确定近井眼流体密度差异的新型核磁共振测井仪

2010-10-13编译罗学东中国石油大学华东中国石油集团测井有限公司华北事业部

石油石化节能 2010年5期

关键词：井眼测井径向

编译:罗学东 (中国石油大学 (华东)·中国石油集团测井有限公司华北事业部)

徐忠清 (中国石油大学 (华东)·中国石油集团测井有限公司测井仪器厂)

季景芳 (中国石油集团测井有限公司华北事业部)

审校:董亚东罗涛 (中国石油大学 (华东)·中国石油集团测井有限公司华北事业部)

确定近井眼流体密度差异的新型核磁共振测井仪

编译:罗学东 (中国石油大学 (华东)·中国石油集团测井有限公司华北事业部)

徐忠清 (中国石油大学 (华东)·中国石油集团测井有限公司测井仪器厂)

季景芳 (中国石油集团测井有限公司华北事业部)

审校:董亚东罗涛 (中国石油大学 (华东)·中国石油集团测井有限公司华北事业部)

近井眼流体密度值测量的准确性对于孔隙度计算十分重要。一种新型核磁共振测井仪在原有三维测量的基础上取得了技术性突破。该仪器增加了一个大幅改进的第四维的径向维数,能在6个不连续的探测深度进行连续测量,在轴向上可扩大到6 in和18 in之间。通过对特定的相关数据进行同时处理,可以描述出流体参数的径向分布。包括零点、井壁上的密度读值在内,源自仪器数值的随后数据拟合可以给出流体密度合理、准确的分布关系。当外推到6 in时,全部的响应估计在4%以内。通过现场应用的例子进行了深入探讨,并充分验证了该新型核磁共振测井仪在确定近井眼流体密度差异上的有效性。

核磁共振近井眼流体密度孔隙度

1 前言

通常,通过密度测井计算孔隙度,即使用孔隙度方程:100%的基岩密度值与测井读值之间的差值除以100%基岩密度值与地层水密度值的差值进行计算。基岩密度可从岩心或能谱测井中获得。

储层流体的密度假定为1.0 g/cm3,或者是淡水。但是,如果密度仪器所探测到的储层中的流体不是水,而是一些泥浆滤液、水和原油或天然气的混合物呢?这可能会导致对孔隙度的错误估算。例如,在一个用油基泥浆 (OBM)钻井的30%孔隙度的砂岩中,流体密度每0.1 g/cm3的误差可导致1.5%孔隙度的孔隙度误差。按储层的规模,误差很容易超过1×106bbl(1 bbl=0.159 m3)。

对近井眼流体影响密度孔隙度的计算进行补偿并不是一个新问题。1962年,Gaymard和Poupon提出了一种方法,假定基岩密度已知,油气均匀分布在整个仪器的探测空间里。近20年后,Suau指出,近井眼流体浓度可以径向变化,在尝试更准确地计算总孔隙度时,要考虑到密度和中子仪器的不同探测深度。

2 突破性技术

核磁共振 (NMR)仪器的发展使岩石物理学家第一次有机会不用依赖于基质岩石而进行孔隙流体的测量。1998年Freedman和他的同事们提出了一项技术,命名为密度磁共振 (DMR),以测量和补偿近井眼流体的影响。然而,DMR技术有一个重大缺陷。他认为,所有传感器测到的是相同的流体。但是,那时候的NMR仪器只有很浅的探测深度 (大约1 in,1 in=25.4 mm),而补偿中子测井仪 (CNL)可测量深入地层 1 ft(1 ft=30.48 cm)。密度仪器处于二者之间。

三维核磁共振仪器测量横向弛豫时间(T2)、纵向弛豫时间(T1)和依靠天线的焦点所探测到的准确深度的扩散系数(D)。通过被测量流体的精确定位,可以绘出关于T1、T2和D的二维图,描述出单一流体的体积和饱和度,因此,可估算出总孔隙度。但是,这些仪器对于宏观孔隙度的估算是不切实际的,因为其测速慢和垂直分辨率不足。

新型四维磁共振扫描仪器增加了一个大幅改进的径向维数 (第四维),它能在 6个、称为“shells”的不连续的探测深度进行连续测量,类似于同心的45°弧线。在轴向上扩大到6 in和18 in之间。计算和测量一般选自“shells”中距离探测器表面1.5 in、2.7 in和4 in处 (图1)。

通过对所有的“shells”中的数据进行同时处理,可以描述出流体参数的径向分布。这个想法采用三维核磁共振在多种深度的探测,估算变化的混合流体的密度,然后在密度孔隙度的计算中进行使用 (假设基岩的密度已知)。由于NMR的测量不受基岩密度的影响,这是一个稳定的计算连续孔隙度的方式,该孔隙度是对垂向大井段流体密度变化的补偿。

地层密度仪器的几何响应可以从到井壁界面的径向距离的双曲正切函数近似得到,因此近似响应能够在所选择的3个不连续的探测深度得以确定。包括零点、井壁上的密度读值在内,源自仪器数值的随后数据拟合给出了流体密度合理、准确的分布关系。当外推到6 in时,全部的响应可在4%以内估计。

图1 新仪器在精确的径向探测深度所产生的不连续的样品体积所绘出的孔隙流体径向分布侧面图

3 现场应用

在西非,一口使用油基泥浆的井钻遇了有极好的孔隙度和渗透率的疏松砂岩层。通过岩心分析可以确定基岩的密度为2.56 g/cm3。包含有高分辨率的一维核磁共振T2成像的裸眼井测井曲线如图2所示。通过分析传统的密度/中子曲线的“沙漏”剖面 (第二道的黄色部分)可以确定油气层段。在大约从500 ft到700 ft井段,气体的影响范围在30%和40%之间,这就使得要精确地得到地层的真孔隙度成了问题。

由于缺乏地层实际流体密度的测量手段,于是解释人员选择一个常数0.9 g/cm3用于计算。这其实是一个中间值,试图解释是因为有油基泥浆滤液的侵入作用才在近井眼的区域有油气的存在。在进行精细解释时,对于水层、油层、气层和页岩段,岩石物理学家可以选择不同的值,但所选的值往往是不客观的,这与解释人员个人的技术和该地区的相关经验值有关。

在这种情况下,使用新仪器再次测量了这口井,测井曲线如图3所示。前三道分别显示的是1.5 in数据组的T1、T2和D的分布情况,1.5 in和2.7 in数据组的流体体积分别显示在4道和5道。位于480 ft处气层的A点、510 ft处油层的B点和525 ft处水层的C点显示了流体密度如何影响孔隙度的计算值 (黑色曲线),使之随流体体积分布的不同而连续改变。

图2 裸眼井测井曲线显示了在500 ft和700 ft附近的区域,气体影响较大

图3 在每2个探测深度下的四维磁共振扫描测井和孔隙度体积图显示出孔隙度计算中的差异

4 讨论

观察两种探测深度的流体密度曲线和6.0 in外推曲线,可以看出泥浆滤液的侵入对含气砂岩的影响很大 (图4)。流体密度变化范围从含气砂岩的0.45 g/cm3到页岩处的1.0 g/cm3。任何基于流体密度为常数的孔隙度计算方法都会出现很大的误差。

结果如图5所示。在详细剖面图中,有3个部分被突出显示:大约480 ft处的气层 (A)、其下的510 ft处的油层 (B)和下面525 ft处的水层 (C)。

每个区域中对于1.5 in和2.7 in两种探测深度的流体径向分布图显示在右边。这是T1-D的对数交汇图。由于非均匀油基泥浆的侵入所引起的变化可以从不同的探测深度上显现出来。

图4 在两种探测深度下流体密度变化显示出的输入和校正值

图5 采用变化的流体密度 (黑色)在DMR(绿色)和密度孔隙度计算之间的径向图对比显示出流体分布上的改变

同样的情形也曾在一些油井中出现过。通过西非一口使用油基泥浆钻井所测得的资料,可以观察到在具有很好的孔隙度和渗透性的页状砂岩层中的结果。但是由于粒度和泥质含量变化引起了渗透率的变化,这种变化又反过来产生了泥浆滤液侵入深度的变化。如果没有一种有效测量原地流体密度的方法,那么由于流体成分的巨大差别,要精确地确定孔隙度将成为一个难题。

正如所预料的一样,油基泥浆滤液侵入的体积随着探测深度的增加而减少。外推的6 in侵入深度曲线显示了砂岩中流体的平均密度 (0.83 g/cm3),远远小于密度测井时用于推导孔隙度的通常假定的1.0 g/cm3。事实上,由密度推导出的孔隙度与由MR推导的孔隙度值相差3.0%。

在测井曲线图中有3个区域被标识出来:729 m处的X区域,显示了反相关 (镜像反应)后的密度/中子值的分离很大;755 m处的 Y区域,也显示了未进行镜像反应后的密度/中子值的分离; 768 m处的Z区域,显示了同样经过反相关后的密度/中子值的分离 (图6)。第一道显示了密度(红)、中子 (蓝)、高分辨率核磁共振 (绿)与不同的流体密度 (黑)技术之间孔隙度的比较。