核磁共振+显微荧光技术在高压储集层含水性判别中的研究与应用

苑传江 陈向辉 黄卫东 黄国荣 付连明 曾 杰

(①中国石油集团西部钻探工程有限公司地质研究院；②中国石油新疆油田分公司勘探事业部)

0 引 言

近年来，随着准噶尔盆地油气勘探的不断推进，勘探形式已由传统的常规储集层转向超深、高压、非常规储集层方向发展，由此录井评价技术也面临着诸多挑战，在常规钻井液录井中，储集层含水性判别一直是一项技术性难题，尤其对于异常高压储集层，解释评价过程中失误率相对较高。

本文对准噶尔盆地进行深化研究，该盆地多区块多套地层存在异常高压，如沙湾凹陷乌尔禾组地层孔隙压力系数最高达1.78，油气水层气测显示均活跃；玛湖凹陷三叠-二叠系地层存在低孔低渗特征，储集层流体性质极难识别。通过调研发现,异常高压储集层在录井解释评价方面主要存在油气水显示活跃、低孔低渗、储集层横向均质性差等特点，造成储集层流体性质识别难度大。因此迫切需要寻找技术突破方向，提高异常高压条件下储集层含水性判准率。

地化录井项目中核磁共振与显微荧光薄片技术受地层压力及气测显示影响较小，其分析原理主要受烃类物质含量及流体性质影响，因此在异常高压储集层依然可以发挥较好的评价作用，通过技术研究将传统的谱图评价逐渐向区块定量化评价模型转变，显著提高了高压储集层含水性评价判准率。

1 核磁共振流体性质评价方法

核磁共振录井技术通过对岩样孔隙内的流体量、流体性质，以及流体在岩石孔隙中的核磁共振特征等测试分析，快速获得储集层物性及流体参数，为评价储集层、识别油水层提供有效的方法和手段[1]。储集层中油气水均含有氢原子核，核磁共振录井中应用氢原子核与外加磁场之间的共振作用原理，用氢原子核与孔隙度成正比的特性来实现孔隙度分析，在此基础上完成渗透率、流体饱和度等参数的计算。在解释评价中主要应用孔渗参数、流体饱和度参数及对T2谱图的特征识别来评价储集层物性及流体性质。本文在研究过程中，主要应用核磁共振录井中起决定作用的敏感参数及派生参数：T2截止值、孔隙度、含油饱和度、可动流体饱和度、可动油信号比以及核磁T2谱图(孔隙信号，干扫信号， 油信号)等进行综合评价。

1.1 核磁共振评价参数定义

(1)T2截止值：划分岩石孔隙中可动流体与束缚流体的弛豫时间界限，T2截止值左侧为束缚流体、右侧为可动流体[2]。

(2)孔隙度：岩样中孔隙空间体积与岩石总体积的比值(%)，反映储集层的孔隙发育程度，用于判断储集层物性。

(3)含油饱和度：岩样孔隙空间中含油体积与岩石有效孔隙体积的比值(%)，反映岩样中含油量的多少。

(4)可动流体饱和度(KDL)：岩样孔隙中可动流体体积与岩石有效孔隙体积的比值(%)，反映储集层可动孔隙发育程度。

(5)可动油信号比(KDY)：可动流体中可动油信号面积与可动干扫信号面积的比值(%)， 反映地层含油率，该比值越高，可动流体中含油率越高，储集层流体性质越倾向于含油特征，反之具含水特征。

计算方法：可动油信号面积(红色面积)与可动干扫信号面积(红+绿色面积)之比，将可动油信号面积与可动干扫信号面积分别近似看做两个梯形面积(图1)。以可动油信号面积为例，根据每一个弛豫时间点分割成若干小梯形(相邻蓝线之间的小梯形面积)，把两条相邻蓝线对应信号强度值看做小梯形的上底和下底，再将相邻蓝线之间弛豫时间差看做小梯形的高，根据梯形面积公式，便可以计算出每个小梯形面积，把可动油信号范围内的每个小梯形面积相加便计算出可动油信号面积；同理将可动干扫信号面积范围内的小梯形面积相加计算出可动干扫信号面积，可动油信号面积与可动干扫信号面积的比值即为可动油信号比(注：每个弛豫时间点及其对应的信号强度在核磁共振原始数据表中均可查询)。

图1 核磁共振可动流体油信号面积计算图示

(6)孔隙信号：样品孔隙中所有流体信号总和，可以反映岩样孔隙中束缚流体与可动流体的分布状态。

(7)干扫信号：样品原始状态下孔隙内所有流体的信号总和，可以反映岩样分析时孔隙中剩余流体的多少。

(8)油信号：样品孔隙内含油信号总和，可以反映孔隙中含油饱和度的多少。

1.2 核磁共振T2谱图特征

核磁共振T2谱图特征对储集层流体性质评价具有一定的指示作用，T2谱图由孔隙信号、干扫信号、油信号三条信号曲线组成[3]。孔隙信号曲线可以反映地层岩样孔隙度的大小及分布特征；干扫信号与油信号曲线可以反映储集层流体性质，在不同流体性质状态下，T2谱图可动流体部分的可动油信号比(KDY)存在不同，因此可以作为评价储集层流体性质的一个重要依据。

本文通过选取做过核磁共振分析并且经过试油验证的井，对不同流体性质的核磁共振T2谱图特征进行分类总结(图2)。

(1) 油层特征:储集层物性相对较好，孔隙信号曲线中，T2截止值右侧可动流体信号较为明显(可动流体面积占比较大)，反映可动流体发育；可动油信号比>70%，核磁共振T2谱图表现为含油特征。

(2) 油水混层特征：储集层物性与油层相差不大，孔隙信号曲线中，T2截止值右侧可动流体信号较为明显，反映可动流体发育；可动油信号比<70%，储集层含水性越强可动油信号比越低，核磁共振T2谱图表现为油水共存特征。

(3) 差油层特征:储集层物性较差，T2截止值右侧可动流体信号较低(可动流体面积占比较小)，可动流体不发育，以束缚流体为主；可动油信号比>70%，核磁共振T2谱图反映为含油特征。

(4) 干层特征：孔隙度极低，储集层物性差，孔隙信号曲线为束缚孔隙，核磁共振T2谱图反映为束缚流体特征。

图2 不同流体性质核磁共振T2谱图

1.3 建立核磁共振流体性质评价标准

收集准噶尔盆地沙湾凹陷及玛湖凹陷MH 37井等24口井30套显示层核磁共振录井敏感参数，对油层、油水混层(油水同层/含油水层)、差油层(含油层)、干层等不同流体性质的核磁共振特征进行规律总结。通过反复验证及筛选，最终选取了核磁共振录井中最具代表性的4项敏感参数(孔隙度、含油饱和度、可动流体饱和度、孔隙信号)及1项派生参数(可动油信号比)，从5个方面对储集层流体性质进行分类评价，建立了核磁共振流体性质评价标准(表1)，该评价标准在录井解释评价过程中对储集层流体性质判别具有很好的指导作用。

表1 核磁共振流体性质评价标准

2 显微荧光薄片含水性评价方法

显微荧光薄片技术是通过荧光偏光显微镜观察烃类物质在储集岩石中的赋存状态，以微观可视化图像形式展现储集层孔隙结构及流体赋存状态[4]。通过观察孔隙中流体荧光颜色、发光强度、发光面积及观察水溶烃痕迹特征，对储集层含水性进行评价。本文通过对比实验及实例分析对显微荧光薄片含水性评价进行研究与规律总结。

2.1 镜下流体性质对比实验

实验中选取油样、油水混样(含油50%)、纯水3种不同性质的流体，通过模拟实验分别注入到无显示的标准岩心柱中，制成显微荧光薄片，观察不同流体性质的薄片在显微荧光镜下存在的差异。

实验显示：油样薄片在荧光显微镜下发绿黄色光，荧光颜色均一，含油饱满，发光面积较大，亮度强；油水混样在荧光显微镜下发绿黄色光，发光亮度弱-中等，荧光颜色不均匀，局部发灰绿色/淡绿色光，存在色差；纯水样薄片在镜下不发荧光(图3)。

实验结论：纯水本身不发荧光，但作为载体融入油中的亲水性烃类化合物后，便发出特殊的荧光颜色[5]，这种特殊的荧光为水溶烃的发光状态，与原油的发光颜色存在一定色差，通过镜下观察水溶烃痕迹可以作为显微荧光技术判别含水特征的一项重要手段。

2.2 显微荧光薄片流体特征规律总结

利用准噶尔盆地沙湾凹陷及玛湖凹陷MH 37井等24口井30套显示层显微荧光薄片资料，对油层、油水混层(油水同层/含油水层)、水层3种流体依据荧光发光颜色对比发现以下规律：

(1)油层：发光颜色随油质由轻到重，呈现绿、黄绿、绿黄、黄、橙黄、褐黄等颜色，发光流体主要为烃类物质发光，发光亮度较强。

(2)油水混层：除了具有原油发光特征之外，由于水溶烃的影响导致局部发淡绿、灰绿色光，发光流体主要为部分含烃类物质、水溶烃、残余烃发光，发光亮度中等或较弱；在同一岩石薄片中呈现不同的发光颜色，存在一定色差，以此可以作为发现水溶烃痕迹、判断储集层含水性的一个重要手段。

(3)水层：本身不发荧光，溶解残余烃后呈现水溶烃发光特征，但其发光亮度较弱，具有发光而不亮的特征。

基于以上结论，以显微荧光薄片镜下发光颜色[4]、发光强度、发光面积[6]、赋存状态[1,6]、流体特征5项最为关键的显示特征，建立了显微荧光薄片流体性质评价标准(表2)。显微荧光薄片流体性质评价标准是对地层流体镜下荧光特征的规律性总结，将传统的经验判别转换为定性及定量化的判别标准，在显微荧光薄片含水性评价中可以起到很好的指导作用。

图3 显微荧光薄片镜下实验对比

表2 显微荧光薄片镜下流体特征评价标准

3 核磁共振+显微荧光薄片评价技术

核磁共振与显微荧光薄片技术均具有分析储集层流体性质的作用，在解释评价中有各自的技术优势，但在不同岩性、原油性质、分析条件下也存在着相应的技术难题。为更精准地对储集层含水性进行评价，最大程度地减少外部因素造成的影响，通过核磁共振与显微荧光薄片技术结合运用，在解释评价过程中发挥各自的技术优势，取长补短，有效地提高了储集层含水性判准率。

3.1 核磁共振+显微荧光薄片技术评价

3.1.1 核磁共振技术

优势：(1)核磁共振技术对储集层流体判别更为直观，识别方法相对简单；(2)可根据可动流体及束缚流体的分布特征鉴别储集层级别；(3)除评价流体特征外还具有判断储集层物性的功能。

难题：(1)水敏性储集层在制样及浸泡过程中容易发生破碎，无法进行检测；(2)轻质油储集层由于自身存在挥发性，会造成含油饱和度低于储集层真实含油饱和度，由于随着含油饱和度的降低含水饱和度升高，会造成对地层流体性质误判。

3.1.2 显微荧光薄片技术

优势：(1)可以分析复杂储集层，油气保存程度高；(2)储集层孔隙流体可以通过微观图像化的形式展现出来，对储集层流体性质研究更加详细。

难题：操作难度大，镜下发光因素较多，除烃类物质及水溶烃发光外，个别岩石颗粒及胶结物也存在发光现象，需要经验丰富的专业人员进行观察描述。

3.2 建立核磁-显微荧光三维立体评价模型

核磁共振与显微荧光薄片技术在流体性质评价方面均有各自的技术优势，其中：核磁共振参数可动流体饱和度(KDL)可以反映储集层可动流体的发育程度，即储集层产液量的多少；派生参数可动油信号比(KDY)可以反映储集层可动流体部分含油率的多少，用于判断储集层流体性质；显微荧光派生参数色差比(SCB)可以判断储集层是否存在水溶烃的痕迹，用于判断储集层含水性。据此通过提取两项技术中含水性敏感参数KDL、KDY、SCB构建解释模型，其中KDL、KDY上文已经介绍，这里重点介绍显微荧光派生参数SCB，该参数定义如下：

色差比(SCB)：显微荧光镜下水溶烃色差面积与流体发光面积的比值(%)，反映地层含水性，水溶烃色差面积与流体发光面积可以通过显微荧光处理软件进行计算(图4)，色差比比值越高含水越明显。

图4 水溶烃面积与流体发光面积软件计算图

利用准噶尔盆地沙湾凹陷及玛湖凹陷MH 37井等24口井30层核磁共振及显微荧光薄片的KDY、KDL、SCB参数建立核磁-显微荧光三维立体评价模型(图5)及评价标准(表3)，实现评价参数定量化的分布模式。评价方法如下：

(1)评价过程中首先通过KDY划分出储集层落点处于含油区域还是含水区域。

(2)如果落点在含油区域，利用KDL对含油区域进一步划分，判断储集层为油层还是差油层。

(3)如果落点在含水区域，当出现SCB值升高时，显微荧光薄片出现水溶烃特征(比值越高含水特征越明显)，起到了核磁共振及显微荧光薄片双重验证的效果。

图5 核磁-显微荧光三维立体评价模型

表3 核磁-显微荧光三维立体评价标准

4 实例应用

2020年对准噶尔盆地ST 1井、MZ 13井等6口井7套高压储集层进行核磁共振与显微荧光薄片融合评价技术应用，通过核磁-显微荧光三维立体评价模型对储集层流体性质进行评价，并经过试油验证其效果，流体性质判别符合率达到85.75%。

4.1 ST 1井

该井位于准噶尔盆地中央坳陷沙湾凹陷，是为探明二叠系上乌尔禾组二段油层段含油气规模而部署的一口探井。钻至5 284.00 m气测显示活跃(图6)，该井段压力系数为1.60，属于异常高压储集层；在井段5 286.42～5 289.42 m取心，取获荧光级岩心3.00 m，荧光岩心出筒时油气味较淡，散失较快，局部见针孔状气泡连续-间断冒出，岩心表断面干照荧光50%～70%，滴水缓渗-速渗。岩心分析含油级别较低，局部滴水速渗，疑似具含水特征。

图6 ST 1井综合录井图

核磁共振分析：孔隙度11.49%～12.66%，含油饱和度24.87%～28.26%，可动流体饱和度38.37%～54.63%；T2谱图孔隙信号中可动流体明显，干扫信号与油信号重叠性好(图7)。

显微荧光：镜下观察主要发绿黄色光，呈簇状、喉道状，发光中-强，主要发光部位分布在界面缝及剩余粒间孔，发光面积占1.66%～10.20%，未见含水痕迹(图8)。

图7 ST 1井核磁共振T2谱图

图8 ST 1井显微荧光图像

核磁-显微荧光三维立体评价模型：X轴(KDY)85.00%～98.00%，储集层落点分布在含油区范围；对油层类别进一步划分，Y轴(KDL)38.37%～54.63%，落点处于油层区域；Z轴(SCB)为0，未见含水痕迹。模型评价该段储集层具油层特征(图5)。

试油井段5 286.00～5 292.00 m，产油58.07 t/d，产气 0.28×104m3/d，试油结论为油层，流体判别与试油结论一致。

4.2 MZ 13井

该井位于准噶尔盆地中央坳陷玛湖凹陷，是为探明玛东斜坡三叠系及侏罗系断块目标群的含油气性而部署的一口预探井，钻至井深4 588.00 m见气测异常显示(图9)，该段压力系数为1.40，为高压储集层；在井段4 590.00～4 596.80 m取心取获油迹级岩心0.22 m，荧光级岩心5.36 m。含油岩心出筒时新鲜断面油气味较浓，表面局部外渗黄褐色原油，含油面积占1%；荧光级岩心表断面干照荧光20%～80%，且滴水缓渗。

图9 MZ 13井综合录井图

核磁共振分析：孔隙度5.45%～9.06%，含油饱和度14.07%～36.04%，可动流体饱和度10.61%～31.28%；T2谱图孔隙信号具可动流体，干扫信号与油信号部分重叠(图10)。

图10 MZ 13井核磁共振T2谱图

显微荧光：镜下观察主要发黄绿色光，呈簇状、喉道状赋存，发光弱-中等，主要发光部位在部分界面缝与粒间孔，发光面积占0.75%～5.10%，局部见淡绿色水溶烃痕迹(图11)。

图11 MZ 13井显微荧光图像

核磁-显微荧光三维立体评价模型：X轴(KDY)40%～60%，储集层落点分布在含水区范围；Y轴(KDL)10.61%～31.28%，储集层流体赋存以小孔隙为主；Z轴(SCB)0～30%，局部出现水溶烃痕迹；经核磁共振及显微荧光双重验证，模型评价该段储集层为油水混层特征(图5)。

试油井段4 592.00～4 598.00 m，产油10.85 t/d，产水80.14 m3/d，试油结论为油水同层，含水性判别与试油结论一致。

5 结 论

(1)核磁共振及显微荧光薄片录井技术由于分析方式的特殊性，具有不受异常高压影响的特点，两项技术均具有各自的评价优势，同时也存在不同的局限性，通过两项技术融合进行储集层流体性质评价，可以克服技术短板，提升了核磁共振及显微荧光薄片技术的研究深度。

(2)核磁-显微荧光三维立体评价模型的创建，首次将核磁共振及显微荧光薄片录井技术的核心参数进行有效组合，对储集层含水性判别起到了双重验证功效；同时将传统的谱图评价方式转换为定量化模型评价模式，发挥了直观、精准、多维的技术特点。

(3)该项技术成果2020年现场实例验证，模型评价符合率85.75%，提高了储集层流体性质判准率，有效解决了异常高压储集层含水性判别难题。