1. 引言
中石化川西海相气田位于四川盆地龙门山前构造带，勘探开发目的层系为雷口坡组潮坪相碳酸盐岩气藏，近年来已经累计提交探明储量千亿方，为中国石化在四川盆地继普光、元坝气田之后探明的第三个海相大气田，是中国石化“十三五”天然气勘探开发增储上产的重点区块 [1] [2] [3]，雷口坡组碳酸盐岩地层岩性组合多样，储层非均质性强 [4] [5]。川西海相雷口坡组储层现今埋深5600~6100米，后续气田产能建设过程中多采用大斜度井、水平井，完井钻头直径6.5英寸，完钻井深6650~8206米，复杂的地质及构造应力条件导致井壁稳定性差，易造成钻输测井遇阻卡等风险，同时气藏具高温、高压、高含硫特征，加之中子密度测井仪需要安装放射源进行数据采集，综合考虑以上因素，在川西海相水平井测井任务中一般不设计中子、密度测井项目。在碳酸盐岩储层测井评价中，矿物组分、孔隙度计算主要是通过中子、密度测井交会计算获取，中子、密度测井项目测井的取消及缺失，给储层测井评价带来了很大的不利影响，有限的测井资料给雷口坡组碳酸盐岩水平井储层评价尤其是流体判别带来了很大挑战。
国内外利用核磁共振测井识别储层流体时一般使用双等待时间或双回波间隔法，如果储层含有油气水多种流体类型，及复杂的储层岩石孔隙结构，不同流体信号常在T2谱峰分布上重叠在一起 [6]，常规的移谱法、差谱法和增强扩散法很难区分它们致使解释结果出现多解性，由此发展出了二维核磁共振测井方法 [6] [7]，利用(T2, T1)、(T2, D)二维核磁共振测井二维图像交会图法判识储层流体性质更加直观 [6] - [16]。前人研究证实了二维核磁共振测井致密碎屑岩储层评价中得到了较好的应用，有效地弥补了常规测井、一维核磁共振测井方法的局限性 [7] [8] [9] [10]。
研究区前期勘探井均以直井完钻，进行了海相储层的一维核磁共振测井差谱法、移谱法识别流体性质评价工作，应用效果欠佳，通过岩心核磁共振实验分析，进行了川西海相碳酸盐岩储层(T2, T1)二维核磁共振测井观测模式优选及核磁测井响应特征相应研究，推动了(T2, T1)二维核磁共振测井在直井储层评价中获得成功应用 [10] [11] [12]。后续在川西雷口坡组储层直井和水平井中开展了多个井次二维核磁共振测井(MRIL_P型核磁共振测井仪，仪器外径6英寸或者47/8英寸)采集施工，测井偏心影响较小，获得了较优质的二维核磁共振测井资料，为川西海相碳酸盐岩水平井储层核磁共振测井响应特征研究及储层评价奠定了坚实的原始资料基础。通过与直井对比分析，川西海相超深水平井中二维核磁共振测井(T2, T1)测井资料具有与直井类似的测井特征，不利影响因素主要是井眼扩径。通过(T2, T1)二维核磁共振测井进行了川西海相水平井储层流体性质判别，物性参数的准确计算，弥补了中子、密度等常规测井曲线缺失造成的储层评价难题。
2. 川西海相雷口坡组储层基本特征
研究区雷口坡组四段上亚段发育一套潮坪相白云岩储层，储层岩石类型多样，主要包括为粉晶云岩，含灰(灰质)微粉晶云岩、粉晶(藻团块)白云岩、微–粉晶云岩、藻黏结云岩、砂屑白云岩、含灰质云岩等。岩心孔隙度0.07%~20.20%，平均值为4.07%，储层低孔低渗，孔渗相关性较差，储层类型以裂缝–孔洞型为主，孔隙类型主要为晶间溶孔、藻纹层(或层叠石)格架溶孔、粒间溶孔、晶间孔等，自上而下依次划分为上储层、隔层、下储层，其中下储层是研究区主要开发目的层系 [1]。雷四段白云岩类储层具以下测井特征：白云岩储层自然伽马值具高伽马特征，在30~45 API之间，声波时差值一般大于45 ms/ft；补偿中子的值一般大于5%，且随着物性变好，中子测井值也相应增加；补偿密度DEN值一般低于2.80 g/cm3，物性较好的层段可低至2.5 g/cm3；储层发育段电阻率表现为在高阻背景下降低的特征，一般电阻率普遍为几百Ω∙m，如果储层含水则可低至几十Ω∙m。成像图上白云岩储层段呈暗褐色团块和亮色团块，通常溶蚀、裂缝较发育。
3. (T2, T1)二维核磁共振测井原理
二维核磁共振测井研究饱含流体的储层岩石，通过测量或者反演横向弛豫时间T2、纵向弛豫时间T1、扩散系数D以及内部磁场梯度G等进行储层物性及流体性质分析。一维核磁测井测量横向弛豫时间T2，二维核磁测井在此基础上观测扩散系数D、纵向弛豫时间T1或磁场梯度G，通过数据反演获得饱和流体岩石的二维核磁共振分布图。
目前国内外常用的二维核磁共振测井交会法为(T2, T1)与(T2, D) [7] - [15]。二维核磁共振测井扩散分析法(T2, D)，是利用变回波间隔下，扩散弛豫加权而至T2谱峰偏移来区分流体的类型，受气体扩散弛豫的影响，此种方法并不能完全将气体核磁共振响应信息提取出来，而对于含多种粘度的油、水或油、气、水储层，(T2, D)交会法可利用不同粘度的流体具不同的扩散系数的特征来区分流体性质。二维核磁共振测井时域分析法(T2, T1)交会法利用等待时间的差异提取储层流体的核磁共振响应特征，长等待时间下，纵向弛豫时间T1较长的流体被充分极化，短等待时间下T1时间较长的流体未被极化，多组变等待时间观测模式下采集的回波信号之间的差异部分，即T1时间较长流体的核磁共振测井响应信息，对于含气储层，由于甲烷的纵向弛豫T1时间远远大于地层水、钻井液滤液的纵向弛豫时间，因此利用(T2、T1)交会法可以有效的区分不同的流体类型，利用T1计算的核磁孔隙度、渗透率与饱和度同时规避了气体扩散弛豫对计算结果影响。
由于川西海相雷口坡组储层岩性变化多样，储层孔隙度普遍较小、渗透性差，非均质性强，气水关系复杂，以气、水两相为主，一般不含油，因此优先选择(T2, T1)交会法作为计算储层参数、判断流体性质的二维核磁共振测井交会法 [9] [12]。
4. (T2, T1)二维核磁共振测井响应特征及影响因素
根据川西海相碳酸盐岩储层二维核磁共振测井观测模式优选研究成果 [7] [9]，岩心核磁共振实验及实际测井结果显示，川西雷口坡组储层T2谱中粘土束缚及毛管束缚流体含量较少(T2 < 10 ms)，谱峰幅度低，在可动流体区域，在T2谱中天然气信号与可动水信号若同时存在，通常天然气谱峰略靠前，地层水谱峰略靠后，天然气与地层水谱峰常有一定的重叠区间，仅仅根据谱峰位置不易判别流体性质(图1，表1)。
天然气与地层水信号在T1谱中具有相对独立的谱峰区间，通常天然气谱峰靠后，地层水谱峰靠前。将其投影到T2-T1交会图上，天然气和水的信号分离现象明显，其中天然气的信号靠前且相对靠上，地层水的信号靠后且相对靠下(图2)；不同性质流体分别位于不同的区间，粘土束缚水的弛豫时间最短，毛管束缚水、可动流体的弛豫时间依次递增。
实际应用中发现，川西海相碳酸盐岩雷口坡组储层井眼扩径对二维核磁共振测井影响较大，主要表现为在扩径段二维核磁谱峰出现较强的钻井液谱峰，在T2、T1分布谱均有体现，其T2、T1谱一般均小于15 ms，并且随着扩径程度的大小其谱峰幅度增大，地层信息逐渐减弱(图1)；当其扩径程度超过二维核磁共振探测范围时，该井段二维核磁共振谱只存在钻井液谱峰，无法准确显示地层信息，同时井径扩径造成孔隙度计算结果偏高于储层真实孔隙度值。前期学者通过分析钻井液流体峰截止值的分布范围和影响因素，建立了钻井液流体峰截止值的计算模型，根据未扩径段和扩径段的粘土时间截止值确定原则，确立了变粘土时间截止值的有效孔隙度计算方法，结果显示基于T1谱计算结果精度更高，有效地解决了扩径段孔隙度计算结果偏大的问题 [12]，相关理论、图版及计算公式详见参考文献 [12]，文中不再赘述。
Figure 1. Response characteristics of 2D NMR logging of PZX-4D vertical well reservoir (MRIL_P, NMR)
图1. PZX-4D直井储层二维核磁共振测井响应特征(使用MRIL_P型NMR测井仪)
Table 1. Boundary value range of different fluids in 2D NMR logging of marine carbonate reservoir in Western Sichuan
表1. 川西海相碳酸盐岩储层二维核磁共振测井不同流体边界值范围
(a) 5649.8~5657.1气层 
(b) 5688.3~5696 m气层
Figure 2. 2D NMR logging (T2, T1) crossplot of marine reservoir in PZX-4D vertical well section
图2. PZX-4D直井段海相储层二维核磁共振测井(T2, T1)交会图
在川西雷口坡组气藏同平台直井和水平井中开展了多次二维核磁共振测井采集施工，获得了优质的二维核磁共振测井资料，水平井中二维核磁共振测井显示，扩径的不利影响及钻井液侵入现象在水平井测井资料中依然存在，具有与直井核磁共振测井资料相似的特征。川西海相碳酸盐岩雷口坡组储层水平井一般均采用6.5 in尺寸钻头完钻，在二维核磁共振测井采集时，无论采用6 in或者47/8 in MRIL_P型核磁共振测井仪其在水平井中偏心影响均较小，当水平井井眼扩径到一定程度时，二维核磁共振资料会出现明显的钻井液谱峰，因此，在水平井中二维核磁共振测井的影响因素仍然是井眼扩径，为后续水平井二维核磁共振资料处理解释提供了依据(图3)。
5. 水平井应用效果分析
PZX-4D侧钻水平井为PZX-4D原直导眼井基础上开窗侧钻的水平井，该水平井共采集到自然伽马、井径、补偿声波、井斜方位、深浅侧向电阻率以及二维核磁共振测井数据。从井径曲线上储层段及下储层段均存在较明显的井径扩径现象，在T2、T1谱峰特征、以及T2-T1流体识别交会图均可看到较明显的钻井液侵入特征，同时T2谱峰可动流体信号明显，T1谱峰天然气信号明显，未见明显可动水信号。上储层共解释评价19段储层，段长40.2米/垂厚15.4米；下储层测井共解释43段储层，段长447.4米/垂厚32.1米，经酸压测试获天然气产量58.9 × 104 m3/d (图3、图4)。
PZY-1D水平井完钻井深6687.3 m，井底最大井斜85˚，二维核磁共振测井数据采集至深度6450 m，常规测井曲线未采集到井径数据，T2，T1谱峰呈现较明显钻井液谱峰特征，说明存在井眼扩径情况。深、浅侧向电阻率值在井深6300 m附近发生幅度下降，之后电阻率又逐渐上升，从常规曲线难以判断电阻率降低是集中发育的裂缝、溶蚀孔洞所引起，还是储层含可动水所致。T1谱峰特征显示在6303 m以下深度具含水特征，(T2, T1)交会图上可动水区域信号强烈，分析判断6303 m为该井气水界面的分界深度，下储层6303 m以上评价为气层，6303 m以下均解释为气水同层(图5，图6)。后续对该井6315~6400米气水同层储层段进行单独测试，获天然气产量47.19 × 104 m3/d，水产量75.6 m3/d，与二维核磁评价结果吻合。
6. 结论
1) 川西海相雷口坡组储层具高温、高压、高含硫、埋藏深、地质条件复杂等特征，井壁稳定性差，易造成钻输测井遇阻卡等风险，水平井一般不设计中子、密度测井项目，给储层测井评价尤其是流体性质判别带来了较大不利影响。
Figure 3. 2D NMR logging interpretation results of reservoir in PZX-4D sidetracking horizontal well
图3. PZX-4D侧钻水平井储层二维核磁共振测井解释成果图
(a) 6225~6215 m气层 
(b) 6660~6670 m气层
Figure 4. 2D NMR logging (T2, T1) crossplot of reservoir in PZX-4D sidetracking horizontal well
图4. PZX-4D侧钻水平井储层二维核磁共振测井(T2, T1)交会图
Figure 5. 2D NMR logging interpretation results of reservoir in PZY-1D horizontal well
图5. PZY-1D水平井储层二维核磁共振测井解释成果图
(a) 6303~6310 m气水同层 
(b) 6329~6335 m气水同层
Figure 6. 2D NMR logging (T2, T1) crossplot of PZY-1D horizontal well of marine reservoir in Western Sichuan
图6. 川西海相PZY-1D水平井储层二维核磁共振测井(T2, T1)交会图
2) 通过与直井对比分析，川西海相超深水平井中二维核磁共振测井(T2, T1)测井资料具有与直井类似的测井特征。前期岩心核磁共振实验分析特征，直井核磁共振测井谱峰特征研究，(T2, T1)交会流体识别图版，储层物性参数计算等研究成果在川西海相雷口坡组气藏水平井中依然适用，二维核磁共振测井(T2, T1)在水平井中的不利影响因素主要是井眼扩径。
3) 二维核磁共振测井(T2, T1)技术在川西海相超深水平井中的延伸应用，有效弥补了超深水平井中补偿中子、密度等常规测井曲线缺失造成的不利影响，能够提供准确的水平井储层物性计算参数及流体性质判别结果，解释成果与试气结果保持了高度吻合性，为川西海相气田产能建设提供了有利的技术支撑，可推广应用至类似地质条件下的水平井测井施工及储层评价工作中。
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