低渗透储层核磁共振实验与测井应用

2019-01-24范卓颖侯加根邢东辉葛新民张凤生

中国石油大学学报（自然科学版） 2019年1期

范卓颖, 侯加根, 邢东辉, 葛新民, 张凤生

(1.中国石油大学(北京)地球科学学院,北京 102249; 2.中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室,北京 102249; 3.中国石油大学(华东)地球科学与技术学院,山东青岛 266580; 4.海洋国家实验室海洋矿产资源评价与探测技术功能实验室,山东青岛 266071; 5.中国石油测井应用研究院,陕西西安 710077)

近年来,随着油气田勘探开发程度的日益深入,低渗透储层的勘探开发引起人们的高度重视,这类非常规油气资源所占油气储量的比重也越来越大,开展低渗透储层岩石实验特征分析及测井评价研究具有重大意义[1-4]。在众多测井方法中,核磁共振测井因其能提供地层孔隙度、渗透率、自由流体和束缚流体体积等与储层物性及产能有关的地质参数而得到广泛应用,在物性参数计算、薄层评价和复杂油藏流体识别等方面显示出了其独特的优势,为解决油田勘探开发中各种复杂地质问题提供了新方法,成为必不可少的重要测井手段[5-8]。在低渗透储层中,由于物性及孔隙连通性差,束缚流体饱和度高,核磁共振测井面临信噪比低、有效信号量少等难题。使得测量结果受采集参数及流体性质的影响严重,常规的处理方法难以准确得到储层孔隙度、渗透率、束缚水饱和度等参数,流体识别也更加困难[9-13]。开展低渗透储层岩石核磁共振特性实验分析及测井评价方法研究,对中国低渗透油田资源评价及开发具有重要的意义。笔者以中国西部某盆地低渗透储层为研究对象,开展岩心核磁共振实验[7, 14-15],分析弛豫信号变化特征,明确核磁共振影响因素,通过实验数据分析建立一套针对研究区域的储层物性参数计算模型,并将其应用于核磁共振测井数据处理中,以期提高核磁共振测井在低渗透储层中的应用效果。

1 实验内容及方法

使用苏州纽迈分析仪器股份有限公司生产的NM-II型仪器(主频约为2 MHz)开展了不同回波间隔(TE)、等待时间(TW)和回波个数(NE)的岩心核磁共振实验及配套岩石物理实验,主要包括:①常规物性参数测量;②完全含水状态岩心核磁共振测量;③离心至束缚水状态岩心核磁共振测量;④油驱至束缚水状态岩心核磁共振测量。

共选取岩心31块,其孔渗分布如图1所示,除个别岩心用于比对外,所选岩心均属于低渗透岩心。实验采用的流体为NaCl溶液(质量浓度为80 000 mg/L)和煤油(密度为0.793 g/cm3,黏度为2.01 mPa·s),实验温度为25 ℃。核磁共振数据采用仪器自带软件进行反演。

图1 实验岩心物性分布Fig.1 Porosity and permeability histograms of experimental cores

2 实验结果分析

2.1 回波串及横向驰豫时间T2谱特征

核磁共振测井采集的原始信号为回波串,通过反演得到T2分布,回波串中蕴含了丰富的信息,其衰减特征和数据质量直接影响着T2分布和核磁共振测井的解释与处理。对比普通岩心与低渗透岩心的核磁共振回波信号和其在离心前后的核磁共振T2谱可知,低渗透岩心核磁共振的回波串信噪比较低,信号幅度小且很快衰减为噪声信号,T2分布位置相对靠前,主要集中在10 ms内,以单峰分布为主,短弛豫组分所占比重大,可动峰较小或基本消失,具有较高的束缚水饱和度,且离心前后T2谱变化幅度相对较小(图2)。

图2 普通岩心与低渗透岩心的核磁共振信号对比Fig.2 Comparison of NMR signals between conventional and low permeability cores

2.2 核磁共振影响因素

2.2.1 回波间隔的影响

煤油驱替完全含水岩心前后,随着回波间隔增大,核磁共振信号强度减小,T2谱包络面积减小,T2谱起点和谱峰逐渐向后移动,部分短弛豫组分信息丢失(图3,Tw=6 s)。完全含水岩心的长弛豫组分受回波间隔影响较小,T2谱向前移动不明显(图3(a))。当煤油驱至束缚水状态时长弛豫组分的T2谱也明显前移(图3(b)),主要由于实验所用轻质煤油具有较高的扩散系数,测量结果受回波间隔的影响比盐水大。当短回波间隔小于1.2 ms,长回波间隔大于2.4 ms时,两者测量的含油岩石T2谱有一定偏移,说明采用移谱法识别低渗透储层的流体性质能取得一定效果。

图3 A1-A17号样不同回波间隔下的T2谱Fig.3 T2spectrums of A1-A17 core under different echo spacings

2.2.2 等待时间的影响

在煤油驱替完全含水岩心前后分别记录不同等待时间下测得的T2谱(图4)。由于水的极化时间较短,完全含水岩石的等待时间在1 s以上时,孔隙中的水已经基本极化完毕,随着等待时间的增加,T2谱基本不变。当岩心被油驱替至束缚水状态后,由于煤油所需的极化时间较长,短等待时间内只有少量油和束缚水被极化。随着等待时间增加,孔隙中的油被极化比例增大,T2谱中长弛豫组分增大。当等待时间大于6 s时,孔隙中的油也基本极化完全,此时随着等待时间增加,T2谱基本不变。实验表明,对于低渗透岩心,可分别采用1和6 s作为双等待时间开展差谱测量,突出油气信号的差异,为流体识别提供可能。

2.3 储层参数校正方法

回波间隔对核磁共振T2谱的幅度和分布均有较大影响,这是核磁共振测井中很难避免的问题。国际三大测井公司生产的核磁共振测井仪器,目前仅有少数仪器如CMR型仪器能达到0.2 ms的回波间隔,针对中国销售和服务的主流仪器MRIL-P型仪器,其最短回波间隔为0.6 ms,若不对测量结果进行有效校正,将影响解释精度。本次研究采用谱面积法将核磁共振测量结果转换成岩石孔隙度,并选用两块孔径分布均匀、物性较好、性质稳定的贝雷砂岩作比对,建立所有样品在不同测量条件下的核磁共振孔隙度与液测法孔隙度关系图(图5,Tw=0.2 ms)。当回波间隔小于0.3 ms时,核磁共振孔隙度和液测孔隙度一致性好,基本能反应岩石的真实孔隙度。随着回波间隔增大,核磁共振孔隙度逐渐偏小,且不同粒径岩石对回波间隔的敏感程度不同。贝雷砂岩的核磁共振响应受回波间隔影响小,核磁共振孔隙度与液测孔隙度高度一致;砾岩的核磁共振响应受回波间隔的影响也较小;不等粒砂岩、细砂岩的核磁共振响应受回波间隔影响较大,随着回波间隔增大,短弛豫组分的信息漏失严重,使得核磁共振孔隙度偏小。

图4 A1-A17号样不同等待时间下的T2谱Fig.4 T2 spectrums of A1-A17 core under different waiting times

图5 不同回波间隔下岩心核磁共振孔隙度与液测孔隙度的关系Fig.5 Comparison between fluid saturated porosity and NMR porosity under different echo spacings

为降低回波间隔对核磁共振孔隙度的影响,将回波间隔为0.2 ms的测量孔隙度作为标准,根据不同回波间隔下的岩心核磁共振实验结果,分岩性对回波间隔影响进行统计,得到相应的校正系数。对比0.9和1.2 ms时的校正效果可知,校正后的核磁共振孔隙度和液测孔隙度基本一致(图6)。核磁共振孔隙度校正公式可写为

φc=XφTE.

(1)

式中,φc为校正后核磁孔隙度;φTE为校正前核磁孔隙度;X为校正系数,如表1所示。

图6 校正后岩心核磁共振孔隙度与液测孔隙度对比Fig.6 Comparison between corrected NMR porosity and fluid saturated porosity

岩性回波间隔/ms 0.30.60.91.2 砾岩111.151.18 不等粒砂岩11.071.121.15 细砂岩1.081.411.732.13

渗透率计算是核磁共振测井的另一重要用途,目前核磁共振测井渗透率模型主要有SDR模型和Coates模型两大类[16-18]。结合岩心分析渗透率,可拟合得到低渗透储层核磁共振测井渗透率模型的参数,如表2所示。

为克服核磁共振反演的误差传递对渗透率计算结果的影响,推导出一种利用回波幅度计算渗透率的模型。由于T2谱能够较好地反映岩石的孔隙结构,测量的原始回波与渗透率也会有特定的对应关系。在回波幅度和与渗透率双对数坐标交会图(图7(a))下,回波幅度和与渗透率有如下对应关系:

k=CAm.

(2)

其中

式中,C为渗透率转化系数;A为核磁共振回波幅度和。通过拟合可得C=10-6.638 8,m=1.743 2。

与Coates模型相比,新模型可避开T2截止值和束缚流体体积的确定问题;与SDR模型相比,新模型无需对回波串进行复杂反演,减少了误差传递,特别是在低渗透储层信噪比较低的情况下,可以提高渗透率计算的准确性(图7(b))。

2.4 应用实例

根据岩心实验分析结果,将所建的储层参数计算模型运用到实际井资料中,如图8所示。图8中第6道为核磁孔隙度与岩心分析孔隙度,可以看出核磁共振总孔隙度明显小于岩心分析孔隙度,经回波间隔校正后,核磁共振孔隙度与分析孔隙度趋于一致。图8中第3道为新模型计算的渗透率与岩心分析结果对比,从图中可知,计算渗透率与岩心分析渗透率的一致性好。