基于二维核磁共振技术的流体性质评价方法

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李怀军, 李秀彬, 梁晓飞, 王满, 张小虎, 徐晨阳. 基于二维核磁共振技术的流体性质评价方法[J]. 录井工程, 2025,36(1): 91-97.
LI Huaijun, LI Xiubin, LIANG Xiaofei, WANG Man, ZHANG Xiaohu, XU Chenyang. Fluid property evaluation method based on two-dimensional NMR technology[J]. Mud Logging Engineering, 2025,36(1): 91-97.
Doi:10.3969/j.issn.1672-9803.2025.01.014 复制到剪切板

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基于二维核磁共振技术的流体性质评价方法

李怀军^①, 李秀彬^①, 梁晓飞^①, 王满^②, 张小虎^①, 徐晨阳^①

①中国石油西部钻探地质研究院（录井工程分公司）

②克拉玛依职业技术学院

作者简介：李怀军高级技师,1986年生,2013年毕业于中国石油大学（华东）资源勘查工程专业,现任中国石油西部钻探地质研究院（录井工程分公司）实验检测中心技术总监,从事地化录井技术研究及新技术推广工作。通信地址：834000 新疆克拉玛依市南新路2号西部钻探地质研究院。E-mail：348704526@qq.com

收稿日期: 2024-11-05

基金: 中国石油集团西部钻探科研项目“水淹层录井技术优选及评价方法研究”（编号：2024ZC042）

摘要

核磁共振评价技术在地层流体性质识别中发挥着至关重要的作用。然而现有的一维核磁共振存在一定局限性,不同流体及赋存状态均展现在同一 T₂谱图内,且其赋存状态的判断受人为因素影响较大,影响了其对流体性质识别的准确程度。与之相比,二维核磁共振技术可以提供 T₁、 T₂等参数,能有效解决一维核磁共振分析方法中因不同流体信息重叠造成识别困难的问题。通过开展原始样品、饱水样品、饱锰样品条件下流体赋存状态及分布区间二维核磁共振技术实验,创建了剩余油指数流体性质识别方法。将该方法应用于准噶尔盆地9口井的9个试油层的流体性质辨识,准确识别其中8个层位的流体性质,准确率达到88.9%,提升了二维核磁共振技术在流体性质识别上的有效性。

关键词: 二维核磁共振; 流体性质; T₂谱; 饱锰样品; 出峰位置; 剩余油指数

中图分类号:TE132.1 文献标志码:A

Fluid property evaluation method based on two-dimensional NMR technology

LI Huaijun^①, LI Xiubin^①, LIANG Xiaofei^①, WANG Man^②, ZHANG Xiaohu^①, XU Chenyang^①

①Geologocal Research Institute of CNPC XDEC（Logging Engineering Branch）,Karamay,Xinjiang 834000,China

②Karamay Vocational & Technical College,Karamay,Xinjiang 834000,China

Abstract

NMR plays a vital role in identifying the properties of formation fluids. However,the existing one-dimensional NMR has certain limitations. Different fluids and their occurrence modes are all presented in the same T₂ spectrum,and the judgment of their occurrence modes is greatly affected by human factors,which affects the accuracy of fluid property identification by mud logging technology. In contrast,two-dimensional NMR technology can provide parameters such as T₁ and T₂,which can effectively solve the problem of identification difficulty caused by overlapping information of different fluids in one-dimensional NMR analysis method. A method of identifying fluid properties with remaining oil index was created by conducting experiments on the modes of occurrence and distribution intervals of fluids under the conditions of original samples,water saturated samples and manganese saturated samples using two-dimensional NMR technology. In the Junggar Basin,the method was applied to identify the fluid properties of 9 oil testing formations in 9 wells,and the fluid properties of 8 formations were accurately identified,with an accuracy rate of 88.9%,which improved the effectiveness of two-dimensional NMR technology in fluid property identification.

Keyword: two-dimensional NMR; fluid property; T₂ spectrum; manganese saturated sample; peak position; remaining oil index

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0 引言

氢原子核在水及烃类中含量丰富, 测量信号较强, 氢核的自旋弛豫是从饱和流体多孔介质的核磁共振性质中获取含油饱和度、含水饱和度等信息的基础, 由此发展形成了广泛应用于油气勘探的核磁共振技术（NMR）。该技术具有不破坏样品、快速、准确等优点, 在油气勘探过程中发挥着重要的作用^{[1, 2]}。但由于一维核磁共振技术受横向弛豫时间（T₂）截止值以及可动流体、束缚流体饱和度等重要参数计算误差的影响, 制约了其进一步发展^[3]。二维核磁共振技术引入了纵向弛豫时间（T₁）, 结合原有的横向弛豫时间信息, 从两个维度表征储层流体性质, 解决了单独使用横向弛豫时间进行流体性质评价时遇到的困难。实际应用表明, 二维核磁共振技术在储层参数计算和流体识别中具有独特优势^{[4, 5]}, 其T₁、T₂参数在判别储层浸润性^[6]、计算储层参数^[7]和识别储层流体性质等方面具有较好的应用效果^[8]。

与一维核磁共振技术相比, 二维核磁共振技术对测量参数更加敏感, 且地层原油密度、粘度会对其T₁、T₂测量值及出峰位置产生影响。在岩心原始样品、饱水样品、饱锰样品不同条件下进行流体出峰位置实验的结果表明, 流体出峰位置及信号幅度随着实验条件的变化具有不同的响应特征。通过流体出峰位置实验建立了剩余油指数流体性质评价方法, 无需人为划分T₂截止值, 从而对流体性质实现精准识别。

1 二维核磁共振分析原理

孔隙流体的核磁共振横向弛豫时间（T₂）主要受自由弛豫、表面弛豫和扩散弛豫的影响^[9]。对于孔隙介质中的流体, 核磁共振信息反映了横向弛豫的贡献, 当孔隙介质中存在两相或多相流体时, 各相流体的弛豫信息会有重叠的现象, 导致此时难以区分流体组成。二维核磁共振技术能够很好地解决这一问题, 它能将弛豫时间和扩散系数从核磁共振横向弛豫时间中“ 分离” 出来而提供二维信息, 基于不同流体的扩散系数和弛豫时间存在差异, 可以识别孔隙介质内的流体性质。

图1为孔隙介质中不同流体二维核磁共振信息分布图, 对于油（红色区域）、水（黄色区域）两种流体, 其横向弛豫时间T₂有一定重合（图1a）, 利用一维核磁共振信息难以进行流体性质精准识别, 但是两种流体扩散系数存在一定的差异（图1b）, 因此利用二维核磁共振信息可以清楚分辨出不同性质流体的赋存区域（图1c）。

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	图1 孔隙介质中不同流体二维核磁共振信息分布图

二维核磁共振技术具有丰富的采集参数, 可以灵活选择不同的回波等待时间（T_W）和回波间隔（T_E）, 通过不同采集模式下信息的合理组合, 利用特殊的反演处理技术可以将包含在横向弛豫时间内的扩散系数分离出来, 从而实现二维空间内流体性质的识别。

2 岩心样品的油水分布区间实验

2.1 实验结果

基于二维核磁共振纵向弛豫时间（T₁）和横向弛豫时间（T₂）与流体密度、粘度等参数密切相关的特征, 开展了岩心样品的油水分布区间实验。

根据岩性及孔渗参数选取①号样品（粉砂岩）、②号样品（细砂岩）制成直径2.5 cm、高3 cm的柱塞状, 实验样品孔隙度分别为10.15%、15.25%, 这种孔隙度条件更加有利于流体的侵入。

为研究岩心样品内流体的分布区间, 对原始样品、饱水样品（真空负压0.09 MPa）和饱锰样品（浸入锰水, 自然吸附）分别进行二维核磁共振实验。该实验采用MicroMR 12-025V高性能核磁共振岩心分析仪, 获取核磁共振频率12 MHz下的T₂-T₁实验数据, 包括T₂-T₁的SR-CPMG序列反转时间的数量31个, 回波个数12 000个（回波等待时间3 ms, 回波间隔0.06 ms）。

实验得到原始样品、饱水样品、饱锰样品的二维核磁共振谱图特征分析结果见表1。

表1 实验样品3种状态下二维核磁共振谱图特征

2.1.1 粉砂岩样品

黄色虚线区域：原始样品、饱水样品、饱锰样品中均存在, 并且随着样品状态的改变, 其位置未发生明显的变化, 说明该位置为样品中固有形态, 为不可动固体或不可改变流体（经查相关资料为干酪根）。

绿色虚线区域：原始样品中存在, 饱水样品信号幅度明显增强, 饱锰样品信号幅度减弱, 表明该位置为可动状态, 可能是地层水的赋存位置。

2.1.2 细纱岩样品

黄色虚线区域和绿色虚线区域与粉砂岩样品测量结果基本一致, 但在细砂岩原始样品中出现了红色虚线区域, 其也代表了样品中原始信息。

红色虚线区域：原始样品具有该信息, 饱水样品信号幅度增强, 表明盐水浸入原始样品中, 增大了该区域的流体信号; 浸泡锰水后信号幅度减弱, 表明Mn²⁺与样品中水相信号融合, 屏蔽了水相信号, 剩余部分为原始样品中的油相信号。同时也说明原始样品中红色虚线区域为油相信号特征, 饱水样品中红色虚线区域为油水混合峰特征。

2.2 讨论

经查阅相关资料, 表1中绿色虚线区域为黏土束缚水特征。而在实验过程中, 该区域仅在-0.09 MPa的真空饱水条件下, 信号幅度明显增强, 说明盐水已经侵入样品中, 使得该区域流体量增加。自然吸附的饱锰样品中, 该区域信号幅度减弱, 说明锰水溶液侵入该区域, 屏蔽了该区域水相信号。

在二维核磁共振谱图中大孔隙内油相信号和水相信号相邻, 水相信号出峰位置固定, 而油相信号随着原油密度的变化, 在谱图上出峰位置不固定。因此, 仅依靠谱图特征来确定流体分布位置, 容易对流体性质识别造成误判, 影响解释结论。

3 剩余油指数流体性质识别方法

3.1 分析流程

岩心样品的油水分布区间实验表明, 小孔隙部分（束缚流体）随着样品条件的改变而发生变化; 大孔隙部分的出峰位置同样因样品条件的改变呈现一定的差异性。因此, 笔者提出用二维核磁共振识别地层流体时仅分析原始样品和饱锰样品, 通过二维核磁共振测量可动流体、束缚流体信息的变化情况建立评价方法。首先样品不经过处理直接测量出原始样品中所有流体信号, 然后将样品浸泡在浓度不低于3× 10⁴ mg/L的锰水溶液中, 浸泡24 h后进行分析, 目的是利用锰水溶液屏蔽掉样品中所有能够被屏蔽的水相信号（可动水和束缚水）, 剩余流体则认为是样品中剩余的油相信号。其优点如下：（1）在二维核磁共振样品测量时, 无需进行孔隙度数据测量, 在减少分析时间的同时, 降低样品中流体的散失; （2）避免原始样品浸泡盐水时, 其孔隙内的地层油、水与盐水产生置换作用, 使得样品代表性变差; （3）减少饱水样品分析利于提高样品时效性, 分析时间可从48 h降至24 h。

3.2 分析结果

在同一块样品中, 孔隙空间内充填的是油、水混合物质时, 屏蔽掉的水相信号越多, 剩余的油相信号就越少, 表明孔隙内水信息占绝大部分; 屏蔽掉的水相信号越少, 剩余的油相信号就越多, 意味着孔隙内油信息占绝大部分。如表2所示, 孔隙内流体信号标识为20个样本点, 红色点为油相信号中的H⁺, 蓝色点为水相信号中的H⁺, 黄色点为锰水溶液中的Mn²⁺。

表2 不同样品条件下Mn²⁺屏蔽水相信号示意

（1）油层：原始样品下, 油相信号19个样本点, 水相信号1个样本点, 饱锰样品内油相信号保留, Mn²⁺屏蔽水相信号后, 油相信号未发生变化, 仍为19个样本点, 水相信号样本点被屏蔽, 油相信号样本点占总样本点的95%。

（2）油水同层：原始样品下, 油相信号10个样本点, 水相信号10个样本点, 饱锰样品内油相信号保留, Mn²⁺屏蔽水相信号后, 油相信号未发生变化, 仍为10个样本点, 水相信号样本点被屏蔽, 油相信号样本点占总样本点的50%。

（3）含油水层：原始样品下, 油相信号3个样本点, 水相信号17个样本点, 饱锰样品内油相信号保留, Mn²⁺屏蔽水相信号后, 油相信号未发生变化, 仍为3个样本点, 水相信号样本点被屏蔽, 油相样本点占总样本点的15%。

（4）水层：原始样品下, 油相信号1个样本点, 水相信号19个样本点, 饱锰样品内油相信号保留, Mn²⁺屏蔽水相信号后, 油相信号未发生变化, 仍为1个样本点, 水相信号样本点被屏蔽, 油相信号样本点占总样本点的5%。

3.3 评价标准建立

通过上述实验及Mn²⁺屏蔽水相信号示意图, 首先计算出原始样品可动油、可动水、束缚油、束缚水的总信号强度, 其次计算出经过处理的饱锰样品可动油、可动水、束缚油、束缚水的总信号强度, 最后计算两者比值, 得到剩余油指数, 其代表意义为原始样品中剩余油信号与总流体信号的比值。

通过剩余油指数与试油结论验证, 最终得到评价标准, 其计算步骤及相关公式如下。

3.3.1 计算原始样品信号强度

（1）原始样品分区信号强度：

$\sum Y_{k_{w}} = \int_{t_{T_{2 \min}}}^{t_{T_{2 \max}}} \int_{t_{T_{1 \min}}}^{t_{T_{1 \max}}} k_{w} （ t_{T_{2}} ， t_{T_{1}} ） d t_{T_{2}} d t_{T_{1}}$ （1）

$\sum Y_{k_{o}} = \int_{t_{T_{2 \min}}}^{t_{T_{2 \max}}} \int_{t_{T_{1 \min}}}^{t_{T_{1 \max}}} k_{o} （ t_{T_{2}} ， t_{T_{1}} ） d t_{T_{2}} d t_{T_{1}}$ （2）

$\sum Y_{s_{w}} = \int_{t_{T_{2 \min}}}^{t_{T_{2 \max}}} \int_{t_{T_{1 \min}}}^{t_{T_{1 \max}}} s_{w} （ t_{T_{2}} ， t_{T_{1}} ） d t_{T_{2}} d t_{T_{1}}$ （3）

$\sum Y_{s_{o}} = \int_{t_{T_{2 \min}}}^{t_{T_{2 \max}}} \int_{t_{T_{1 \min}}}^{t_{T_{1 \max}}} s_{o} （ t_{T_{2}} ， t_{T_{1}} ） d t_{T_{2}} d t_{T_{1}}$ （4）

（2）原始样品总信号强度：

$\sum Y_{1 a} = \sum Y_{k_{w}} + \sum Y_{k_{o}} + \sum Y_{s_{w}} + \sum Y_{s_{o}}$ （5）

3.3.2 计算锰水样品总信号强度

（1）锰水样品分区信号强度：

$\sum M_{k_{w}} = \int_{t_{T_{2 \min}}}^{t_{T_{2 \max}}} \int_{t_{T_{1 \min}}}^{t_{T_{1 \max}}} k_{w} （ t_{T_{2}} ， t_{T_{1}} ） d t_{T_{2}} d t_{T_{1}}$ （6）

$\sum M_{k_{o}} = \int_{t_{T_{2 \min}}}^{t_{T_{2 \max}}} \int_{t_{T_{1 \min}}}^{t_{T_{1 \max}}} k_{o} （ t_{T_{2}} ， t_{T_{1}} ） d t_{T_{2}} d t_{T_{1}}$ （7）

$\sum M_{s_{w}} = \int_{t_{T_{2 \min}}}^{t_{T_{2 \max}}} \int_{t_{T_{1 \min}}}^{t_{T_{1 \max}}} s_{w} （ t_{T_{2}} ， t_{T_{1}} ） d t_{T_{2}} d t_{T_{1}}$ （8）

$\sum M_{s_{o}} = \int_{t_{T_{2 \min}}}^{t_{T_{2 \max}}} \int_{t_{T_{1 \min}}}^{t_{T_{1 \max}}} s_{o} （ t_{T_{2}} ， t_{T_{1}} ） d t_{T_{2}} d t_{T_{1}}$ （9）

（2）饱锰样品总信号强度：

$\sum M_{1 a} = \sum M_{k_{w}} + \sum M_{k_{o}} + \sum M_{s_{w}} + \sum M_{s_{o}}$ （10）

3.3.3 计算剩余油指数

$O_{sy} = \frac{\sum M_{1 a}}{\sum Y_{1 a}}$ （11）

上述式中：k_w为可动水; k_o为可动油; s_w为束缚水; s_o为束缚油; $Y_{k_{w}}$ 为原始可动水; $Y_{k_{o}}$ 为原始可动油; $Y_{s_{w}}$ 为原始束缚水; $Y_{s_{o}}$ 为原始束缚油; $M_{k_{w}}$ 为饱锰可动水; $M_{k_{o}}$ 为饱锰可动油; $M_{s_{w}}$ 为饱锰束缚水; $M_{s_{o}}$ 为饱锰束缚油; $\sum Y_{1 a}$ 为原始流体面积之和; $\sum M_{1 a}$ 为饱锰流体面积之和; O_sy为剩余油指数。以上均为无量纲。

3.3.4 建立流体性质评价标准

统计准噶尔盆地25口井43层400个样本点试油结论及与之相对应的剩余油指数, 建立了二维核磁共振剩余油指数流体性质评价标准（表3）。

表3 二维核磁共振剩余油指数流体性质评价标准

4 实例验证

将剩余油指数流体性质评价方法应用到准噶尔盆地9口井9个试油层的解释评价工作, 准确识别出8个试油层, 流体性质判别准确率达88.9%。

HXX井是部署在准噶尔盆地西部隆起红车断裂带北段白垩系清水河组断层-岩性圈闭上的一口探井（图2）, 钻探目的是进一步落实本区白垩系清水河组（K₁q）控藏因素特征及各期含油砂体展布范围, 寻找高效中浅层快速建产区块, 为下一步探明储量计算及开发方案编制提供依据。

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	图2 HXX井综合录井图

该井在清水河组708.10~713.20 m井段取心一筒, 岩性为绿灰色油浸砂砾岩。岩心出筒时表面及断面局部见针孔状气泡间断冒出; 表断面见褐色原油呈星点-斑块状外渗, 不均匀分布, 含油不饱满, 含油面积20%~60%, 油质中偏重, 油脂感强, 微染手。含油处滴水缓渗, 不含油处滴水速渗, 新鲜断面潮湿感弱。

岩石热解分析显示, 含油气丰度2.75~17.75 mg/g, 轻重烃比0.17~1.06, 岩心上部含油气丰度高, 由上至下逐渐减弱, 表现为典型的上油下水特征; 气相色谱分析基线隆起, 呈现生物降解、残余油特征; 核磁共振分析得出孔隙度12.32%~20.83%, 渗透率1.36~4.98 mD, 评价基本为中孔、低渗的Ⅲ 类较差储层, 均质性较差, 含油饱和度在11.53%~28.82%之间, 含油性较好, 以束缚流体为主, 含水迹象明显; 显微荧光显示, 主要发光部位在部分粒间孔与剩余粒间孔及界面缝, 呈粒间吸附状、喉道状、簇状; 渗流通道见灰绿色疑似水溶烃, 有效发光面积2.11%~5.54%, 各类地化分析化验谱图见图3。结合现场岩心、气测和地化特征分析, 该段解释为油水同层。最终710.00~724.00 m井段试油, 日产水3.87 m³, 未见油, 试油结论为水层。

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	图3 HXX井地化分析化验谱图（井深709.00 m）

针对录井解释与试油结论相矛盾的问题, 将二维核磁共振技术应用于该井。通过二维核磁共振分析谱图（图4）可以看出, 原始状态下红色区域为地层原始的油+水共存特征; 饱锰状态下, 红色区域面积减小, 其中大部分水相信号被Mn²⁺屏蔽, 剩余为地层油信息。根据上文公式计算出原始样品总信号强度为14 759, 饱锰样品总信号强度为2 769, 得到样品剩余油指数为0.19。根据剩余油指数流体性质评价标准（表3）, HXX井708.10~713.20 m井段解释为水层, 与试油结论一致。

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	图4 HXX井二维核磁共振分析谱图（井深709.00 m）

5 结论

（1）根据岩心样品的油水分布区间实验, 确定了原始样品、饱水样品、饱锰样品3种状态下的流体分布区间, 同时根据二维核磁共振的分析目的, 简化了分析流程, 提高了样品分析时效。

（2）基于大孔隙内油、水流体信号重叠及小孔隙内流体在不同分析条件下所产生的变化, 提出采用“ 剩余油指数” 方法评价流体性质, 得到了井场试油结论的验证, 有效提升了二维核磁共振技术流体性质识别的准确程度。

（3）二维核磁共振分析方法作为新型的技术手段, 在储层流体性质识别和定量计算中具有独特的优势, 也弥补了一维核磁共振技术T₂谱图油水重叠的短板, 相信随着二维核磁共振分析技术的进一步完善, 该技术的应用前景会更加广阔。

（编辑王丙寅）

参考文献

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... 该技术具有不破坏样品、快速、准确等优点,在油气勘探过程中发挥着重要的作用^[1,2] ...

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... 但由于一维核磁共振技术受横向弛豫时间（T₂）截止值以及可动流体、束缚流体饱和度等重要参数计算误差的影响,制约了其进一步发展^[3] ...

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... 实际应用表明,二维核磁共振技术在储层参数计算和流体识别中具有独特优势^[4,5],其T₁、T₂参数在判别储层浸润性^[6]、计算储层参数^[7]和识别储层流体性质等方面具有较好的应用效果^[8] ...

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... 1 二维核磁共振分析原理孔隙流体的核磁共振横向弛豫时间（T₂）主要受自由弛豫、表面弛豫和扩散弛豫的影响^[9] ...