通过整合T1-T2核磁共振测井和数值模拟方法对梁高山组页岩油储层中的多相流体进行识别

《Results in Engineering》：Multiphase Fluid Identification in the Lianggaoshan Formation Shale-Oil Reservoir by Integrating T 1-T 2 NMR Logging and Numerical Simulation

针对页岩油储层多相流体识别难题，提出融合扫描电镜孔隙几何与正向数值模拟的物理指导工作流程，成功区分七种流体并生成连续饱和曲线，突破传统经验转换限制，为甜点区快速评估提供新方法。

　　

赵俊|焦世祥|周宪斌|任晓峰|谢冰|李白|张少敏

西南石油大学地球科学与技术学院，中国成都610500

摘要

大陆页岩油储层的解释面临诸多挑战，这主要是由于其孔径分布广泛、存在多相流体，以及频繁出现的游离气体特征，而这些特征传统二维核磁共振（2D-NMR）测井方法难以有效识别。为解决这一问题，我们以四川盆地的梁高山组为研究对象，旨在构建一种基于物理原理的工作流程，该流程能够可靠地区分所有主要流体相（包括游离气体），并无需依赖岩心数据进行校准即可量化其饱和度。研究方法结合了：(i) 通过扫描电子显微镜获得的孔隙几何结构（用于构建表面到体积的弛豫模型，忽略扩散弛豫效应）；(ii) 正向数值模拟，将七种代表性流体（有机物、粘土结合水、毛细结合水、束缚油、可动油、可动水和游离气体）映射到T1–T2平面上。由此得到的数据域（包括新定义的游离气体窗口：T1 > 500 ms, T2 > 500 ms, T1 ≈ T2）作为K-Means算法的先验约束，用于自动对2D-NMR测井数据进行分类。在G119H井（27个裂缝段，深度2740–4040米）的应用表明：可动油和游离气体的层内变化与生产测试数据一致；而高孔隙度但以束缚流体为主的层段则不具备生产潜力。研究结果和讨论证实，该工作流程能够有效区分七种流体类型，并生成连续的饱和度曲线，无需依赖经验性的孔径/T2转换关系。早期文献中未提及的游离气体窗口对于匹配生产数据中的气体驱动效应至关重要。该方法为非常规油气藏的甜点区评估提供了一种快速、无需岩心的工具；其建立的先验数据域可直接用于半监督反演或Transformer-VAE模型；未来高温高压NMR与微CT技术的结合将进一步优化真实储层条件下的束缚流体定量分析。