利用核磁差谱和移谱直观识别油气层

成像测井在复杂油气藏储层评价中的应用~

王晓畅 张 军 李 军 张松扬 胡 瑶
（中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083）
摘 要 中国石化在国内外油气勘探中所面临的对象日益复杂且具有多样性，常规测井已不能满足这些复杂储层评价的需要。成像测井能够全方位反映地层结构和 “四性” 特征，在储层评价过程中的作用越来越重要。井壁电成像测井能够直接观测岩石结构特征，有效识别裂缝和溶蚀孔洞，并满足储层评价对裂缝参数定量计算的要求。核磁共振成像测井能够直接探测到不同的孔隙度，分析孔径分布情况，通过不用的测量方法识别流体性质，并能够有效计算储层含水饱和度。两者结合在松南油田火山岩和塔河油田海相碳酸盐岩储层综合评价中应用，取得了良好的效果，改善了测井对地层油气评价的准确性，非常适合于评价非均质性强的复杂油气藏，在直观显示地质现象和储层特征上发挥了不可替代的作用。
关键词 井壁电成像 核磁成像 复杂油气藏 储层评价
Application of Imaging Logging in ReservoirEvaluation of Complex Reservoirs
WANG Xiaochang，ZHANG Jun，LI Jun，ZHANG Songyang，HU Yao（SINOPEC Exploration ＆ Production Research Institute，Beijing 100083）
Abstract SINOPEC is facing increasingly complex and various petroleum prospecting problems inland and abroad.Convertion logging can not meet the requirement of this kind of complex reservoirs.Imaging logging can reflect stratigraphic structure and four property characteristic omnidirectionally，and becomes more and more important in the reservoir evaluation.Resistivity Imaging Logs can observe rock structure character directly and identify fracture and vug effectively，and meet the reservoir evaluation demands for fracture parameters quantitative calculation.NMR can detect the porosity of different size of pore，analysis the aperture distribution，identify fluid property by different measure mode，and compute water saturation effectively.Their application in evaluation of volcanic reservoirs in Songnan Gas Field and carbonate reservoir in Tahe Oilfield got good results，improving the accuracy of logging evaluation.The method is very useful to evaluate strong heterogeneity complex reservoir.The capacity of visual display of geological phenomena and reservoir characteristics is irreplaceable.
Key words FMI；NMR；complex reservoirs；reservoir evaluation
中国石化在国内外油气勘探中面临的对象日益复杂且具有多样性，以碳酸盐岩、火山岩、变质岩等为代表的复杂油气藏在勘探开发中占有越来越重要的地位，其地层特征主要表现为复杂的岩性和储集空间、强非均质性等，导致构造内部显示不明显、储层流体性质难以识别、储层参数精确计算以及储层有效性评价困难，常规测井已不能满足对这些复杂储层进行评价的需要。成像测井为复杂油气藏储层评价提供了大量丰富以及更为精细的地层信息，与常规测井相比，具有定向测量、图像直观、分辨率相对较高等优势，能够全方位反映地层结构和 “四性”特征，在储层评价过程中的作用越来越重要。本文在前人研究的基础上，分析了成像测井中的井壁电成像测井和核磁共振成像测井在储层评价中的作用，并对松南油田火山岩地层和塔河油田海相碳酸盐岩地层实际资料进行了综合评价，取得了良好效果。
1 井壁电成像测井在储层评价中的应用
井壁电成像测井能获得全井段细微的井周电阻率变化数据，经过一系列校正处理（如深度校正、速度校正和平衡等处理）后，用一种渐变的色板（通常为黑—棕—黄—白）对电阻率数值由低到高进行刻度，最终形成的电阻率图像可以直接清晰地反映地层岩性和物性的变化。
1.1 准确识别岩石结构
在火山岩中，即使岩石化学成分相同，如果成因、结构不同，其岩石类型和名称也会不同，因此，仅用反映成分特征的常规测井曲线很难将这类岩石区分开。井壁电成像测井能在微观上分析细致结构特征，为研究火山岩岩性特征提供了丰富的地址信息。
1.1.1 熔岩结构
图像整体由特高阻、高阻亮色或低阻暗色组成，多具流纹构造和块状构造。当组成岩石的矿物颗粒成分或岩屑、晶屑较大时，会在图像上产生斑点效应（图la）。

图1 不同结构井壁电成像图像

1.1.2 熔结结构
图像由高阻亮色岩屑、晶屑，中低阻橙色火山灰流和黑色低阻条纹椭圆形斑点组成。高阻亮色岩屑、晶屑大小不均，平均在5 ～10cm之间，排列具有方向性，压扁拉长特征明显。中低阻橙色火山灰流具有成层性特征，岩屑、晶屑分布其间（图1b）。
1.1.3 火山碎屑结构
图像宏观上具有粒度特征，高阻亮色不规则角砾与中低阻暗色凝灰交织组成。高阻亮色角砾大小不均，颗粒间相互支撑，混杂堆积，棱角清晰，不具磨圆特征（图1c）。
1.2 精细评价次生孔隙
裂缝及溶蚀孔洞对储层的产量具有十分重要的作用，其发育情况往往决定了储层质量。井壁电成像测井能够对裂缝、溶孔、溶洞等进行精细描述，特别是能够成功地表征裂缝的实际特征，并且进一步进行定量评价。
1.2.1 定性识别
裂缝在成像图上由于受泥浆的浸染呈深色的正弦曲线显示，有效裂缝由于总是与构造运动和溶蚀相伴，因而一组裂缝的正弦线一般既不平行又不规则。溶蚀孔洞的高电导异常边缘呈浸染状且较圆滑，溶洞与周围地层的电导率是渐变的，多见于储层段（图2）。

图2 次生孔隙在井壁电成像上的特征

1.2.2 定量评价
1.2.2.1 裂缝和孔洞参数
在定性识别裂缝和溶蚀孔洞的基础上，可以定量计算出表征裂缝和溶蚀孔洞的参数，这样有利于分析储层的有效性。裂缝和溶蚀孔洞评价的参数及计算方法见表1。
表1 次生孔隙参数情况统计


1.2.2.2 孔隙度谱分析
标定的井壁电成像图像实际上是井壁的电导率图，利用Archie公式能够将图像转变为孔隙度图像（图3）。通过对1.2inch窗长图像上孔隙的分析统计，便可确定基质孔隙与相对大孔隙的分界点，从而确定基质孔隙与相对大孔隙的比率，基质孔隙加相对大孔隙等于总孔隙。若处理出的频率分布图只有一个峰，说明孔隙发育比较均匀，而峰值带的宽窄反映非均质性的强弱，峰值带宽说明非均质性强。

图3 井壁电成像次生孔隙定量处理成果图

2 核磁共振成像测井在储层评价中的应用
核磁共振测井是一种以氢核与外加磁场的相互作用为基础，研究包含在流体（水、油和天然气）中氢的天然含量和赋存状态的测井方法。M0、T1、T2就是核磁共振测井要测量和研究的对象（M0为磁化强度，T1表示纵向弛豫时间，T2表示横向弛豫时间），从中可以得到3种信息，即岩石孔隙中的流体含量、特性以及含流体的孔径，其结果一般不受骨架影响。
2.1 直接探测储层不同的孔隙度
核磁共振测井所使用的孔隙度模型如图4所示，T2分布谱的总面积代表地层的总孔隙体积，T2中衰减很快的分量是粘土矿物吸附水，其次T2中衰减相对较快的分量对应于地层中毛细管束缚水，而衰减较慢的分量是地层中可动流体的贡献，因此可以通过T2分布确定粘土束缚水孔隙度、毛管束缚水孔隙度和有效孔隙度及总孔隙度。

图4 核磁共振测井孔隙度模型

2.2 精细描述孔径分布情况
通过核磁测井资料的精细处理（图5），将T2时间划分成6个不同的区间进行解谱，即得到不同类型的孔隙度，分别是：粘土孔（T2：0.3～3 ms），微孔（T2：3～10ms），小孔（T2：10～30ms），中孔（T2：30～100ms），大孔（T2：100～300ms），超大孔（T2：300～3000ms）。对于某一储层，若孔径分布曲线展示中孔和（超）大孔的值所占比例较大，说明该储层孔隙结构以中孔和大孔为主，孔隙中可动流体所占体积较大，因而储层的产液水平较高。因此，利用核磁测井资料研究储层孔隙结构特征、判别储层产液能力高低，可以优选试油层位，提高经济效益。

图5 核磁共振资料精细处理成果图

2.3 有效评价储层含油气性
2.3.1 定性识别流体性质
不同流体有不同的核磁共振特性（图6），表2是在一定条件下测得的不同流体的核磁共振特性，可见：水与烃（油、气）的T1差别很大，油与气的T2差别很大，液体（油、水）与气体的扩散系数差别也很大，利用流体的这些差异，在一定条件下，利用两次不同等待时间的双TW测井进行差谱分析或利用两次不同回波间隔的双TE测井进行移谱分析，可识别油气的存在及类型。
表2 岩石骨架及孔隙流体的核磁共振特性


2.3.2 定量计算含水饱和度
2.3.2.1 差谱法计算含水饱和度
针对双极化时间核磁共振测井，根据烃与水的T2差异，依赖二相特征弛豫反演回波差分信号，根据确定的烃视孔隙度，经T1校正、含烃指数校正得到含烃孔隙度和含烃饱和度。具体公式主要为：

图6 核磁共振资料识别流体性质成果图


油气成藏理论与勘探开发技术：中国石化石油勘探开发研究院2011年博士后学术论坛文集.4

式中：φTwL和φTwS分别为长等待时间和短等待时间的孔隙度；φh 、φw、φe和φcl分别为含烃孔隙度、含水孔隙度、有效孔隙度和含粘土水孔隙度；TwL和TwS分别为长等待时间和短等待时间；Tlh和T1w分别为烃和水的纵向时间；HIh和HIw分别为烃和水的含氢指数；Sh为含烃饱和度。
2.3.2.2 转换成毛管压力计算含水饱和度
从理论上讲核磁共振T2分布谱和毛管压力曲线都表示了与孔隙尺寸和孔隙吼道相关的孔隙体积的分布，因此，可得到毛管压力和核磁T2分布谱之间的关系式：

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式中：Pc为毛管压力；T2为弛豫时间；γ为旋磁比；ρ为岩石表面弛豫率；θ为接触角度；r1为毛管半径；V为孔隙体积；S为孔隙面积。
利用岩心分析的毛管压力曲线刻度核磁T2分布谱确定系数（2γ·ρ·cosθ/r1）·（V/S），就可以利用核磁T2分布谱计算连续的毛管压力曲线。实际处理中将上式改为如下形式：

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式中：A、B、C和D为与孔隙结构相关的待定系数，需由岩心刻度确定；Ktim为渗透率。
在已知自由水界面的情况下，可以利用下式把自由水界面以上的高度转换成毛管压力：

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该式与核磁计算的毛管压力曲线相结合就能够计算储层含水饱和度。
3 成像测井储层综合评价应用实例
将井壁电成像测井与核磁共振成像测井相结合，可以得到更为详尽的储层评价所需的岩性、物性、含油性信息。在常规测井资料解释的基础上，合理分析井壁电成像与核磁共振成像，能够提供更为精确的地层描述信息。
实例1：图7为松南地区某预探井的测井处理解释成果图，图中：4076～4100m层段井径测井显示该段井眼状况好，测井质量可靠，在常规测井三孔隙度曲线和电阻率曲线上，该层段与上下井段响应相似，并无明显的储层发育特征。但在成像测井响应上，井壁电成像处理结果显示：储层以凝灰岩为主，高导缝和微裂缝发育，有14条高导缝和43条微裂缝，溶蚀程度相对较强，计算储层孔隙度分布集中在7％左右，划定该段储层属裂缝-孔隙型。核磁共振测井显示储层孔隙度为7％左右，储层物性相对好。

图7 松南地区某预探井测井精细处理成果图

实例2：图8为塔河某评价井的测井处理解释成果图，5525～5536m井段常规测井电阻率表现为高阻背景下的低阻，初步解释为储层。由成像测井成果可知：井壁电成像测井图像上显示岩石破碎严重，裂缝发育，处理结果表明该层段发育大量中高角度裂缝；核磁共振测井显示：该井段顶部孔隙结构发育良好，该井为双Tw测井，采用差谱法处理，结果显示该层顶部含气情况良好，试油5525～5536m，7mm油嘴产量为4.2m3/d。

图8 塔河地区某预探井测井精细处理成果图

4 结 论
成像测井通过在松南油田火山岩和塔河油田海相碳酸盐岩储层评价中的应用，取得了良好的效果，为储层精细描述提供了可靠的岩性、物性、电性和含油性等信息，改善了测井对地层油气评价的准确性、对储量计算的合理性、对产能预测的可靠性、对油气田增产措施评价的可能性，并且非常适合于评价非均质性强的复杂油气藏，甚至可在一定程度上替代钻井取心对地层进行精细描述，其在直观显示地质现象和储层特征上所发挥的作用是其他手段不可替代的。
参考文献
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不知道你用的是什么溶剂阿..还有要鉴别化合物你要把化学位移给列出来..光看谱只能把结构与峰堆起来。.
从H谱上开你这个物质 3.2ppm 左右有一个双峰。6以后的 峰看不太清楚，也许是一个multiplet 如果耦合的很厉害有对称应该是C=C 上面的H 峰。7ppm 以后都是苯环上的H 但是 你这里很杂，我觉额度肯定是样品不纯的；如果纯苯环上的峰应该很漂亮，doublet triplet 很容易开出来。

从你C谱来看，这个化合物肯定存在不饱和环，因为很多peak都在100以后。前面的C 考虑是一个甲基。 你可以在巴这个样品做一下13C DEPT135 看看到底他们都是什么集团上面的C 。

就现在而言，你NMR给的信息太少了。越详细越好。H 13C 12C DEPT135 最准的就是COSY，要是样品量多把cosy做出来就知道是什么东西了

1.利用差谱识别油水层

差谱是利用不同的等待时间，利用T₁加权机制来区分轻质油气和水，在长等待时间记录的回波串里，油和水的信号都基本得到恢复，在短等待时间记录的回波串里，水的信号基本上恢复，而油气信号只有部分恢复，利用它们的差值，剩下的应该是油气的信号，见图5-1，这是利用核磁直观区分油气的一种方法。

图5-1 用差谱识别油气和水的理论模型

双T_W进行油气识别的条件：

水与烃之间纵弛豫时间T₁一定要有明显的差异。通常假设烃的T₁远大于岩石孔隙中水的T₁。

气与油之间的横向弛豫时间T₂也要有明显差异，能够在T₂谱上把油与气区分开。

长、短T_W得到的孔隙度应该有足够的差异，这除了要求水与烃的T₁谱差异外，通常要求地层孔隙度不能太小。

短T_W应该已经把水的氢核完全磁化。

油与气的核磁应该服从单指数规律。

2.利用移谱识别油、气、水层

移谱测井是选择足够长的等待时间，利用不同的回波间隔Tel和TES，测量两个回波串，由于水与气或水与不同粘度的油的扩散性质不同，对扩散性质进行加权，使得各自在T₂分布上的位置发生变化，见图5-2和图5-3，由此对油气水进行识别。

图5-2 移谱法区分油水的理论模型

图5-3 移谱法区分气水的理论模型

图5-4是沈625-16-16井核磁成果图，图中：第一道：GR、CAL道。第二道：深度道。第三道：核磁长等待时间T₂分布谱。第四道：核磁短等待时间T₂分布谱。第五道：核磁差谱T₂分布谱。第六道：核磁短回波间隔T₂分布谱。第七道：核磁长回波间隔T₂分布谱。第八道：核磁处理成果剖面道。第九道：解释结论道。

图5-4 沈625-16-16核磁成果图

从核磁的长等待T₂分布谱来看，T₂分布主要分布在中后部，这说明地层流体信号以油气为主，特别是3214～3217m井段谱峰较靠后，而且还有向后延伸的趋势，说明地层流体为轻质油，而且等待时间还稍有不够，地层流体还没有完全极化。从谱的分布面积和幅度来看，3210～3220m的谱分布明显比3220m以下面积广，谱峰高，这说明上段地层流体明显比下段多。从差谱的T₂分布来看，差谱信号较强，主要分布在中后部。从差谱强弱来看，上部明显强于下部，由于气的信号主要分布在4～5BIN上，而油信号随油品性质不同而分布较广，主要分布在7、8BIN以后，所以3210～3220m井段为油信号。移谱因为信噪比较低，从长回波间隔的T₂谱来看，谱峰靠中间部分应是油的信号，而最后的谱信号可能是干扰信号。

由核磁测井资料可见，地层上部有效孔隙度为5%～7%，核磁渗透率为0.02×10^-3～0.5×10^-3μm²，而斯通利波渗透率为9.87×10^-3μm²，二者的差异达到将近十倍，为裂缝及溶蚀孔发育段，解释为油层。其下部地层裂缝及溶蚀孔的发育程度和连通性均较上部差，解释为低产油层。该井段试油，初期日产油30.8t，水31.8m³，现在日产油41.5t，无水。

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