范卓穎, 侯加根, 邢東輝, 葛新民, 張鳳生

(1.中國石油大學(xué)(北京)地球科學(xué)學(xué)院,北京 102249; 2.中國石油大學(xué)(北京)油氣資源與探測國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,北京 102249; 3.中國石油大學(xué)(華東)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院,山東青島 266580; 4.海洋國家實(shí)驗(yàn)室海洋礦產(chǎn)資源評(píng)價(jià)與探測技術(shù)功能實(shí)驗(yàn)室,山東青島 266071; 5.中國石油測井應(yīng)用研究院,陜西西安 710077)

近年來,隨著油氣田勘探開發(fā)程度的日益深入,低滲透儲(chǔ)層的勘探開發(fā)引起人們的高度重視,這類非常規(guī)油氣資源所占油氣儲(chǔ)量的比重也越來越大,開展低滲透儲(chǔ)層巖石實(shí)驗(yàn)特征分析及測井評(píng)價(jià)研究具有重大意義[1-4]。在眾多測井方法中,核磁共振測井因其能提供地層孔隙度、滲透率、自由流體和束縛流體體積等與儲(chǔ)層物性及產(chǎn)能有關(guān)的地質(zhì)參數(shù)而得到廣泛應(yīng)用,在物性參數(shù)計(jì)算、薄層評(píng)價(jià)和復(fù)雜油藏流體識(shí)別等方面顯示出了其獨(dú)特的優(yōu)勢,為解決油田勘探開發(fā)中各種復(fù)雜地質(zhì)問題提供了新方法,成為必不可少的重要測井手段[5-8]。在低滲透儲(chǔ)層中,由于物性及孔隙連通性差,束縛流體飽和度高,核磁共振測井面臨信噪比低、有效信號(hào)量少等難題。使得測量結(jié)果受采集參數(shù)及流體性質(zhì)的影響嚴(yán)重,常規(guī)的處理方法難以準(zhǔn)確得到儲(chǔ)層孔隙度、滲透率、束縛水飽和度等參數(shù),流體識(shí)別也更加困難[9-13]。開展低滲透儲(chǔ)層巖石核磁共振特性實(shí)驗(yàn)分析及測井評(píng)價(jià)方法研究,對(duì)中國低滲透油田資源評(píng)價(jià)及開發(fā)具有重要的意義。筆者以中國西部某盆地低滲透儲(chǔ)層為研究對(duì)象,開展巖心核磁共振實(shí)驗(yàn)[7, 14-15],分析弛豫信號(hào)變化特征,明確核磁共振影響因素,通過實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)分析建立一套針對(duì)研究區(qū)域的儲(chǔ)層物性參數(shù)計(jì)算模型,并將其應(yīng)用于核磁共振測井?dāng)?shù)據(jù)處理中,以期提高核磁共振測井在低滲透儲(chǔ)層中的應(yīng)用效果。

1 實(shí)驗(yàn)內(nèi)容及方法

使用蘇州紐邁分析儀器股份有限公司生產(chǎn)的NM-II型儀器(主頻約為2 MHz)開展了不同回波間隔(TE)、等待時(shí)間(TW)和回波個(gè)數(shù)(NE)的巖心核磁共振實(shí)驗(yàn)及配套巖石物理實(shí)驗(yàn),主要包括:①常規(guī)物性參數(shù)測量;②完全含水狀態(tài)巖心核磁共振測量;③離心至束縛水狀態(tài)巖心核磁共振測量;④油驅(qū)至束縛水狀態(tài)巖心核磁共振測量。

共選取巖心31塊,其孔滲分布如圖1所示,除個(gè)別巖心用于比對(duì)外,所選巖心均屬于低滲透巖心。實(shí)驗(yàn)采用的流體為NaCl溶液(質(zhì)量濃度為80 000 mg/L)和煤油(密度為0.793 g/cm3,黏度為2.01 mPa·s),實(shí)驗(yàn)溫度為25 ℃。核磁共振數(shù)據(jù)采用儀器自帶軟件進(jìn)行反演。

圖1 實(shí)驗(yàn)巖心物性分布Fig.1 Porosity and permeability histograms of experimental cores

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

2.1 回波串及橫向馳豫時(shí)間T2譜特征

核磁共振測井采集的原始信號(hào)為回波串,通過反演得到T2分布,回波串中蘊(yùn)含了豐富的信息,其衰減特征和數(shù)據(jù)質(zhì)量直接影響著T2分布和核磁共振測井的解釋與處理。對(duì)比普通巖心與低滲透巖心的核磁共振回波信號(hào)和其在離心前后的核磁共振T2譜可知,低滲透巖心核磁共振的回波串信噪比較低,信號(hào)幅度小且很快衰減為噪聲信號(hào),T2分布位置相對(duì)靠前,主要集中在10 ms內(nèi),以單峰分布為主,短弛豫組分所占比重大,可動(dòng)峰較小或基本消失,具有較高的束縛水飽和度,且離心前后T2譜變化幅度相對(duì)較小(圖2)。

圖2 普通巖心與低滲透巖心的核磁共振信號(hào)對(duì)比Fig.2 Comparison of NMR signals between conventional and low permeability cores

2.2 核磁共振影響因素

2.2.1 回波間隔的影響

煤油驅(qū)替完全含水巖心前后,隨著回波間隔增大,核磁共振信號(hào)強(qiáng)度減小,T2譜包絡(luò)面積減小,T2譜起點(diǎn)和譜峰逐漸向后移動(dòng),部分短弛豫組分信息丟失(圖3,Tw=6 s)。完全含水巖心的長弛豫組分受回波間隔影響較小,T2譜向前移動(dòng)不明顯(圖3(a))。當(dāng)煤油驅(qū)至束縛水狀態(tài)時(shí)長弛豫組分的T2譜也明顯前移(圖3(b)),主要由于實(shí)驗(yàn)所用輕質(zhì)煤油具有較高的擴(kuò)散系數(shù),測量結(jié)果受回波間隔的影響比鹽水大。當(dāng)短回波間隔小于1.2 ms,長回波間隔大于2.4 ms時(shí),兩者測量的含油巖石T2譜有一定偏移,說明采用移譜法識(shí)別低滲透儲(chǔ)層的流體性質(zhì)能取得一定效果。

圖3 A1-A17號(hào)樣不同回波間隔下的T2譜Fig.3 T2spectrums of A1-A17 core under different echo spacings

2.2.2 等待時(shí)間的影響

在煤油驅(qū)替完全含水巖心前后分別記錄不同等待時(shí)間下測得的T2譜(圖4)。由于水的極化時(shí)間較短,完全含水巖石的等待時(shí)間在1 s以上時(shí),孔隙中的水已經(jīng)基本極化完畢,隨著等待時(shí)間的增加,T2譜基本不變。當(dāng)巖心被油驅(qū)替至束縛水狀態(tài)后,由于煤油所需的極化時(shí)間較長,短等待時(shí)間內(nèi)只有少量油和束縛水被極化。隨著等待時(shí)間增加,孔隙中的油被極化比例增大,T2譜中長弛豫組分增大。當(dāng)?shù)却龝r(shí)間大于6 s時(shí),孔隙中的油也基本極化完全,此時(shí)隨著等待時(shí)間增加,T2譜基本不變。實(shí)驗(yàn)表明,對(duì)于低滲透巖心,可分別采用1和6 s作為雙等待時(shí)間開展差譜測量,突出油氣信號(hào)的差異,為流體識(shí)別提供可能。

2.3 儲(chǔ)層參數(shù)校正方法

回波間隔對(duì)核磁共振T2譜的幅度和分布均有較大影響,這是核磁共振測井中很難避免的問題。國際三大測井公司生產(chǎn)的核磁共振測井儀器,目前僅有少數(shù)儀器如CMR型儀器能達(dá)到0.2 ms的回波間隔,針對(duì)中國銷售和服務(wù)的主流儀器MRIL-P型儀器,其最短回波間隔為0.6 ms,若不對(duì)測量結(jié)果進(jìn)行有效校正,將影響解釋精度。本次研究采用譜面積法將核磁共振測量結(jié)果轉(zhuǎn)換成巖石孔隙度,并選用兩塊孔徑分布均勻、物性較好、性質(zhì)穩(wěn)定的貝雷砂巖作比對(duì),建立所有樣品在不同測量條件下的核磁共振孔隙度與液測法孔隙度關(guān)系圖(圖5,Tw=0.2 ms)。當(dāng)回波間隔小于0.3 ms時(shí),核磁共振孔隙度和液測孔隙度一致性好,基本能反應(yīng)巖石的真實(shí)孔隙度。隨著回波間隔增大,核磁共振孔隙度逐漸偏小,且不同粒徑巖石對(duì)回波間隔的敏感程度不同。貝雷砂巖的核磁共振響應(yīng)受回波間隔影響小,核磁共振孔隙度與液測孔隙度高度一致;礫巖的核磁共振響應(yīng)受回波間隔的影響也較小;不等粒砂巖、細(xì)砂巖的核磁共振響應(yīng)受回波間隔影響較大,隨著回波間隔增大,短弛豫組分的信息漏失嚴(yán)重,使得核磁共振孔隙度偏小。

圖4 A1-A17號(hào)樣不同等待時(shí)間下的T2譜Fig.4 T2 spectrums of A1-A17 core under different waiting times

圖5 不同回波間隔下巖心核磁共振孔隙度與液測孔隙度的關(guān)系Fig.5 Comparison between fluid saturated porosity and NMR porosity under different echo spacings

為降低回波間隔對(duì)核磁共振孔隙度的影響,將回波間隔為0.2 ms的測量孔隙度作為標(biāo)準(zhǔn),根據(jù)不同回波間隔下的巖心核磁共振實(shí)驗(yàn)結(jié)果,分巖性對(duì)回波間隔影響進(jìn)行統(tǒng)計(jì),得到相應(yīng)的校正系數(shù)。對(duì)比0.9和1.2 ms時(shí)的校正效果可知,校正后的核磁共振孔隙度和液測孔隙度基本一致(圖6)。核磁共振孔隙度校正公式可寫為

φc=XφTE.

(1)

式中,φc為校正后核磁孔隙度;φTE為校正前核磁孔隙度;X為校正系數(shù),如表1所示。

圖6 校正后巖心核磁共振孔隙度與液測孔隙度對(duì)比Fig.6 Comparison between corrected NMR porosity and fluid saturated porosity

巖性回波間隔/ms 0.30.60.91.2 礫巖111.151.18 不等粒砂巖11.071.121.15 細(xì)砂巖1.081.411.732.13

滲透率計(jì)算是核磁共振測井的另一重要用途,目前核磁共振測井滲透率模型主要有SDR模型和Coates模型兩大類[16-18]。結(jié)合巖心分析滲透率,可擬合得到低滲透儲(chǔ)層核磁共振測井滲透率模型的參數(shù),如表2所示。

為克服核磁共振反演的誤差傳遞對(duì)滲透率計(jì)算結(jié)果的影響,推導(dǎo)出一種利用回波幅度計(jì)算滲透率的模型。由于T2譜能夠較好地反映巖石的孔隙結(jié)構(gòu),測量的原始回波與滲透率也會(huì)有特定的對(duì)應(yīng)關(guān)系。在回波幅度和與滲透率雙對(duì)數(shù)坐標(biāo)交會(huì)圖(圖7(a))下,回波幅度和與滲透率有如下對(duì)應(yīng)關(guān)系:

k=CAm.

(2)

其中

式中,C為滲透率轉(zhuǎn)化系數(shù);A為核磁共振回波幅度和。通過擬合可得C=10-6.638 8,m=1.743 2。

與Coates模型相比,新模型可避開T2截止值和束縛流體體積的確定問題;與SDR模型相比,新模型無需對(duì)回波串進(jìn)行復(fù)雜反演,減少了誤差傳遞,特別是在低滲透儲(chǔ)層信噪比較低的情況下,可以提高滲透率計(jì)算的準(zhǔn)確性(圖7(b))。

2.4 應(yīng)用實(shí)例

根據(jù)巖心實(shí)驗(yàn)分析結(jié)果,將所建的儲(chǔ)層參數(shù)計(jì)算模型運(yùn)用到實(shí)際井資料中,如圖8所示。圖8中第6道為核磁孔隙度與巖心分析孔隙度,可以看出核磁共振總孔隙度明顯小于巖心分析孔隙度,經(jīng)回波間隔校正后,核磁共振孔隙度與分析孔隙度趨于一致。圖8中第3道為新模型計(jì)算的滲透率與巖心分析結(jié)果對(duì)比,從圖中可知,計(jì)算滲透率與巖心分析滲透率的一致性好。

圖7 基于回波幅度的滲透率模型及計(jì)算效果Fig.7 New model of NMR permeability and its performance

圖8 A1井處理成果Fig.8 Log interpretation results of well A1

3 結(jié) 論

(1)與常規(guī)巖心相比,低滲透巖心的核磁共振的回波串信噪比明顯較低,信號(hào)幅度較小且衰減速度較快。T2譜位置相對(duì)靠前,多以單峰分布為主,短弛豫組分所占比重大。巖心核磁共振T2譜、孔隙度受采樣參數(shù)、孔隙流體性質(zhì)等因素的影響嚴(yán)重。

(2)孔隙以小孔徑為主時(shí),增大回波間隔會(huì)漏失部分短弛豫組分的核磁信號(hào),導(dǎo)致核磁共振孔隙度偏小,在低滲透儲(chǔ)層影響更嚴(yán)重。

(3)分巖性針對(duì)不同回波間隔條件下的核磁共振孔隙度進(jìn)行校正,校正后的核磁共振孔隙度與巖心分析結(jié)果一致性強(qiáng);基于回波幅度法建立的滲透率模型無需對(duì)回波串進(jìn)行復(fù)雜反演,能夠減少誤差傳遞,提高滲透率計(jì)算精度。