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摘要：研究区块块主要含油层位为馆陶组，埋深-1080—-1150m，其砂体发育较好，厚度一般在6～16m，厚度较大，本区块为纯油区，距离边水较远，为明显高孔、高渗储层，区块主体无断层发育，只是在边部发育7条地层。北部边界断层近东西向，南掉;南部边界发育2条南掉的断层，相交在单25井东南部;东部发育4条小的正断层将局部构造复杂化。但由于其油藏性质为稠油层导致评价难度较大，本文通过对该区“四性”关系研究并结合测井技术研究提高对稠油油层的评价精度。
关键词： 济阳坳陷;稠油油藏;四性关系;识别评价
胜利油田单家寺地区SH56块属于济阳坳陷沾化凹陷滨县陡坡构造，其馆陶组地层原油密度一般为0.9820～0.9960g/cm3，地面脱气原油粘度一般变化范围在5.0-10×104mPa·s之间，为明显稠油油藏，常规测井解释难以对其进行精确的识别与评价。本文通过对核磁测井技术的研究并结合常规测井，对该区馆陶组稠油层进行有效识别与评价。
1 储层“四性”关系研究
1.1岩性特征
根据SH56块主体内取心井岩心观察：馆陶组储层岩性总的特点粒度比较细。各砂体纵向上具有下粗上细特点，即由含砾不等粒砂岩～砂岩～粉砂岩构成正旋回沉积，底突变、顶为渐变。
1.2物性特征
根据2001年密闭取心井SH56-8-X10井常规物性分析化验资料进行统计：孔隙度在18.7%～42.1%之间，平均为36.1%，渗透率在106×10-3μm2～4630×10-3μm2之间，平均为2786×10-3μm2，属于高孔高渗储层。
1.3 含油性与流体性质
据该块生产井原油性质分析资料：50℃时地面脱气原油密度一般0.9820～0.9960g/cm3，地面脱气原油粘度一般变化范围在5.0-10×104mPa·s之间。总矿化度：10300～15200 mg/l， 氯离子：6030～9200 mg/l，水型为CaCl2 。油藏具有边水的中厚层高渗透层状砂岩油藏特征，为地层—构造超稠油油藏。
2馆陶组稠油層常规测井解释分析
7号层（1135.6～1152.4m），厚度16.8m，测井响应特征：自然电位负异常，自然伽马相对低值，高分辨率深感应电阻率数值为10～30Ω·m，声波数值为120μs/ft，用声波计算的平均孔隙度为32%，平均渗透率为415.3×10-3μm2，含油饱和度约为55.7%，该层1139～1141段声波曲线数值虽明显增大，分析是由于井眼扩径引起的，因此综合分析解释为油干层，油层有效厚度为14.5m（见图1）。
3馆陶组稠油层核磁测井解释分析
3.1时间域分析
由于水与轻烃（油、气）的纵向驰豫时间T1相差很大，意味着它们的纵向恢复速率很不相同，水的恢复远比轻烃快。双TW测井利用特定的脉冲行列之间，等待一个比较长的时间TWL，使水与轻烃的磁化矢量全部恢复;再采集第二个回波串，等待一个比较短的时间TWS，使水的磁化矢量恢复，而轻烃（油、气）的信号只部分恢复。这样，TWL回波串得到的T2分布中油、气、水各相都包含在其中，而且完全恢复;TWS回波串得到的T2分布中，水信号完全恢复，油、气信号只是很少一部分;将TWL回波串和TWS回波串相减，得到差谱，从差谱中可以看到：水信号被消除，剩下油气信号，对油气进行识别和解释。这便是核磁共振测井时间域分析（TDA）的理论基础。但对于稠油，特别是浅部物性较好的储层，在物性相似的情况下，稠油的纵向驰豫时间T1较小，较短的等待时间就能恢复，稠油层无差谱信号;而水层由于孔径大，氢核极化需要的时间长，也会出现差谱信号。可以利用差谱信号的这种反特征来帮助判别油、水层。
3.2时间域分析
移谱分析是利用梯度场中流体的扩散性质对T2的影响来探测地层中流体的类型。梯度场中扩散对T2的影响可表示为：
从上式可看出，增大回波间隔TE将导致T2值减小，扩散系数D大的流体使T2值减小更多，扩散系数D小的流体使T2值减小较少。因此对比两组大小不同TE的T2分布，根据T2分布上各峰的位置的移动变化情况可确定流体的类型。例如，对含气（或轻质油）、水层来说，由于气或轻质油的扩散系数远大于水的扩散系数，因此将导致较大TE时气或轻质油的T2峰迅速前移，甚至消失而水峰相对移动不大;对稠油、水层来说，水的扩散系数要大于油，这时较大TE时的水峰比油峰移动快。扩散分析（DIFAN）是在移谱分析的基础上发展起来的，能定量评价冲洗带油气水关系。
3.3核磁测井综合分析
根据以往稠油区的核磁资料与试油分析结果，稠油层与水层的T2谱、差谱和移谱信号存在一定的差异。该井目的层所含油质为稠油，详细分析该井的标准T2谱、差谱和移谱特征，认为该井在1134～1154m处，其核磁资料具有一定稠油特征：标准T2谱前移明显，谱峰集中在50ms左右;差谱信号弱;长、短回波间隔的T2谱差异不大，移谱效果不明显，但与水层T2谱形态差别明显（见图2），故认为该段是具有一定含烃量的储层。由于该井测量井段内储层油质偏稠，显示为T2谱前移明显，流体性质影响明显，无法通过核磁共振资料T2分布显示核磁测量井段的孔径分布，在稠油层利用核磁资料计算出的孔隙度和渗透率数值也偏小，计算出准确的孔隙度和渗透率参数比较困难，但在判别流体性质和确定测试井段的过程中，起到了指导作用。总之，该井核磁资料达到了预期的测量目的。
4 结论及认识
（1）该区馆陶组稠油层由于埋深较浅，具有较高的开发潜力，通过核磁测井分析技术与常规测井技术相结合，可以快速而准确的提高稠油层的解释精度。（2）第一性资料在储层测井评价中具有很重要的指导意义，尤其对难以识别的稠油油层，其参考价值更为重大，因此，在稠油储层评价中应加强第一性资料的录取。（3）稠油储层解释精度的提高，可以使我们在汽驱过程中及时了解油层中"三场"变化，掌握蒸汽推进情况，分析汽驱开发规律，为后续方案调整及汽驱效果评价提供依据。
参考文献
[1]汪中浩，章成广·低渗砂岩储层测井评价方法【M】·北京：石油工业出版社，2004：4～5
关键词： 济阳坳陷;稠油油藏;四性关系;识别评价
胜利油田单家寺地区SH56块属于济阳坳陷沾化凹陷滨县陡坡构造，其馆陶组地层原油密度一般为0.9820～0.9960g/cm3，地面脱气原油粘度一般变化范围在5.0-10×104mPa·s之间，为明显稠油油藏，常规测井解释难以对其进行精确的识别与评价。本文通过对核磁测井技术的研究并结合常规测井，对该区馆陶组稠油层进行有效识别与评价。
1 储层“四性”关系研究
1.1岩性特征
根据SH56块主体内取心井岩心观察：馆陶组储层岩性总的特点粒度比较细。各砂体纵向上具有下粗上细特点，即由含砾不等粒砂岩～砂岩～粉砂岩构成正旋回沉积，底突变、顶为渐变。
1.2物性特征
根据2001年密闭取心井SH56-8-X10井常规物性分析化验资料进行统计：孔隙度在18.7%～42.1%之间，平均为36.1%，渗透率在106×10-3μm2～4630×10-3μm2之间，平均为2786×10-3μm2，属于高孔高渗储层。
1.3 含油性与流体性质
据该块生产井原油性质分析资料：50℃时地面脱气原油密度一般0.9820～0.9960g/cm3，地面脱气原油粘度一般变化范围在5.0-10×104mPa·s之间。总矿化度：10300～15200 mg/l， 氯离子：6030～9200 mg/l，水型为CaCl2 。油藏具有边水的中厚层高渗透层状砂岩油藏特征，为地层—构造超稠油油藏。
2馆陶组稠油層常规测井解释分析
7号层（1135.6～1152.4m），厚度16.8m，测井响应特征：自然电位负异常，自然伽马相对低值，高分辨率深感应电阻率数值为10～30Ω·m，声波数值为120μs/ft，用声波计算的平均孔隙度为32%，平均渗透率为415.3×10-3μm2，含油饱和度约为55.7%，该层1139～1141段声波曲线数值虽明显增大，分析是由于井眼扩径引起的，因此综合分析解释为油干层，油层有效厚度为14.5m（见图1）。
3馆陶组稠油层核磁测井解释分析
3.1时间域分析
由于水与轻烃（油、气）的纵向驰豫时间T1相差很大，意味着它们的纵向恢复速率很不相同，水的恢复远比轻烃快。双TW测井利用特定的脉冲行列之间，等待一个比较长的时间TWL，使水与轻烃的磁化矢量全部恢复;再采集第二个回波串，等待一个比较短的时间TWS，使水的磁化矢量恢复，而轻烃（油、气）的信号只部分恢复。这样，TWL回波串得到的T2分布中油、气、水各相都包含在其中，而且完全恢复;TWS回波串得到的T2分布中，水信号完全恢复，油、气信号只是很少一部分;将TWL回波串和TWS回波串相减，得到差谱，从差谱中可以看到：水信号被消除，剩下油气信号，对油气进行识别和解释。这便是核磁共振测井时间域分析（TDA）的理论基础。但对于稠油，特别是浅部物性较好的储层，在物性相似的情况下，稠油的纵向驰豫时间T1较小，较短的等待时间就能恢复，稠油层无差谱信号;而水层由于孔径大，氢核极化需要的时间长，也会出现差谱信号。可以利用差谱信号的这种反特征来帮助判别油、水层。
3.2时间域分析
移谱分析是利用梯度场中流体的扩散性质对T2的影响来探测地层中流体的类型。梯度场中扩散对T2的影响可表示为：
从上式可看出，增大回波间隔TE将导致T2值减小，扩散系数D大的流体使T2值减小更多，扩散系数D小的流体使T2值减小较少。因此对比两组大小不同TE的T2分布，根据T2分布上各峰的位置的移动变化情况可确定流体的类型。例如，对含气（或轻质油）、水层来说，由于气或轻质油的扩散系数远大于水的扩散系数，因此将导致较大TE时气或轻质油的T2峰迅速前移，甚至消失而水峰相对移动不大;对稠油、水层来说，水的扩散系数要大于油，这时较大TE时的水峰比油峰移动快。扩散分析（DIFAN）是在移谱分析的基础上发展起来的，能定量评价冲洗带油气水关系。
3.3核磁测井综合分析
根据以往稠油区的核磁资料与试油分析结果，稠油层与水层的T2谱、差谱和移谱信号存在一定的差异。该井目的层所含油质为稠油，详细分析该井的标准T2谱、差谱和移谱特征，认为该井在1134～1154m处，其核磁资料具有一定稠油特征：标准T2谱前移明显，谱峰集中在50ms左右;差谱信号弱;长、短回波间隔的T2谱差异不大，移谱效果不明显，但与水层T2谱形态差别明显（见图2），故认为该段是具有一定含烃量的储层。由于该井测量井段内储层油质偏稠，显示为T2谱前移明显，流体性质影响明显，无法通过核磁共振资料T2分布显示核磁测量井段的孔径分布，在稠油层利用核磁资料计算出的孔隙度和渗透率数值也偏小，计算出准确的孔隙度和渗透率参数比较困难，但在判别流体性质和确定测试井段的过程中，起到了指导作用。总之，该井核磁资料达到了预期的测量目的。
4 结论及认识
（1）该区馆陶组稠油层由于埋深较浅，具有较高的开发潜力，通过核磁测井分析技术与常规测井技术相结合，可以快速而准确的提高稠油层的解释精度。（2）第一性资料在储层测井评价中具有很重要的指导意义，尤其对难以识别的稠油油层，其参考价值更为重大，因此，在稠油储层评价中应加强第一性资料的录取。（3）稠油储层解释精度的提高，可以使我们在汽驱过程中及时了解油层中"三场"变化，掌握蒸汽推进情况，分析汽驱开发规律，为后续方案调整及汽驱效果评价提供依据。
参考文献
[1]汪中浩，章成广·低渗砂岩储层测井评价方法【M】·北京：石油工业出版社，2004：4～5