核磁共振不同錄井分析時間段對比譜圖

1.2.2 孔隙度及含油飽和度實驗

將核磁共振樣品分成3 組：第1 組樣品放置6 h，分析孔隙信號及油信號；第2組樣品放置24 h，分析孔隙信號及油信號；第3組樣品放置48 h，分析孔隙信號及油信號。將6 h 內分析的樣品孔隙信號及油信號默認為地層原始狀態，即流體未散失，恢復程度為100%，與放置24 h 及24 h 后分析的孔隙信號及油信號進行對比（圖2b、圖2c、表2）。

表2 恢復孔隙信號及油信號對比

實驗結果顯示：隨著放置時間的增加，浸泡鹽水后的孔隙信號（孔隙度）相差不大，基本可以恢復到原始狀態；含油飽和度對比，放置24 h內，與立即分析樣品的油信號幅度相差不大，而放置24 h 后信號幅度下降明顯，時間越長降低程度越大，即無法恢復地層原始狀態。

1.2.3 建立分析時間窗口對比表

通過以上實驗，進行了分析時間窗口對比（表3），將流體散失速度、孔隙度、含油飽和度實驗分別按6、24 h和24 h后、48 h后進行綜合對比。

表3 分析時間窗口對比

實驗對比得出：樣品放置時間長短對于孔隙信號影響較小，對于干樣信號（流體散失速度）和油信號（含油飽和度）影響較大；巖心出筒后24 h內將樣品送回分析，效果最佳，如無法及時送回也應在24 h 內密封取樣，可以最大程度地保存地層真實信息。

1.3 錳水溶液信號影響測試

巖心樣品通過浸泡錳水后可以測量含油飽和度等信號，其原理是MnCl2溶液可以起到屏蔽水信號作用[9]，剩余部分為油信號。但MnCl2溶液只有達到一定的濃度后才能完全屏蔽水信號，否則會造成原始油信號與未完全屏蔽的水信號重疊，導致地層含油飽和度的誤判。為了排除錳水溶液自身信號的影響，筆者進行了不同錳離子濃度的錳水溶液實驗。將無顯示的巖心柱（無信號）浸泡在不同錳離子濃度的錳水溶液中，以飽和鹽水方式對其進行孔隙信號測量（圖3、表4），觀察不同錳離子濃度下錳水溶液對水信號的屏蔽效果。實驗結果顯示：

表4 錳水溶液錳離子濃度對比評價

圖3 不同錳離子濃度的錳水溶液信號對比

（1）當錳水溶液錳離子濃度達到30 000 mg/L 時，信號強度及孔隙度為0，此時對樣品信號強度無影響。

（2）在錳離子濃度達到30 000 mg/L 之前，不同錳離子濃度的錳水溶液自身均存在一定信號，但都分布在束縛流體部分，對巖心可動流體部分無影響。

1.4 實驗結論

通過以上3 項實驗，得出了核磁共振錄井樣品取樣方式、分析時間以及錳離子溶液濃度的最佳方案，通過方案的優選實現了分析環節的優化，極大程度減少了人為因素對核磁共振錄井分析造成的影響，進而提高了分析數據的精準性。

2 核磁共振錄井流體性質評價方法

2.1 核磁共振錄井T2譜圖評價方法的優化

核磁共振錄井常規T2譜圖分析曲線為孔隙信號和油信號（圖4a），通過可動流體部分油信號與孔隙信號曲線面積的重合度來評價儲層含水性。然而，當可動流體部分存在油氣揮發，巖心樣品浸泡飽和鹽水后會充填孔隙，這種情況下通過可動流體部分油信號與孔隙信號曲線面積的重合度進行判斷，一定程度上會造成流體揮發部分具含水特征的誤判，降低了核磁共振錄井流體性質評價的準確性。

圖4 核磁共振錄井T2譜圖

為了解決這個問題，進行核磁共振三掃分析研究，在核磁共振錄井常規T2譜圖分析的基礎上增加了干樣信號曲線（圖4b）。操作方法是將未處理的巖心樣品進行直接測量獲得巖心內部原始的流體信息，目的是排除外源水充填孔隙造成的影響[10]。在T2譜圖評價過程中，孔隙信號用于評價孔隙度，用油信號與干樣信號曲線面積的重合度進行儲層含水性判別，提高儲層流體性質評價的準確率，實現T2譜圖評價方法優化的目的。

2.2 核磁共振流體性質評價量化參數的建立

本文通過研究核磁共振錄井三掃分析T2譜圖評價方法，提出了一種新的儲層流體性質評價方法——利用油信號與干樣信號的重合度來評價儲層流體性質。然而，目前該方法仍處于定性評價階段，為了實現技術優化，本文根據T2譜圖評價原理結合數學推導定義了核磁共振錄井流體性質評價量化參數可動水信號比（KDS），對應T2譜圖可動流體部分中可動油信號面積及可動干樣信號面積均可近似看作梯形面積，通過相鄰的弛豫時間點可以分割為若干個小梯形（圖5），再利用微積分公式計算出每個小梯形面積之和，進而得出可動油信號面積及可動干樣信號面積，則可動水信號比＝（可動干樣信號面積-可動油信號面積）/可動干樣信號面積×100%。具體計算公式如下：

圖5 T2譜圖可動油信號面積分割圖

式中：Sg為可動干樣信號面積，無量綱；Sy為可動油信號面積，無量綱為T2截止值對應的干樣信號強度；為梯形結束點對應的干樣信號強度為T2截止值對應的弛豫時間，ms ；為梯形結束點對應的弛豫時間，ms；為T2截止值對應的油信號強度；為梯形結束點對應的油信號強度；KDS為可動水信號比，%。

通過實例驗證，可動水信號比能夠更加準確地評價儲層含水性，該比值越高，可動流體中含水率越高，儲層越傾向于含水特征，反之就具含油特征。

2.3 核磁共振錄井流體性質定量化評價模型的構建

本文通過對瑪湖及莫北油田經過試油驗證的40套低密度顯示層進行規律總結，試油層段包括：油層、差油層、油水混層（油水同層、含油水層）等不同流體類型。通過對核磁共振錄井評價參數進行研究，選取孔隙度、可動流體飽和度、含油飽和度、可動水飽和度及派生參數可動水信號比5 項敏感參數，構建了核磁共振雷達網絡評價模型（圖6）及評價標準（表5）。

表5 核磁共振雷達網絡模型評價標準

圖6 核磁共振雷達網絡評價模型

基于該模型的評價方法為：通過將取心井段中的核磁共振錄井5 項敏感參數的平均值構建雷達網絡，根據取心井段雷達網絡分布區域進行流體性質評價。當雷達網絡5項敏感參數均分布在紅色區域時評價為油層，當雷達網絡分布在藍色區域且可動水信號比>30%時為油水混層，差油層（灰色）處于油層區域但各項指標比油層要弱，流體評價指標詳見表5。該模型可有效規避常規交會圖板散點分布不均造成的影響，實現了儲層流體定量化評價。

3 核磁共振錄井優化技術的應用

對準噶爾盆地瑪湖及莫北油田10 口井輕質油儲層進行核磁共振錄井優化技術應用，通過對取樣及分析環節的優化方法，獲得精準的分析參數，再利用核磁共振錄井評價方法與核磁共振雷達網絡評價模型及標準對儲層流體性質進行判別，經過試油后驗證，流體性質判別符合率達到90%，具有較高的實用性。

3.1 MH 45 井

MH 45井位于準噶爾盆地中央坳陷瑪湖凹陷南斜坡，是為探索瑪湖凹陷白堿灘扇東翼低勘探區三疊系百口泉組和二疊系上烏爾禾組的含油氣性而部署的一口探井。鉆至5112.00 m氣測顯示活躍（圖7），壓力系數為1.65，屬于異常高壓儲層；在井段5116.03～5120.26 m取心，取獲油斑級巖心1.75 m，油跡級巖心2.07 m，熒光級巖心0.41 m，含油巖心出筒時礫石面基質見淺褐色原油，油氣味較濃，含油面積為3%～10%，底部熒光巖心新鮮斷面油氣味濃，表斷面直照熒光20%～30%，呈乳白色，弱發光，滴水速滲。

井段5 110.00～5 120.00 m（P3w2）核磁共振三掃分析，孔隙信號可動流體明顯，干樣信號與油信號部分重疊（圖8a），具含水特征。核磁共振雷達網絡評價模型：孔隙度10.05%～13.61%，可動水信號比50.00%～55.00%，可動水飽和度 20.92%～35.11%，含油飽和度8.05%～17.48%，可動流體飽和度23.19%～36.63%，顯示層參數指標雷達網絡面積（綠色）分布在油水混層區域，儲層含水特征明顯，評價為含油水層（圖8b）。井段5 110.00～5 120.00 m產油0.42 t/d，產水7.80 m3/d，原油密度0.81 g/cm3，試油結論為含油水層。

圖8 MH 45井核磁共振錄井T2譜圖及雷達網絡評價模型

3.2 M 25 井

M 25 井位于準噶爾盆地中央坳陷莫索灣凸起，是為探索侏羅系三工河組溝槽區有利砂體疊合區、八道灣組斜坡區地層型優質儲層及斷塊圈閉的含油氣性而部署的一口探井。鉆至5 068.00 m 氣測顯示異常，見熒光顯示（圖9），壓力系數為1.95，屬于異常高壓儲層；在井段5 070.22～5 077.48 m 取心，取獲熒光級巖心7.26 m，熒光巖心出筒時油氣味較濃，但散失較快，局部巖心見針孔狀氣泡連續冒出，巖心斷面干照熒光70%～80%，呈乳白色、中發光，滴水緩滲-速滲。

圖9 M 25井綜合錄井圖

井段5066.00～5084.00 m（J1b1）核磁共振三掃分析，孔隙信號可動流體明顯，干樣信號與油信號重疊面積較?。▓D10a），具含水特征。核磁共振雷達網絡評價模型：孔隙度8.04%～10.00%，可動水信號比46.26%～74.00%，可動水飽和度 32.56%～42.61%，含油飽和度7.08%～14.07%，可動流體飽和度41.52%～53.74%，顯示層參數指標雷達網絡面積（綠色）分布在油水混層區域，且可動水信號比較高，以含水為主，評價為含油水層（圖10b）。井段5067.00～5 076.00 m，產水12.40 m3/d，試油結論為水層。

圖10 M 25井核磁共振錄井T2譜圖及雷達網絡評價模型

4 結論

（1）通過核磁共振錄井實驗，驗證了最佳取樣方式、分析時間及最佳錳水溶液錳離子濃度，實現了樣品分析環節的優化，提高了樣品分析數據的精準性，為核磁共振錄井分析提供了準確的參考價值。

（2）核磁共振雷達網絡評價模型的創建，實現了核磁共振錄井參數的量化評價，將其應用于儲層流體性質評價領域，避免了交會圖板中落點分布不均造成的評價矛盾，提高了儲層流體性質評價的準確率。

（3）核磁共振錄井優化技術的研究與應用，減少了樣品分析環節油氣散失及解釋評價中外源水的影響，充分發揮了核磁共振三掃方式的技術優勢，有效解決了輕質油藏流體性質評價難題，該項技術具有較高的實用價值和推廣意義，今后將在準噶爾盆地其他油田進一步完善及推廣應用。