公言杰，柳少波，趙孟軍，謝紅兵，劉可禹,3

(1.中國石油 勘探開發(fā)研究院，北京　100083； 2.提高石油采收率國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京　100083；3.CSIRO Earth Science and Resource Engineering, P.O. Box 1130, Bentley WA 6112, Australia)

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核磁共振與高壓壓汞實(shí)驗(yàn)聯(lián)合表征致密油儲層微觀孔喉分布特征

公言杰1,2，柳少波1,2，趙孟軍1,2，謝紅兵1，劉可禹1,2,3

(1.中國石油 勘探開發(fā)研究院，北京100083； 2.提高石油采收率國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京100083；3.CSIRO Earth Science and Resource Engineering, P.O. Box 1130, Bentley WA 6112, Australia)

摘要：通過設(shè)計(jì)算法程序，利用壓汞實(shí)驗(yàn)得到的致密儲層孔喉分布數(shù)據(jù)，校正優(yōu)化了核磁共振實(shí)驗(yàn)T2弛豫時(shí)間與孔喉半徑的換算系數(shù)，提高了核磁共振表征孔喉分布的精度，建立了表征致密儲層微觀孔隙分布特征的核磁實(shí)驗(yàn)方法。該方法應(yīng)用于松遼盆地南部白堊系致密油樣品孔喉分布表征，不同含油飽和度樣品孔喉分布數(shù)據(jù)表明，含油飽和度小于10%的樣品孔喉集中在10～300 nm；含油飽和度介于10%～40%的樣品孔喉集中在20～1 000 nm；含油飽和度大于40%的樣品孔喉集中在20～3 000 nm。致密儲層中不同級別微納米級孔隙系統(tǒng)的發(fā)育控制了致密油含油性。

關(guān)鍵詞：核磁共振；高壓壓汞；微納米孔喉；孔喉分布；致密油

致密油是目前非常規(guī)油氣資源研究熱點(diǎn)，也是油氣資源增儲上產(chǎn)的重要組成部分[1-3]。國內(nèi)外學(xué)者在致密儲層微觀結(jié)構(gòu)表征方面開展了大量有效的探索性研究，提出許多前瞻性研究成果，目前普遍認(rèn)為微納米級孔隙是致密油儲層的重要賦存空間[4-5]。有效表征致密儲層微觀孔隙分布特征，對于明確致密油儲集空間具有重要意義[6-8]。

松遼盆地南部致密儲層孔隙分布預(yù)測已經(jīng)開展了較好的核磁錄井與測井工作，但在使用核磁弛豫時(shí)間計(jì)算孔喉半徑時(shí)，由于缺乏有效實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)支撐，常采用經(jīng)驗(yàn)賦值方法，存在一定誤差?；诤舜艑?shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)計(jì)算可靠的弛豫時(shí)間與孔喉半徑的換算系數(shù)，提高核磁共振表征孔喉分布的精度至關(guān)重要。

1實(shí)驗(yàn)方法

孔隙中的流體，有3種不同的弛豫機(jī)制：自由弛豫、表面弛豫和擴(kuò)散弛豫。因此弛豫時(shí)間T2可表示為：

(1)

式中：T2為通過CPMG序列采集的孔隙流體的橫向弛豫時(shí)間，ms；T2z為在足夠大的容器中(大到容器影響可忽略不計(jì))孔隙流體的橫向弛豫時(shí)間，ms；T2b為表面弛豫引起的橫向弛豫時(shí)間，ms；T2k為磁場梯度下由擴(kuò)散引起的孔隙流體的橫向弛豫時(shí)間，ms。

當(dāng)采用短恢復(fù)時(shí)間(TE)且孔隙只含飽和流體時(shí)，表面弛豫起主要作用，即T2直接與孔隙尺寸成正比[9-11]：

(2)

由公式(2)可知，T2分布可以反映孔隙尺寸的分布，這就是核磁測井預(yù)測儲層孔隙分布的原理所在。常規(guī)的方法假設(shè)孔隙是一個(gè)半徑為r的圓柱，則公式(2)可簡化為：

(3)

則，

(4)

該方法存在2個(gè)明顯缺陷：(1)實(shí)際樣品的孔隙模型遠(yuǎn)非簡單圓柱模型，常常存在孔喉差異；(2)公式(4)表明表面弛豫率ρ2的計(jì)算誤差會直接影響孔喉半徑計(jì)算結(jié)果，導(dǎo)致孔隙分布與實(shí)際情況差異很大。本文引入結(jié)構(gòu)因子FS表征致密儲層的孔喉形狀，通過結(jié)構(gòu)因子FS的約束，削弱了表面弛豫率計(jì)算上的誤差對最終孔隙分布計(jì)算結(jié)果的影響，同時(shí)考慮了核磁實(shí)驗(yàn)樣品實(shí)際孔喉結(jié)構(gòu)。由于儲層孔喉形態(tài)復(fù)雜不規(guī)則，為避免計(jì)算孔喉的表面積與體積比值，在實(shí)際計(jì)算過程中，利用表面弛豫率ρ2和結(jié)構(gòu)因子FS乘積(C值)作為弛豫時(shí)間T2求取孔喉半徑r時(shí)的轉(zhuǎn)換系數(shù)，C值綜合考慮了弛豫率與結(jié)構(gòu)因子FS，計(jì)算結(jié)果更加合理；同時(shí)在利用弛豫時(shí)間T2求取孔喉半徑r時(shí)，只需要對C值賦值即可求取，避免了分別求取弛豫率與結(jié)構(gòu)因子的復(fù)雜計(jì)算過程。則公式(2)為：

(5)

表1　國內(nèi)外核磁弛豫時(shí)間

令：

(6)

則，

r=T2C

(7)

公式(7)表明表面弛豫率ρ2和結(jié)構(gòu)因子FS共同影響利用核磁弛豫時(shí)間計(jì)算致密儲層的孔喉半徑。國內(nèi)外學(xué)者針對C系數(shù)計(jì)算開展了一定研究，不同地區(qū)樣品差異性很大，主要分布范圍為0.01～0.73 μm/ms(表1)。目前松遼盆地南部白堊系致密油缺乏C系數(shù)的精確計(jì)算，不能夠采用其他地區(qū)的經(jīng)驗(yàn)值。

如何精確求取C系數(shù)是利用核磁弛豫時(shí)間計(jì)算致密儲層的孔喉半徑的關(guān)鍵。目前高壓壓汞實(shí)驗(yàn)技術(shù)注入壓力可高達(dá)200 MPa，能夠表征納米級孔喉[16]，同時(shí)由于其表征的孔喉均為連通孔喉[17-18]，逐漸成為表征致密儲層孔喉半徑的一種準(zhǔn)確手段，但由于高壓壓汞成本高，研究區(qū)所有樣品全部進(jìn)行壓汞實(shí)驗(yàn)不現(xiàn)實(shí)。采用高壓壓汞技術(shù)對部分樣品進(jìn)行孔喉分布表征，獲得孔喉半徑與孔體積關(guān)系分布曲線，通過對同一樣品核磁實(shí)驗(yàn)獲得弛豫時(shí)間與孔喉分布曲線，設(shè)計(jì)一套算法，計(jì)算不同C系數(shù)下核磁計(jì)算得到的孔喉分布曲線與對應(yīng)孔喉半徑的壓汞孔喉分布曲線的差值絕對值，選取差值最小對應(yīng)C值作為最終求取的C系數(shù)(圖1)。利用高壓壓汞實(shí)驗(yàn)校正后的C值將核磁錄井得到的大量弛豫時(shí)間數(shù)據(jù)換算為孔喉分布。

圖1　算法實(shí)現(xiàn)程序界面與計(jì)算過程

2研究區(qū)概況

松遼盆地南部是指松花江以南吉林省轄區(qū)及其以南部分，面積約13×104km2；其中吉林省境內(nèi)面積7.5×104km2，有效勘探面積5.2×104km2，包括西部斜坡區(qū)、中央坳陷區(qū)、東南隆起區(qū)以及西南隆起區(qū)4個(gè)一級構(gòu)造單元(圖2)[19-20]。松遼盆地南部泉四段總體為沖積扇—河流沉積體系，河道砂體大面積連續(xù)分布，埋深在1 750～2 600 m；儲層物性差，孔隙度一般為5%～35%，滲透率一般為(0.01～2)×10-3μm2，是最重要的含油層段之一。上部源巖青山口組主要形成于深水—較深水湖相的還原環(huán)境，烴源巖厚度大，有機(jī)質(zhì)豐度高，母質(zhì)類型好，為Ⅰ-Ⅱ1型，大部分處于成熟階段，成藏條件優(yōu)越[20]。

讓字井斜坡帶主要分布在松遼盆地南部中央坳陷區(qū)周邊紅崗階地、華字井階地斜坡區(qū)(圖2)。泉四段油層主要發(fā)育于中央凹陷帶、讓字井斜坡與隆起區(qū)，不同構(gòu)造區(qū)儲層滲透率有較大差異；其中中央坳陷區(qū)的中央凹陷帶內(nèi)的滲透率普遍小于0.1×10-3μm2，隆起區(qū)滲透率普遍大于1.0×10-3μm2，讓字井斜坡儲層滲透率介于(0.1 ～1.0)×10-3μm2之間，孔隙度5%～12%。因此，致密油主要發(fā)育于中央凹陷帶、讓字井斜坡[21]。該區(qū)儲層微納米孔喉大量發(fā)育，占總體孔喉比例超過90%，儲層物性差是控制扶余致密油發(fā)育的主要原因。目前該區(qū)水平井組獲高產(chǎn)油流，致密油勘探初見成效。

圖2　松遼盆地南部白堊系致密油分布

3實(shí)驗(yàn)樣品與結(jié)果

研究區(qū)Z井是一口位于水平井組區(qū)域唯一密閉取心井位，對于該區(qū)致密油資源研究具有重要意義。選取Z井樣品進(jìn)行了高壓壓汞實(shí)驗(yàn)與核磁實(shí)驗(yàn)，得到的孔喉分布曲線見圖3。壓汞顯示樣品主要孔喉分布區(qū)間為0.01～2 μm，通過對不同C值計(jì)算得到的孔喉分布曲線與壓汞孔喉分布曲線差值計(jì)算(圖4)，C為0.037 μm/ms時(shí)差值最小。對于采用直管孔喉模型狀態(tài)下采用的表面弛豫率經(jīng)驗(yàn)值10 μm/ms(對應(yīng)C值為0.1 μm/ms，上海紐邁核磁共振實(shí)驗(yàn)室，2013)，筆者進(jìn)行了計(jì)算，計(jì)算曲線顯示0.01～0.05 μm部分孔喉缺失，同時(shí)0.2～2 μm孔喉體積被動放大，導(dǎo)致整體孔喉分布表征不準(zhǔn)確(圖3)。通過計(jì)算2種孔喉分布曲線各自與壓汞得到的孔喉分布曲線之間的差值面積，本文提出的算法精度提高了22%。

4應(yīng)用

將實(shí)驗(yàn)結(jié)果應(yīng)用于松遼盆地南部斜坡區(qū)Z井位的核磁錄井?dāng)?shù)據(jù)。該井位主要取心井段為2 010～2 130 m，其中2 010～2 030 m為主要產(chǎn)油層段。盡管沒有進(jìn)行試油試采，但采出巖心中呈現(xiàn)油浸、油斑或油跡，含油性好。通過選取不同深度含油顯示的樣品，進(jìn)行抽提法測定含油飽和度，并計(jì)算了相關(guān)樣品的孔喉分布差異(圖5)。3個(gè)樣品含油飽和度小于等于10%，2個(gè)樣品含油飽和度均介于10%～20%，2個(gè)樣品含油飽和度介于30%～40%，2個(gè)樣品含油飽和度介于40%～50%(表2)。上述9個(gè)樣品含油飽和度實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)表明，樣品的含油性差異明顯。

圖3　不同C值得到核磁孔喉分布曲線

圖4　相同孔喉半徑壓汞孔體積與

孔喉分布上(圖5a)，含油飽和度小于等于10%的樣品與含油飽和度介于10%～20%的樣品孔喉半徑區(qū)間存在明顯差異。含油飽和度小于等于10%的樣品孔喉分布區(qū)間主要為10～300 nm，孔喉主峰為20～200 nm；而含油飽和度介于10%～20%的樣品孔喉分布區(qū)間主要為20～1 000 nm，孔喉主峰為20～500 nm。同時(shí)，孔喉分布曲線面積差表明，含油飽和度小于等于10%的樣品與含油飽和度介于10%～20%的樣品相比，10～100 nm的孔喉更加發(fā)育，100～1 000 nm孔喉相對不發(fā)育。含油飽和度大于30%的樣品與含油飽和度小于10%的樣品相比，孔喉半徑區(qū)間存在明顯差異(圖5)。含油飽和度大于30%的樣品孔喉分布區(qū)間主要為20～3 000 nm，孔喉主峰為20～1 000 nm。其中，含油飽和度介于30%～40%的樣品孔喉分布區(qū)間主要為20～1 000 nm，孔喉主峰為20～500 nm；含油飽和度介于40%～50%的樣品孔喉分布區(qū)間主要為20～3 000 nm，孔喉主峰為20～600 nm(表2)?？缀矸植紨?shù)據(jù)差異表明，致密儲層孔喉分布差異性對含油性的控制作用明顯。

圖5　松遼盆地南部斜坡區(qū)Z井位不同含油飽和度樣品孔喉分布差異

含油飽和度區(qū)間/%含油飽和度/%深度/m主要孔喉分布區(qū)間/nm孔喉主峰/nm≤1010～2030～4040～503.72126.797.92125.8410.02119.6815.32127.1320.02103.0031.12037.9033.92039.4042.02040.4344.72120.1010～30020～20020～100020～50020～100020～50020～300020～600

5結(jié)論

(1)提高核磁共振表征孔喉分布的精度，一直是核磁測井、核磁錄井面臨的重要科學(xué)問題。針對該科學(xué)問題，利用高壓壓汞實(shí)驗(yàn)測得的致密儲層孔喉分布數(shù)據(jù)，通過設(shè)計(jì)算法程序，校正優(yōu)化核磁共振實(shí)驗(yàn)T2弛豫時(shí)間與孔喉半徑的換算系數(shù)，可以有效提高核磁共振表征孔喉分布的精度。

(2)以松遼盆地南部白堊系致密油Z井某樣品為例，核磁實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)表明孔喉集中在10～2 000 nm，與對于采用直管孔喉模型狀態(tài)下采用的表面弛豫率經(jīng)驗(yàn)值10 μm/ms計(jì)算得到的主體孔喉分布區(qū)間40～10 000 nm相比(圖3)，孔喉分布區(qū)間刻畫更加準(zhǔn)確。

(3)不同含油飽和度樣品孔喉分布數(shù)據(jù)表明，含油飽和度小于等于10%的樣品孔喉集中在10～300 nm，含油飽和度介于10%～40%的樣品孔喉集中在20～1 000 nm，含油飽和度大于40%的樣品孔喉集中在20～3 000 nm，致密儲層中不同級別微納米級孔隙系統(tǒng)的發(fā)育控制了致密油含油性。

致謝：對本文完成過程中，中國石油勘探開發(fā)研究院鄒才能教授、中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院郭和坤教授、李海波博士提供的指導(dǎo)與支持表示感謝。

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(編輯黃娟)

Characterization of micro pore throat radius distribution in tight oil reservoirs by NMR and high pressure mercury injection

Gong Yanjie1,2,Liu Shaobo1,2, Zhao Mengjun1,2, Xie Hongbing1, Liu Keyu1,2,3

(1.ResearchInstituteofPetroleumExplorationandDevelopment,PetroChina,Beijing100083,China;2.StateKeyLaboratoryofOilRecovery,Beijing100083,China;3.CSIROEarthScienceandResourceEngineering,P.O.Box1130,BentleyWA6112,Australia)

Abstract:Through the design of an algorithm, the conversion coefficient of NMR T2relaxation time and pore throat radius was optimized by using the pore throat distribution data in tight oil reservoirs obtained from mercury injection experiments. The precision of the NMR characterization of pore distribution was improved. Methods were used in the characterization of Cretaceous tight oil pore radius distribution in the southern Songliao Basin. Pore radius of samples with oil saturation less than 10% were concentrated in the 10-300 nm range, while those with oil saturation between 10% and 40% were mainly 20-1 000 nm. Unlike these samples, the pore radius of samples with oil saturation greater than 40% were concentrated in the 20-3 000 nm range.Experimental results showed that the development of different levels of microporosity in tight oil reservoirs controlled the oiliness properties.

Keywords:NMR; highpressure mercury; micro- and nano-pores; radius distribution; tight oil

文章編號：1001-6112(2016)03-0389-06

doi：10.11781/sysydz201603389

收稿日期：2015-05-26；

修訂日期：2016-03-02。

作者簡介：公言杰(1986—)，男，工程師，從事油氣成藏與實(shí)驗(yàn)技術(shù)方法研究。 E-mail: gongyanjie2008@petrochina.com.cn。

基金項(xiàng)目：國家油氣重大專項(xiàng)(2016ZX05003-002)和中國石油天然氣股份有限公司科學(xué)研究與技術(shù)開發(fā)項(xiàng)目(2016B-0502)資助。

中圖分類號：TE135

文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A