利用数字岩心τ2谱确定孔隙结构方法探索

毋学平，熊孝云，田文新，孟骞

(中国石油集团测井有限公司华北事业部，河北 廊坊 065007)

史原鹏，吴刚，李林波，卢昊

(中石油华北油田分公司勘探部，河北 任丘 062552)

核磁共振技术已广泛应用于测井、地质录井以及室内试验等领域，储层岩石的孔隙半径分布规律是影响油气田勘探开发产能预测的重要参数[1～6]。岩心的孔隙大小分布即为不同大小孔隙的体积占总孔隙体积的比例，低磁场核磁共振横向弛豫时间(τ2)谱隐含了孔隙大小分布信息，且τ2与孔隙半径(r)存在对应关系。通过压汞试验的毛细管压力曲线可以得到岩样的孔喉半径分布特征，从而可以利用核磁共振τ2谱定量获得岩石的孔隙半径分布。

二连油田乌兰花凹陷油气储层的孔隙多为微米级孔隙类型，主要油气储层的孔喉直径在0.1～25μm之间，小于10μm的孔隙是该区连通储集空间的主体，因此常规资料对其储层的有效性评价难度较大。数字岩心核磁共振τ2谱与压汞试验曲线能较好地反映储层孔隙结构，利用核磁共振τ2谱与压汞试验的相关性，将核磁共振τ2谱转化为孔喉半径分布图谱。研究证实，该方法能对研究区储层的孔喉半径进行快速定量计算，明确孔隙中的流体特征及赋存状态，基本实现了对二连油田中低孔、渗砂岩及砂砾岩储层孔喉半径的有效定量评价，为实现产能预测打下了良好基础。

1 理论基础

1.1 τ2谱表征岩石孔隙分布理论基础

核磁共振通常是通过对完全饱和盐水的岩心进行脉冲序列测试，得到自选回波串的衰减信号，其信号是不同大小孔隙内盐水信号的叠加，经过傅里叶变换得到核磁共振τ2谱。因此，τ2谱的分布是岩石内物性、孔隙类型和孔径大小等信息的综合反映。其中，大孔径对应长的τ2谱值，小孔径对应短的τ2谱值。在岩石孔隙中流体的τ2表示为：

(1)

式中：(1/τ2)total为岩石孔隙中氢核磁化的总弛豫贡献，ms-1；(1/τ2)S为岩石颗粒表面的弛豫贡献，ms-1；(1/τ2)B为流体本身的弛豫贡献，ms-1；(1/τ2)D为分子扩散的弛豫贡献，ms-1。

在石油行业核磁共振技术的研究和应用中，体弛豫和扩散弛豫通常可以忽略，流体的τ2主要取决于表面弛豫。岩石表面弛豫与岩石孔隙比表面(指岩石中孔隙表面积与孔隙体积之比)有关，岩石孔隙比表面越大，弛豫越强，τ2越小；反之亦然。因此，岩石表面弛豫可表示为：

(2)

式中：ρ2为弛豫率，μm/ms；(S/V)pore为岩石孔隙比表面，cm2/cm3；Fs为孔隙形状因子(它的值随孔隙模型的不同而不同)，1；r为孔隙半径，μm。

对于一个岩心而言，弛豫率、孔隙形状因子均可看作是常数，因此可将核磁共振τ2谱换算为孔隙半径的分布图(图1)。

(3)

式中：(τ2)s为弛豫时间，ms。

图1 核磁共振测井自旋-回波信号图(a)及反演τ2谱分布图(b)

数字岩心核磁扫描试验就是将岩心完全饱和某一种流体(常用水)，其τ2谱能真实、准确地反映出岩样的孔隙度大小和孔隙结构分布情况。数字岩心核磁试验测量岩样时间较短(约3～4d)，数据准确，可提供储层物性评价参数及产能预测相应指数，这是常规意义上的岩石物理试验无法比拟的。

1.2 压汞法毛细管压力理论基础

压汞法是利用岩石的毛细管现象设计的，由于岩石的孔喉细小，当两种或两种以上不相溶的流体通过狭小的孔隙通道渗流时，就会产生一个指向非润湿相流体内部的毛细管压力。毛细管压力与孔喉半径、界面张力和润湿角有关。压汞法是在不同的压力下，将非润湿相的汞压入岩石中，根据所加压力(毛细管压力)与注入的汞含量，绘制出压力与进汞饱和度的关系图版，同时求出孔喉半径(图2)。

毛细管压力曲线受岩石孔腔和喉道控制，可以定性判断岩石的物性和产能，同时可以提供岩石的孔喉半径分布及孔喉半径平均值等重要的描述储层物性的参数。

图2 毛细管压力曲线分布图(a)及孔喉半径分布曲线图(b)

1.3 τ2谱分布与压汞孔喉半径分布关系

理论上核磁共振τ2谱分布与压汞试验都反映了岩石的孔隙结构，它们应该有较好的对应关系。但是，根据二连油田乌兰花凹陷不同层组的岩心τ2谱分布与压汞孔喉半径分布的对比(图3)分析发现：腾格尔组和阿尔善组8块岩样中，腾一段上亚段(样品1)和阿尔善组(样品6、7、8)的岩心τ2谱分布与压汞孔喉半径的变化趋势一致，对应关系较好；而腾一段下亚段(样品2、3、4、5)岩心τ2谱分布与压汞孔喉半径的变化趋势差异较大。

核磁共振是利用岩石孔隙中氢原子的核磁共振现象来提取被完全激化的流体中的氢原子的弛豫信息。由于泥质束缚的微孔中氢原子的弛豫信息衰减极快，一般测量仪器的采样间隔又难以达到0.3μs以下，无法探测到微小孔喉中的氢原子信息，又或者受到岩石中含有的顺磁物质的影响，都会导致核磁共振孔隙度小于常规氦气孔隙度。乌兰花凹陷腾一段下亚段储层矿物中含有一些钛铁矿和菱铁矿，造成核磁共振τ2谱分布与压汞试验的孔喉半径分布形态出现差异的主要原因之一(图3(b)～(e))。上述情况可以根据不同地区、不同层位和不同岩性进行相应校正。

另外，由于岩石中的孔喉分布复杂，进汞饱和度很难达到100%，压汞法对于较大孔隙结构的反映受限，造成压汞孔隙半径中对应的大孔隙结构部分的点较稀疏。因此，选择τ2谱分布转化为孔隙半径分布的换算系数时，必须考虑进汞饱和度的影响。

2 乌兰花凹陷不同层组孔喉半径变化规律

根据乌兰花凹陷40块岩样的核磁共振τ2谱和相应的压汞资料，分析总结出研究区不同层组τ2谱变化形态以及孔喉半径变化范围；同时结合以前的研究成果及试油成果，确定了二连油田乌兰花凹陷中低孔、渗砂岩及砂砾岩储层孔喉空间的有效性划分标准(表1)。在该基础上，总结出乌兰花凹陷数字岩心核磁试验中不同时间区域内岩石孔喉半径的变化范围(表2)。孔喉半径小于0.04μm，为黏土束缚水体积；孔喉半径在0.04～0.1μm之间，为非泥质微孔隙地层水体积；孔喉半径在0.1～0.2μm之间，为毛细管束缚水体积；孔喉半径大于0.2μm，为可动流体体积。

3 实例分析

乌兰花凹陷L11x井在腾一段下亚段1448.58～1452.17m井段进行了钻井取心，数字岩心核磁共振τ2谱分布与孔喉半径分布(图4)显示，该段储层孔隙结构以中、大孔隙为主，孔隙结构指数在1.87～18.804之间，孔喉半径主要在0.3～35μm。综合评价该段储层为Ⅰ类储层，试油获得日产68.9t的高产油流。

4 结语

岩石孔隙分布特征是油气储层评价的一项重要参数，笔者对如何将数字岩心核磁共振τ2谱的分析成果由定性解释转化为定量解释进行了深入研究，为储层孔隙结构认识、产能预测等提供了参数依据，取得了较好的地质应用效果。

图3 乌兰花凹陷核磁共振τ2谱分布与孔喉半径分布对比图

层组τ2谱形态孔喉半径变化范围/μm最高出现频率孔隙半径/μm孔喉有效空间/μm产能腾一段上亚段单峰0.002^40.1^2.50.2^4自然产能腾一段下亚段单峰-双峰0.03^250.4^100.4^25自然产能阿尔善组单峰-双峰0.002^2.50.1^0.630.2^2.5压裂求产

图4 乌兰花凹陷L11x井腾一段下亚段核磁 共振τ2谱分布与孔喉半径分布对比图

层组τ2时间间隔/ms孔喉半径变化范围/μm腾一段上亚段0.1^100.002^210^1001^14100^100010^80腾一段下亚段0.1^100.005^410^1000.2^20100^10000.6^100阿尔善组0.1^100.004^310^1000.5^7100^10001^30

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