二维核磁共振测井在鄂尔多斯盆地致密气藏的应用

杨双定, 吴涛, 任小锋, 郭红梅, 王建华, 李玉宁

(中国石油集团测井有限公司长庆事业部, 陕西 西安 710201)

0 引 言

鄂尔多斯盆地致密气藏物性差,储层中有效流体信号信噪比低,其电测井、放射性测井和声波测井响应特征与围岩或水层差别小,常规测井解释难度大。核磁共振测井是目前唯一能区分地层中可动流体和束缚流体的测井方法,具有其他测井方法不具备的独特优势[1-5],在疑难井、关键井和复杂油气藏的评价中提供了重要的决策信息。常用的P型核磁共振测井在识别致密气和定量评价气水层时也遇到极大困难,主要原因在于现有的核磁共振测井基于一维核磁共振测井技术,只测量地层孔隙流体的横向弛豫时间T2,当地层孔隙中的气、水同时存在时其T2谱信号是重叠在一体的[5],用常用的差谱法、移谱法区分气水很困难。致密气藏由于孔隙度低、信噪比低,常用的差谱法、移谱法效果较差。P型核磁共振测井是居中测井,当井眼垮塌时,射频脉冲和回波信号会受到影响,导致信噪比降低,难以测得合格的资料。二维核磁共振测井将孔隙流体中氢核弛豫特征从1D NMR的单个T2弛豫变量扩展到2D NMR的2个变量,综合利用NMR观测的T1、T2信息,丰富了流体识别的信息,提高了识别准确率。二维核磁共振测井仪器是贴井壁进行测井,其测量探头直接接触井壁,泥浆电阻率对测量信号的影响基本可以忽略不计,在泥浆电阻率较小或者井身垮塌比较严重时仍然能够取得较好的测井资料。本文介绍二维核磁共振测井在鄂尔多斯盆地致密气藏中的应用情况。

1 气田概况

鄂尔多斯盆地的致密气藏主要分布于烃源岩之间及其上的三角洲平原分流河道砂岩、三角洲前缘水下分流河道砂岩、海相滨岸砂岩及潮道砂岩等储集岩体之中,砂层厚10～30 m,宽10～20 km。盆地在上古生界发育石盒子组、太原组、山西组等多套含气层系,其特点是沉积期沉积相带及沉积特征变化较大,砂体变化急剧,储层纵、横相变大,圈闭类型多,天然气成藏控制因素复杂。

储层岩性上以岩屑石英砂岩为主,发育岩屑融孔及杂基微孔。物性上表现为孔隙类型多样,结构复杂,储集性能相差比较大;渗透率分布级差大,孔渗关系复杂,高孔隙度低渗透率、高孔隙度高渗透率、低孔隙度低渗透率、低孔隙度高渗透率并存。孔隙度分布于6%～12%,渗透率分布于0.1～1 mD*非法定计量单位: 1 mD=9.87×10-4 μm2,下同。

2 二维核磁共振测井原理

二维核磁共振测井利用了NMR波谱学中的2D NMR概念,通过对测井记录的回波串进行反演,得到T1谱和T2谱。变化的参数是横向弛豫时间T2、纵向弛豫时间T1、扩散系数D和内部梯度磁场G。图1显示了T1、T2测量的例子,不同等待时间回波串按照降序排列,所以Ma(t)对应于最长等待时间的回波串。

特定等待时间Twa的测量数据Ma(t)是二维概率密度方程x(T1,T2),可由弗莱德霍姆一类积分表达

κ1(Twa,T1)dT1dT2

(1)

式中,κ2(t,T2)=e-t/T2,κ1(Twa,T1)=1-e-twa/T1。

为了简化,未知参数T2和T1可以单独离散成n2和n1,目的是在二维图中得到n2×n1交插的一格的量,所以式(1)中未知的量就是x(T1,T2)的指数。式(1)的实现基于以下极化方式完成。

(1) 长等待时间足够长,以保证孔隙内流体全部极化。这是反演算法得以可行的前提假设。

(2) 不同等待时间的多回波串,只有对应最长等待时间的回波串需要很长(几百个回波),其他回波串可以很短(低于10个回波)。

二维核磁共振主要能够提供成果是T1、T2二维分布图(见图1),从图1中可以提取烃组分的物理含量,并且能够针对各组分流体含量的T1和T2分布从二维图上计算并输出。

图1 NMR T1、T2测量(蓝圈)和T1建立曲线(红线)

3 (T1,T2)图谱识别气层

二维核磁共振在INSET系统上处理可以得到2种二维图谱。一种是(T2,D)即T2谱和扩散系数D的二维图谱;另外一种是(T1,T2)即T1和T2的二维图谱。相对而言,(T2,D)二维谱主要用来识别油层,而(T1,T2))图谱识别气层具有优势,通过优选最小等待时间测量值,即使信噪比较低时(T1,T2)方法也能很好地分辨束缚水、可动水和气。

用(T1,T2)图谱识别气层是基于以下的认识。天然气的纵向弛豫过程只受体积弛豫作用,无表面弛豫,水的纵向弛豫与横向弛豫均主要受表面弛豫的影响。当地层中含有天然气和束缚水时,这2种流体均呈现出正态分布。天然气的T2谱和水的T2谱分布区间差别不明显,流体性质识别较难。这2种流体的T1谱分布区间有一个数量级的差距,利用这一特性能够较好的区分天然气和水(见表1)。

(T1,T2)图谱是几组回波串同时反演的结果,它是在对数刻度上从0.5～5 000 ms用区间时间均匀分隔的54阶矩阵,现实处理中,最后一个时间4 870.99 ms处理成5 000 ms,区间时间以1～10 000 ms也这样选择。实际应用中,T1区间与T2区间一致。反演之前,一个额外的回波加入到T1和T2的开头和结尾,以把0孔隙度限定到这些边部区间上,在最终的T1、T2图上,这些额外的回波被移除。

表1 储层气与盐水的核磁共振特性[4]

图2显示了利用2DFC识别气层的例子。灰色45°线代表T1/T2比率,自下而上数值为1、2、5、10、20、50。

图2 二维图谱进行流体识别的基本原理

基于不同流体的信号贡献,二维图被划分成几部分,其中单一流体的贡献参考相应流体区间内探测到的信号,

这些贡献被显示到T1和T2轴上以得

到一维T1和T2分布。流体体积通过单一区间信号的和计算得到,它也是单一流体分布的和。所以,VG=SUM(T2GDIST)=SUM(T1GDIST)。

图谱的分布与所选择的泥浆类型有关。在选择油基泥浆的时候,分区会产生如下分布:

气分区(红)→气分布,T1气分布和T2气分布;

油分区(绿)→油分布,T1油分布和T2油分布;

自由水和束缚水分区(蓝)→水分布,T1水分布和T2水分布。

选择水基泥浆的时候,分区会产生如下分布:

气分区(红)→气分布,T1气分布和T2气分布;

油分区(绿),自由水和束缚水分区(蓝)→液体分布,T1液体分布和T2液体分布。

总的T1和T2分布通过把二维图映射到T1轴和T2轴上计算得到。孔隙度曲线和渗透率曲线都是用T1和T2分布计算得到,而非从各种流体分布得到,在二维图上束缚水部分的右边界并不与束缚水的T2截止值一致。

二维图上流体各自分布被T2值从左到右限定,被比率从上到下所限定;如果最上部界限超过最后一个T1区间时间,则上部边界限定在最后一个区间时间。

4 二维核磁共振测井在致密气藏的应用实例

为解决鄂尔多斯盆地致密气藏识别难题,在S27和L14井进行了二维核磁共振测井。S27井位于鄂尔多斯盆地东部,测井时泥浆电阻率0.25 Ω·m。L14井位于鄂尔多斯盆地西南部,测井时泥浆电阻率0.53 Ω·m。观测模式均为XL。

图3 S27井石盒子组二维核磁共振测井与常规测井解释成果图

S27井1 914.0～1 916.0 m平均视电阻率114 Ω·m,平均声波时差229 μs/m。该层物性及岩性均相对较好。从二维图谱的频度分布看,该井段二维频度主要分布在比率接近10,T2谱大于100的位置,说明该层段有较好的含气性(见图3),图3左下角T2谱<10 ms(即束缚水)的位置也有一定的谱分布。综合分析认为,该层以含气为主,同时含有一定量的束缚水,解释为差气层。

S27井2 057.0～2 058.0 m平均视电阻率200 Ω·m,平均声波时差228 μs/m。该层岩性及物性均很好。从二维图谱的频度分布看,该井段频度分布主要位于T2谱大于100 ms、(T1/T2)>2的位置(见图4),图4左下方T2<1 ms(即束缚水)的位置也有分布,说明该层是以含气为主,束缚水含量很少,综合解释为气层。对这2个层进行压裂试气,得到日产17 650 m3的工业气流,验证了二维核磁共振测井解释结果的正确性。

L14井4 071.0～4 073.0 m平均视电阻率184 Ω·m,平均声波时差163 μs/m。,从二维图谱的频度分布看,该井段二维频度主要分布在在比率接近1、T2谱约为1 000 ms的位置,但在比率为2的地方也有分布,说明该层段主要含水,同时,也有少量气存在。综合分析认为,解释为含气水层(见图5)。

图4 S27井山西组二维核磁共振测井与常规测井解释成果图

试气结果,日产气2 749 m3,水13.9 m3,说明了二维核磁共振测井解释结果的正确性。

L14井4 002.7～4 012.5 m井段为一个砂体,从上到下分别解释为干层、气层、差气层和含气水层。从二维核磁共振图谱看(见图6),上部4 006.0～4 008.0 m谱信号主要分布于(T1/T2)>5的位置,表明其含气性最好,同时,含有部分束缚水;中部4 008.0～4 010.0 m谱信号分布于T1/T2=2的位置,表明其含气性明显变差;下部4 010.5～4 012 m谱信号主要分布于(T1/T2)<2且T2>100 ms的位置,表明其流体以水为主。二维核磁共振图谱识别的流体性质与常规测井显示结果相符。

图6 L14井太原组二维核磁共振测井与常规测井解释图

5 结 论

(1) 二维核磁共振测井不仅能提供T2谱信息,还能够提供T1谱信息。

(2) 在二维核磁共振测井二维(T1,T2)分布图上根据不同流体的不同区域分布规律可以相对直观地区分气和水的信号。

(3) 通过二维核磁共振测井在鄂尔多斯盆地致密气藏的初步应用,证明二维核磁共振测井在致密气藏的识别方面具有明显的优势。

参考文献:

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