二维核磁共振T1—T2谱在风西复杂碳酸盐岩储层流体识别中的应用

韩闯,李纲,别康,于代国,陈文安,武芳芳

(1.塔里木油田勘探开发研究院,新疆库尔勒841000;2.青海油田勘探开发研究院,甘肃敦煌736202;3.斯伦贝谢公司,北京100015)

0 引 言

风西构造位于青海省柴达木盆地西部坳陷区,是大风山背斜构造带上的三级潜伏构造,位于大风山构造的西段。风西构造位于第三系生烃凹陷,N21、N1地层发育藻灰岩、灰云岩有效储层,与纵向平面普遍发育的泥岩盖层交互沉积,生油岩、储层、盖层配置关系好,是风西地区的主要勘探目的层。N1～N21地层发育滨浅湖相沉积,发育滩坝、灰坪及藻丘,形成了有利的储集体,储层岩性主要为藻灰岩、灰云岩、灰质泥岩和灰质砂岩4类,其中最有利的为藻灰岩储层,灰云岩次之。储层有效孔隙度为5.0%～14.7%,平均为7.5%,中位数为6.8%,60.4%的样品渗透率小于0.02 mD(1)非法定计量单位,1 mD=9.87×10-4 μm2,下同,属特低孔隙度特低渗透率储层。风西地区N1～N21地层为一较完整的背斜油藏,受整个柴西北区沉积环境控制,岩性较细,孔隙以溶蚀孔和晶间孔为主,原油差异性分布,油水分异不明显,试油及试采证实风西地区构造高、中、低部位油井生产多为油水同出,少量纯油层,与柴西北区其他油藏特征相似,为低饱和度油藏。

对于复杂油气储层,由于多种因素的相互干扰,不仅定量评价遇到困难,有时甚至定性识别流体性质也遇到挑战[1]。风西复杂混积碳酸盐岩储层矿物组分复杂,孔隙类型、孔隙结构复杂,非均值性较强,岩石结构复杂,使得储层评价具有较大挑战。为有效地、针对性地解决这些复杂问题,形成了以岩性扫描(litho-scanner)、高分辨率电成像(Formation MicroImager,FMI)、核磁共振(Combinable Magnetic Resonance,CMR)为手段,与常规资料结合的精细储层评价方法。试油试采结果证实油井多为油水同出,油水关系复杂,常规电阻率、热中子衰减等方法评价流体性质受基质、孔隙结构、地层水等复杂因素影响,不能有效地区分油气水层。因此,在风西地区,利用新一代核磁共振仪器(Combinable Magnetic Resonance-NG,CMR-NG)进行有效尝试,并得到试油验证。

1 电阻率流体评价方法的局限性

复杂油气储层由于多种因素的相互干扰,流体评价是储层评价中最困难的部分[2]。研究区目前的试油结论表明,储层的流体性质与常规电阻率、孔隙度方法识别结果存在较大矛盾。从风西地区试油层段的深侧向电阻率—有效孔隙度交会图可见(见图1),该方法不能有效区分水层、油水层及油层,数据点较为杂乱,流体性质特征不明显,需要进一步探求其他的储层流体评价方法。

图1 深侧向电阻率—有效孔隙度交会图

2 二维核磁共振T1—T2谱储层流体评价方法

2.1 二维核磁共振T1—T2谱流体识别理论基础

通常情况下,油、气、水等流体在没有外部束缚的自然状态下,其T1/T2值为1;在地层条件下,油、气、水赋存于地层孔隙内,受到地层孔隙空间的约束,其测量到的T1和T2值主要受孔隙结构影响,不同性质的流体T1/T2值也会发生变化。在孔隙半径相对较大的孔隙空间内(T2值一般大于100 ms),油水T1/T2值变化范围相对不大,为1～2;但当孔喉半径变小,为微米级甚至纳米级的尺度,孔隙流体受到约束作用很强,不同的流体性质其T1/T2值也会有较大的差别,T1/T2值受流体性质影响变化范围加大[3](见图2)。尤其岩心实验证实在非常规油气藏储层,沥青、干酪根、有机孔非可动油、可动油等组分信息在T1/T2值示意图上有明显不同。因此,T1—T2谱连续测量作为非常规油气藏和稠油储层孔隙结构、孔隙度和流体评价的有效手段,被认知和利用。

图2 不同地层孔隙流体T1/T2值示意图

2.2 连续T1、T2谱的测量

CMR-NG沿用了CMR仪器独有的鞍状天线设计,使得CMR系列仪器具有业界最高的核磁共振测井工作频率和最短的回波间隔时间。CMR-NG最短回波间隔时间为0.2 ms,与CMR-Plus相同;CMR-NG在保持较小回波间隔时间优势的基础上,重新设计和优化了测量序列,新的测量序列有6种不同的测量等待时间,测量序列的回波个数和重复测量次数也根据不同的等待时间进行优化,从而提升了微小尺度孔隙的测量精度。利用新的测量序列测得的回波串,经过进一步的数据处理,可以同时解析得到地层的纵向弛豫时间分布谱即T1谱,横向弛豫时间分布谱即T2谱及T1—T2谱交会图。

3 T1/T2值流体识别及定量评价

3.1 盲源分离理论

盲源分离(Blind Source Separation,BSS)最早由Herault和Jutten在1985年提出,指在不知源信号和传输通道参数的情况下,根据输入源信号的统计特性,仅由观测信号恢复出源信号各个独立成分的过程。盲源分离方法认为每个观测信号都可以近似为多个未知源信号的线性组合,假设存在由Z个样本组成的多维测量集合,每个多维样本的组分为M,其数学表达式[4-5]

vj=h1,j[w1]+h2,j[w2]++hr,j[wr]=Whj

(1)

式中,vj为在多个观测信号中的第j个观测信号;W为M×r维的未知源信号矩阵;hj为r×1维线性组合的系数。合并Z个观测信号,vj作为矩阵V(M×Z)的列,系数hj作为矩阵H(r×Z)的列,则式(1)可以表达为

V≈WH

(2)

式中,矩阵W和H分别代表源信号特征矩阵和系数矩阵。式(2)表征了式(1)的线性近似等价于矩阵的因式分解。式(2)的因式分解通过矩阵W和H的非负条件约束来解决。通过非负条件约束保证矩阵W有一定物理意义。非负矩阵分解算法的一个关键参数是特征矩阵W的秩,它决定了要解析的源信号特征的数量。

T1—T2谱的盲源分离方法采用2个简单的步骤来估计最优秩:①确定矩阵H协方差的特征值,并确定使特征值高于指定阈值的最佳源信号数。②将源信号数指定为步骤①中确定的最佳源信号数,再次进行因子分解。如果观测信号集中的某个观测信号具有较大的动态范围,则式(2)的矩阵因子分解可能会被相对值较高的观测信号影响,产生偏差。为了使观测信号集中的所有观测信号权重相等,需要对观测信号标准化。通过标准化处理,包含在系数矩阵H中的特征值相对比例不能够表征原始数据中的真实贡献。利用上述的2个步骤将观测信号归一化并分解为非负矩阵W和H,以获取真实的不同特征贡献。对于每个观测信号vj,通过最小化以下代价函数确定特征的贡献比例系数hk。

(3)

0≤hk,j≤ωj,∑khk,j=ωj

(4)

式中,ωj为第j个观测信号的值。这些约束意味着不同特征贡献比例是非负的,并且所有特征贡献的总和等于非标准化观测信号的值。

3.2 T1—T2谱盲源分析及流体识别

通过对测井采集的原始数据进行质量检查,包括相位、回波形态检查,根据数据质量情况进行预处理,然后对采集的回波串进行数据处理和T1—T2谱二维联合反演,得到初步结果主要包括:连续深度的核磁共振总孔隙度(MRP)、二维核磁共振T1—T2谱、T1谱和T2谱。

二维核磁共振T1—T2谱是地层岩石孔隙结构和孔隙内赋存的不同性质流体综合响应的结果,是某个深度岩层孔隙流体所呈现的核磁共振T1—T2谱特征。二维核磁共振谱T1/T2分析主要是在数据反演产生的连续深度二维核磁共振T1—T2谱基础上,对全井段或局部井段地层的T1—T2谱数据进行叠加、处理分析,划分出具有实际意义的T1/T2相态的种类和特征,并根据识别的T1/T2相态种类和特征计算每个深度点的相应相态体积分量。T1/T2相态呈现为二维核磁共振T1—T2谱上的某个区域,各相态体积分量之和等于该深度的地层核磁共振总孔隙度。

目前常用的二维核磁共振T1—T2谱的处理解释方法是盲源分离图像处理技术进行数据分析和聚类分析方法。该方法在不预设任何T1、T2截止值的情况下,利用图像数据处理技术对二维核磁共振T1—T2谱进行聚类分析,自动识别最大可能的T1/T2相态的类别和数目,并根据选定的T1/T2类别逐深度对二维核磁共振T1—T2谱进行解析,计算得出各深度点每个T1/T2组分的孔隙体积值。将识别出的不同T1/T2组分与特定性质的地层流体进行关联,并结合不同测量得出的信息进行比对、验证,赋予每个T1/T2组分流体意义,进而得到每种地层流体的体积含量,从而达到定量评价的目的(见图3)。

图3 二维核磁共振T1—T2谱流体识别及定量计算流程图

4 应用实例分析

为精确评价孔隙度及进行储层流体评价,在风西区块B井测量了CMR-NG。该井储层为典型的复杂混积碳酸盐岩储层,XX07～XX09 m井段为该段最有利的储层段,去铀伽马24～25 API,深侧向电阻率9～50 Ω·m,深感应电阻率8～13 Ω·m,中子孔隙度4%～6%,密度2.65～2.69 g/cm3,纵波时差51～54 μs/ft(2)非法定计量单位,1 ft=12 in=0.304 8 m,下同。岩性扫描揭示的储层矿物组分较为复杂,包含黏土矿物、石英长石矿物、方解石、白云石、黄铁矿和石膏,体现了典型的湖相复杂混积碳酸盐岩的特征;CMR-NG提供了连续的T1—T2谱测量,T2谱的谱峰位置为33 ms,揭示储层孔隙结构以中等孔隙为主,如果按照33 ms作为T2截止值,则核磁共振总孔隙度、有效孔隙度6.3%～6.8%,自由流体孔隙度2.5%～3.9%。

通过CMR-NG提供连续二维核磁共振T1—T2谱,利用盲源分析方法在B井有效测量段进行分析得到6种不同的T1/T2组分,每种组分T1/T2值有一定差异。结合不同孔隙流体在二维核磁共振T1—T2谱上的不同位置和风西区块实际产出的流体性质,对每种T1/T2组分进行流体定义(见图4)。从图4中T1/T2与T2均值(T2,LM)交会可以看出组分1、2的T2均值小于3 ms,组分3、4的T2均值为3～20 ms,组分5、6的T2均值大于20 ms;该区核磁共振实验分析的T2截止值为17 ms,分析可知组分1、2为黏土束缚流体,组分3、4为毛细管束缚流体,组分5、6为自由流体。同时组分2、4、5的T1/T2值为1～2,组分6的T1/T2值为4～5,组分3的T1/T2值为10～11;分析可知组分2、4、5的流体性质为水,组分3、6的流体性质为油。因此,结合T2均值和T1/T2值可以判断各组分的流体性质。

利用上述T1—T2谱分析得到的每种T1/T2组分对应流体的特征,在XX07～XX09 m储层段可以得到每种流体的体积含量,其中可动油体积含量为3%～5%,可动油饱和度为80%～83%(见图5)。在二维核磁共振T1—T2谱图上,该段的可动油信号和毛细管束缚水信号较为明显,可动油信号强度更高(见图6)。经测试该段初期日产油16 m3,证实了二维核磁共振T1—T2谱流体识别方法的可靠性。

图4 B井二维核磁共振T1—T2谱分析图

图5 B井二维核磁共振T1—T2谱解释成果图*非法定计量单位,1 c.u.=10-3 cm-1

图6 B井XX08.1、XX08.5 m处二维核磁共振T1—T2谱图

5 结 论

(1)在风西复杂混积碳酸盐岩储层的流体评价分析中,由于电阻率受矿物组分、孔隙结构、物性等综合因素影响,对流体类型不敏感,电阻率、孔隙度方法不能有效地对储层流体进行定性和定量评价。

(2)CMR-NG作为新一代的核磁共振测井仪器,提供了T1谱、T2谱及T1—T2谱的连续测量。基于T1/T2值的流体识别方法,在风西复杂碳酸盐岩储层经过试油验证,证实该方法能够有效解决风西复杂储层流体识别、定量评价的困难,弥补了常规电阻率方法的不足。该方法可以在其他复杂储层进一步尝试验证,以确定其适用储层类型。