MRT核磁共振测井仪可靠性及应用效果分析

2018-04-08陈木银陈江浩曹孟鑫徐磊何西攀吴建华

测井技术 2018年1期

陈木银, 陈江浩, 曹孟鑫, 徐磊, 何西攀, 吴建华

(1.中国石油集团测井有限公司长庆分公司, 陕西西安 710201; 2.中国石油集团测井有限公司技术中心, 陕西西安 710077)

0　引　言

核磁共振测井在油田勘探开发中发挥着重要作用[1]。当前市场上主要应用的核磁共振测井仪有Schlumberger公司的CMR和MRScanner、Halliburton公司的MRIL-P和MRIL-XL、Baker Hughes公司的MREx,而且这3大测井公司都开发出了自己的随钻核磁共振测井仪[2]。MRT(Magnetic Resonance Tool)是中国石油集团测井有限公司自主研发投入商业化应用的核磁共振测井仪,并以采集精度高、处理速度快赢得了市场的认可。

1　MRT核磁共振测井仪

1.1　仪器主要组成

MRT多频核磁共振测井仪器主要由储能短节、电子仪和探头3部分组成,其中储能短节主要是为仪器工作时提供附加的能量供给,由12个电容模块组成。电子仪主要包括:①发射电路,用于产生大功率RF脉冲信号;②接收电路,对接收到的NMR回波信号进行放大、滤波和解调;③对仪器工作进行控制、刻度以及数据通讯的电路;④仪器供电电路。探头包括:①1个强铁氧体磁体(主磁体)和2个磁性更强的地层预极化钐钴永久磁体,主磁体安装在玻璃钢外壳内部,用于产生静磁场B0,钐钴永久磁铁用于对地层氢原子预极化;②埋置于探头玻璃钢外壳中的RF天线。

图1　MRT核磁共振测井仪在不同地层中测井重复对比图

1.2　仪器主要技术指标

测量范围:孔隙度0～100 p.u.地层。测量误差:孔隙度15 p.u.以上地层,重复性相对误差不超过10%;孔隙度15 p.u.以下地层,绝对误差小于1.5 p.u.。工作频率:9个(500～800 kHz)。垂直分辨率:标准模式下183 cm,高分辨率模式下122 cm,静态模式下61 cm。最大测速:180 m/h。回波间隔:最小0.6 ms。泥浆电阻率低限:0.02 Ω·m(带合适的泥浆排除器)。井眼范围:150～400 mm。仪器串长度:15.124 m(大探头);14.358 m(小探头)。仪器串重量:620 kg(大探头);560 kg(小探头)。

1.3　采集方式与提供成果

MRT多频核磁共振测井仪采用梯度静磁场,使用9种观测频率同时工作,在井内以居中方式测量,能够实现对9个不同直径的同心圆柱壳地层信息进行采集[2]。测井前按地层特点及作业目的选择合理的采集模式,该仪器可以提供单TE单TW、单TE双TW、双TE单TW、双TE双TW等4类53种观测模式,能够满足不同测井需求[3]。

MRT所采集的原始数据通过回波反演、标准T2谱分析、综合油气评价和孔隙结构分析等处理可以为用户提供标准T2谱、差谱、区间孔隙度、总孔隙度、有效孔隙度、毛细管束缚水孔隙度、泥质束缚水孔隙度、可动油气体积、可动水体积、含油饱和度、渗透率和孔隙结构参数等地层信息,为储层评价提供准确依据。

2　可靠性分析

2.1　仪器稳定性

MRT核磁共振测井仪在长庆油田通过9口井的实验和130多口井的应用显示该仪器测井资料重复性好,重复误差指标满足行业标准(SY/T5132—2012)要求。

图1是MRT核磁共振测井仪分别在大小2种孔隙度地层测井重复性对比图。其中A地层孔隙大于12 p.u.,使用的采集模式为D9TWE3(TWL=12.988 s,TWS=1 s,TES=0.9 ms,TEL=3.6 ms),测速为1 m/min;B地层孔隙度小于8 p.u.,采集模式为D9TWA(TWL=12.7 s,TWS=2 s,TE=0.9 ms),测速为2 m/min。从图1中可以看出2个地层的T2谱和差谱主曲线与重复曲线在形态、分布位置和幅度上都十分接近,仅泥质信号上有细微差别。选择相同的处理参数计算的总孔隙度、有效孔隙、毛细管束缚水孔隙度以及渗透率曲线基本重合。通过对总孔隙度的重复误差分析获得A地层的重复误差95%分布在0.5 p.u.之内,B地层的93%分布在1.0 p.u.以内,均在行业标准允许范围之内。B地层之所以误差范围稍大主要是由于其泥质含量略高引起。渗透率通过相关对比分析得到主曲线与重复曲线之间的相关性均在0.97以上,误差远远小于半个数量级,说明该仪器性能稳定可靠。

2.2　仪器的一致性

MRT正式投产前在10多口井中与P型核磁共振测井进行了一系列对比实验,通过对不同孔隙条件地层的测量,对两者的T2谱与计算的储层参数进行分析,从而确定2种核磁共振测井在采集精度上的一致性。

图2是在大小2种孔隙度地层条件下,MRT与P型核磁共振测井仪使用相同采集模式和测速的对比结果。其中,C地层孔隙度约为15 p.u.,使用的采集模式为D9TWE3;D地层孔隙度小于10 p.u.,采集模式为D9TWA。可以看出C地层中2种仪器所测的T2谱呈单峰分布在10～3 000 ms之间,幅度相同,差谱分布位置及幅度也具有较好的一致性,两者总孔隙度误差95%小于1.5 p.u.,渗透率之间的相关系数高于0.91。D地层中2种仪器所测T2谱除局部泥质信号略有差异外,其余部分的分布位置以及幅度都十分接近,呈单峰或双峰分布在2～1 000 ms之间,两者差谱均较弱,总孔隙度误差98%小于1.5 p.u.,渗透率之间的相关系数均高于0.90,表明2种仪器之间的采集精度基本一致。

为验证MRT核磁共振测井计算结果对储层反映的精确程度,对图2的2种地层条件下核磁共振测井计算的孔隙度和渗透率与岩心分析值进行了对比。可以看出2种储层参数在变化趋势和绝对值上都具有很高的一致性。表1是MRT计算的孔隙度与P型核磁共振测井及岩心分析孔隙度平均误差对比结果,可以看出该仪器无论是与P型核磁共振测井对比还是与岩心分析值对比都具有很高的一致性,说明该仪器的采集精度能够满足各类地层评价需求。

表1　MRT与P型核磁共振测井及岩心分析孔隙度平均误差

图2　在不同地层MRT与P型核磁共振测井仪测井对比图

3　应用效果评价

MRT核磁共振测井仪自2015年正式在长庆油田应用以来共完成130多口井的测井作业,全部取得合格资料,作业成功率在97%以上。

图3　S195井C6地层测井综合解释成果图

3.1　储层划分与参数计算

划分储层与提供储层参数是测井评价的首要任务,对于简单的砂泥岩剖面常规测井资料就能很好地解决,但在致密油及页岩油藏中却面临很大挑战。核磁共振测井由于不受岩石骨架影响能够准确直观地识别出储层,并精确提供储层的孔隙度和渗透率等参数。图3是S195井C6地层测井综合解释成果图。该井加测核磁共振测井项目,使用D9TWA模式。该段地层虽然砂体较厚,但自然伽马较高且自然电位幅度小,常规测井资料仅密度测井曲线对储层具有一定指示作用,此时应用常规测井资料划分有效储层并确定含油性具有一定难度。从核磁共振测井资料看该段砂体共有5段相对较好。通过分析得到核磁共振计算的孔隙度与岩心分析值之间的误差小于1.0 p.u.,渗透率误差在半个数量级之内。

从核磁共振测井计算的储层参数看,该砂体物性一般,孔隙度在10～12 p.u.之间,渗透率在0.1～0.6 mD。由于T2谱主要分布在5～400 ms之间,在致密储层条件下反映孔隙流体主要以烃为主,根据物性及T2谱特征将2号、3号层解释为差油层,4号、5号、6号层物性稍好,解释为油层,在2 096～2 107 m处射孔,经加砂85 m3压裂后获日产油31.1 t,与核磁共振测井解释结果相吻合。

3.2　流体性质识别

核磁共振测井资料是识别储层流体性质的重要手段之一,其物理基础在于不同流体的核磁极化时间、弛豫时间以及扩散特性存在明显差异,对于具有相似地质特征的地层建立标准T2谱、差谱和移谱与流体性质关系,从而有效地区分储层流体性质。

图4　L27井C7地层核磁共振测井解释成果图

图5　W271井C9地层核磁共振测井解释成果图

通常在小孔隙度地层条件下的流体处于受限扩散状态,油与水的扩散弛豫差异较小,此时孔径对弛豫影响远小于流体,因此,T2谱的位置直接反映孔隙中的流体性质[4]。长庆油田当孔隙度小于12 p.u.、油的黏度大于2 Pa·s时,100 ms前基本为水的信号,100 ms后为油的信号,此时采用双TW模式获得的差谱也具有含油指示性。图4是L27井C7地层核磁共振测井解释结果。该井采用D9TWA模式测量,可以看出图4中两砂体T2谱呈双峰特征分布在10～1 000 ms之间,且100 ms后峰幅度较大,判断2个层具有较好的含油性;同时100 ms前T2谱也有一定强度信号,表明储层含水,综合分析判断39号层为油水同层,而38号层由于物性稍差,解释为差油层,经在1 591 m处射孔试油获日产油10.7 t、水3.9 m3。图5是W271井C9地层核磁共振测井解释结果。该井采用D9TWA模式测量,图5中砂体T2谱信号较强,但基本分布在100 ms之前,且无明显差谱信号,根据对该区域油的T2特征谱认识,说明该砂体含油性差,解释为水层,在2 182～2 186 m井段射孔试油,日产水29.1 m3,与核磁共振测井解释结果一致。

图6　Y135井Y9地层核磁共振测井解释成果图

图7　Z19井Y9地层核磁共振测井解释成果图

对于孔隙度大于12 p.u.地层,受孔隙结构影响,通常水的弛豫时间与油相当,而且水在短等待时间内不能完全极化,此时利用谱位置或差谱法进行流体识别不再有效。如果油的黏度与水差异较大时,两者的扩散弛豫有明显区别,采用双TE模式获得的移谱将对油和水具有较好的区分作用[5]。长庆油田孔隙度大于15 p.u.的侏罗系地层,一般3.6 ms回波间隔的T2谱主峰在油层上大于100 ms,谱幅度较缓且收敛慢,而水层上则分布在100 ms前,谱幅度较陡收敛快。图6是Y135井Y9核磁共振测井解释结果。该井采用D9TWE3模式,可以看出该砂体电阻率只有4 Ω·m,常规判断含油性很困难,而核磁共振测井D组T2谱与A组T2谱相比稍有前移,但主峰位置仍在100 ms后,说明该层具有较好的含油性,解释为油层和油水同层,经2 364～2 366 m段射孔试油获日产油23.9 t,水2.4 m3。图7是Z19井Y9核磁共振测井解释结果(采集模式为D9TWE3)。可以看出,该砂体顶部11号层D组T2谱前移量明显小于砂体下部12号层的前移量,且主峰位置在100 ms后,说明该砂体顶部具有一定含油性。砂体下部D组T2谱呈尖峰状且主峰在100 ms前,说明下部基本不含油,经在1 998～1 999 m段射孔试油获日产油1.53 t,水43.6 m3,由此可以看出该仪器所测移谱能够较好地反映大孔隙储层的流体性质。