核磁共振饱和度指数及其在储层流体饱和度计算中的应用

葛新民, 曾炳丁 , 李 楠, 徐红军, 刘海涛,顾定娜, 孙万明, 范宜仁,3

(1.中国石油大学(华东)地球科学与技术学院,山东青岛 266580; 2.自然资源部海底矿产资源重点实验室,广东广州 510075; 3.海洋国家实验室海洋矿产资源评价与探测功能实验室,山东青岛 266071; 4.中国石油集团测井有限公司技术中心, 陕西西安 710077; 5.中国石油勘探开发研究院,北京 100083; 6.中国石油集团测井有限公司吐哈分公司,新疆哈密 839009)

低场核磁共振信号受岩石骨架影响小,能同时反映孔隙结构和流体信息,成为解决复杂及非常规储层测井评价难题的利器,在地质工程等领域取得广泛应用[1-3]。近十年来国内外学者针对核磁共振技术的特点和局限,在试验机制、方法理论、仪器研制、信息反演和解释评价等方面开展了大量研究,推出多维多频核磁共振测井仪[4-7],拓宽了核磁共振测量的信息维度和空间维度,丰富了核磁共振测井的应用效果。受技术封锁等因素限制,目前中国大多数油气田所采用的核磁共振测井仍以一维为主,或通过优化采集参数和测量模式实现二维核磁共振测量功能[8-9]。如何从一维核磁共振T2谱中挖掘出更多流体信息,对进一步提升核磁共振在储层测井评价中的应用能力具有重要意义。学者们针对不同饱和状态下的岩心核磁共振信号及T2谱特征进行了深入研究,提出了孔隙度、渗透率、T2截止值、束缚水饱和度、岩电参数和孔径分布等参数和方法[10-12],认识了不同流体赋存条件下的核磁共振响应规律[13-15],为基于核磁共振测井资料的流体识别方法提供了支撑。前人开展了大量的数值仿真和物理模拟,研究了孔隙结构、润湿状态、驱替历史和流体性质等对核磁共振响应的影响[16-19],为流体识别奠定了基础。但核磁共振参数与饱和度的定量关系却鲜有报道,单纯依靠核磁共振T2谱信息,难以实现流体饱和度的直接计算。笔者通过试验和文献数据,总结分析油-水、气-水、水合物-水等两相流体的核磁共振T2谱特征,重点研究核磁共振T2平均值与含水饱和度的关系,参考阿尔奇公式建立经验模型,提出核磁共振饱和度指数的概念,分析其影响因素,探索应用核磁共振T2谱直接计算流体饱和度的方法及适用条件。

1 油水两相核磁共振试验

选取鄂尔多斯盆地陕北斜坡延长组某段,岩性为泥质粉砂岩,总体上物性差,为低孔渗-致密储层,完全含水岩石的核磁共振T2谱基本呈单峰或不规则的双峰分布。核磁试验采用离线驱替的方式进行,主要流程如下:①将经过洗油、洗盐、烘干等预处理的柱塞岩样放入高压饱和仪,使岩心饱和模拟地层水(氯化钙溶液,矿化度为85 000 mg/L),取出放入核磁共振仪,测量完全含水状态的核磁共振T2谱;②将完全含水岩心放入夹持器,采用模拟油(煤油,黏度为1.96 mPa·s)驱替孔隙中的地层水,根据出水量计算得到岩心的含油、含水饱和度;③将岩心静置大概8 h后取出,放入核磁共振仪中测量该饱和状态的核磁共振T2谱;④将岩心取出再次放入夹持器中进行驱替,直至无可动水驱出为止;⑤每次驱替并静置后,将岩心取出放入核磁共振仪中测量核磁共振T2谱。岩心核磁共振仪器的型号为MARAN-Ⅱ(主频约2 MHz),横向弛豫时间测量采用CPMG脉冲序列,等待时间为6 s,回波间隔为0.2 ms,扫描次数为128,回波个数为4 096,接受增益为80%。

图1(a)和图1(b)是典型样品的核磁共振回波串和T2谱(孔隙度为11.37%,渗透率为0.294×10-3μm2)。从图中可知,完全含水岩石的核磁共振T2谱主峰位置约为40 ms。随着含油饱和度逐渐增大,核磁共振弛豫速率降低,谱峰位置明显右移,T2谱形态也由单峰向双峰过渡。这主要是驱替时油先驱出大孔隙中的地层水并占据孔道中央,呈体积弛豫的特征。然而,驱替动力不足以改变黏土束缚水的状态,小于3 ms的弛豫信号基本不变。由于驱替用油和模拟地层水的含氢指数差异很小,在驱替过程中核磁共振T2谱的面积基本不变,说明此时流体饱和度对核磁孔隙度的影响小。

油驱水过程中核磁共振T2谱峰的位置和分布范围发生了明显变化,必将造成核磁共振T2平均值的改变。为了深入挖掘核磁共振T2谱中的流体组分信息,借鉴阿尔奇先生关于岩石电阻率与含水饱和度的试验结果,将任意含水饱和度的T2平均值除以完全含水的T2平均值定义为核磁共振弛豫指数,并对核磁共振弛豫指数与含水饱和度的关系进行分析,见图1(c)和(d)(图中，T2amw和T2am分别为岩心在完全含水和任意饱和度的T2算术平均值)。由图可知,核磁共振弛豫指数与含水饱和度成反比,在双对数坐标下呈明显的线性关系。由T2几何平均值(T2gm)得到的核磁共振弛豫指数与含水饱和度的关系要好于T2算术平均值(T2am),这主要是由于T2am容易受核磁共振谱中极端值的影响,T2谱的分布范围宽、连续性差时,平均数的真实性受到干扰。对其他9块样品也进行了分析,得到同样的规律。

图1 泥质砂岩油水两相核磁共振特征Fig.1 NMR responses of a typical shaly sandstone during oil flooding process

仿照阿尔奇先生建立的电阻率增大率与含水饱和度的经典公式,建立含水饱和度与核磁共振弛豫指数的试验关系式:

(1)

式中,IT2为核磁共振弛豫指数;T2gmw和T2gm分别为岩心在完全含水和任意饱和度的T2几何平均值;bT2和nT2分别为核磁共振饱和度系数和核磁共振饱和度指数;Sw为含水饱和度。

表1 泥质砂岩油驱水核磁共振基本参数及拟合系数Table 1 NMR parameters and fitting results of shaly sandstone during oil flooding process

图2 核磁共振饱和度指数与孔隙结构参数的关系及饱和度计算效果Fig.2 Relationship between NMR saturation index and pore structure parameters and saturation calculation effect

图3为柴达木盆地某油田砾状砂岩的核磁共振试验结果(孔隙度为15.07%,渗透率为5.14×10-3μm2)。所用仪器为苏州纽迈生产的NM-2-G型岩心核磁共振分析仪(主频为2MHz),所用脉冲序列为CPMG,等待时间为6s,回波间隔为0.2ms,扫描次数为128,回波个数为46 000,接受增益为80%,模拟地层水是矿化度为10 000mg/L的氯化钙溶液,驱替油的黏度为2mPa·s,试验过程如前所述。试验现象及总体特征与泥质砂岩基本相似,但拟合的核磁共振饱和度指数为2.137,与表1数据相差较大,这可能跟岩性等因素有较大关系[22]。

需要注意的是,油驱水的核磁共振响应特征及拟合结果受驱替介质影响。图4(a)是不同性质自由流体的T2谱(测量温度为25 ℃),试验用原油黏度为202.36mPa·s,煤油黏度为2mPa·s,汽油黏度为2.44mPa·s。水、汽油和煤油的体积弛豫时间长,T2谱分布集中,与岩石表面弛豫有明显区别。原油由于含烃组分复杂,黏度高,体积弛豫时间短,T2谱分布范围宽,与毛管束缚水和黏土束缚水的表面弛豫时间相当。图4(b)为原油和煤油按不同体积混合后测量的核磁共振T2谱(测量温度为25 ℃)。T2谱峰随着煤油比例的增大右移,流体中含烃组分对核磁测量结果的影响不可忽略。因此应根据具体研究区域的流体性质合理配置驱替介质,试验结果才能更好地用于指导核磁共振测井资料解释。当油的体积弛豫时间与岩石表面弛豫时间相当时,核磁共振T2谱的变化特征与流体饱和度的关系不明显(图5,孔隙度为17.1%,渗透率为2.16×10-3μm2),bT2和nT2分别为0.964和0.084,此时应用T2谱进行饱和度计算的难度大。

图3 砾状砂岩油驱水核磁共振特征Fig.3 NMR responses of a typical gravel sandstone during oil flooding process

图4 不同性质自由流体及比例核磁共振T2谱特征Fig.4 NMR T2 spectrums of typical free fluids and their mixtures

图5 油的体积弛豫与岩石的表面弛豫相近时油驱水核磁共振响应Fig.5 NMR response of oil displacement water when volume relaxation of oil is close to surface relaxation of rock

2 气水两相核磁共振试验

实验室开展天然气驱核磁共振测量的要求较高,需保证良好的通风条件,需配备专门的无磁高压夹持器、磁体和测量系统。受试验条件限制,将空气作为驱替介质,采用离心机模拟气驱水过程,测量不同气-水饱和条件的岩石(样品来自于鄂尔多斯盆地西南部延长组某段致密砂岩,共16块)核磁共振T2谱,主要流程如下:①将经过洗油、洗盐、烘干等预处理的柱塞岩样放入高压饱和仪,使岩心饱和地层水(氯化钙溶液,矿化度为50 000 mg/L),取出放入核磁共振仪,测量完全含水状态的核磁共振T2谱;②岩心放入高速冷冻离心机,设置离心力分别为0.345、0.689、1.379、2.069、2.758和3.448 MPa,每个离心力下对岩心离心1 h,取出称重得到岩心的含气、含水饱和度;③将岩心从离心机取出静置大概8 h后,放入核磁共振仪中测量该饱和状态的核磁共振T2谱。所用仪器为MARAN-Ⅱ 岩心核磁共振仪(主频约为2 MHz),所用脉冲序列为CPMG,等待时间为6 s,回波间隔为0.2 ms,扫描次数为128,回波个数为4 096,接受增益为80%。

试验结果如图6(孔隙度为7.25%,渗透率为0.059×10-3μm2) 所示,含水饱和度和长弛豫组分所占的T2谱面积随离心力的增大而降低,但短弛豫时间所占T2谱面积基本不变。核磁共振弛豫指数与含水饱和度成正比,在双对数坐标下呈线性关系,但核磁共振饱和度指数从正值变成负值。这主要是因为空气不含氢,无弛豫信号,离心后孔隙中氢核信号降低,使得T2平均值降低。

表2 致密砂岩气驱水核磁共振基本参数及拟合系数

图6 不同含水饱和度下典型致密砂岩气驱过程的核磁共振响应Fig.6 NMR response of a typical tight sandstone at different water saturation during gas flooding process

对剩下15块致密砂岩的试验数据进行分析,也得到相似结论。如表2所示,bT2稳定在1左右,nT2分布在-1.739～-1.033,平均为-1.385。试验所用气体为空气,与储层孔隙的天然气性质有差异,试验结果不能直接应用于测井解释。然而,通过气驱水核磁共振试验建立的饱和度计算方法,对于二氧化碳地质埋存和非饱和渗流带含水量评价等具有应用潜力。

3 水合物-水两相核磁共振试验

应用测井资料精细评价水合物饱和度及分布,对深化认识天然气水合物的成藏规律和制定水合物勘查和试采方案具有重要意义。现有研究表明,水合物对低场核磁共振信号无贡献,可根据密度测井孔隙度与核磁共振测井孔隙度的差值来表征水合物饱和度[23]。然而,由于含水合物沉积物的岩性复杂、骨架参数确定困难,密度测井计算的孔隙度精度低。低场核磁共振信号基本不受岩性影响,但与顺磁矿物、黏土类型及含量、回波间隔和测井环境等密切相关,密度测井孔隙度与核磁共振测井孔隙度差值得到的天然气水合物饱和度一般要比实际值高。如能直接从核磁共振弛豫信号中建立天然气水合物饱和度的直接计算方法,将大大降低信号采集、岩石性质和解释模型带来的误差。

根据文献的试验结果探索核磁共振饱和度指数在天然气水合物饱和度评价中的可行性。图7(a)是未胶结砂岩在水合物生成阶段的T2谱(孔隙度为32.6 %,渗透率为1 044.2×10-3μm2)。从图中可知,核磁共振T2谱面积随着含水饱和度的降低而降低,且变化主要发生在长弛豫时间处,说明水合物优先生成于大孔中。T2几何平均值与含水饱和度的关系与气驱水试验基本一致,这主要是由于天然气水合物与空气一样,基本无核磁信号。对剩下3块岩样进行拟合也得到类似结论,如表3所示。对文献数据[24-25]进行分析(5～7号样品来自于文献[24],8号样品来自于文献[25]),进一步证实了利用T2谱直接计算水合物饱和度的可行性。与气-水两相核磁共振试验结果相比,含天然气水合物储层的核磁共振饱和度指数分布范围较广,这可能跟粒径和岩性等有关。

图7 未胶结砂岩在水合物生成过程的核磁共振特征Fig.7 NMR response of a typical unconsolidated sandstone during gas hydrate growth process

表3 天然气水合物核磁共振基本参数及拟合系数

4 结 论

(1)岩石孔隙中含两相流体且流体的体积弛豫与岩石的表面弛豫时间有较大差异时,含水饱和度与核磁共振弛豫指数呈现出较好的幂指数关系,可仿照阿尔奇公式对数据进行拟合分析。值得注意的是,本文中气-水两相核磁共振数据是基于离心试验得到,不能直接用于含气层测井评价。

(2)核磁共振饱和度系数约为1,核磁共振饱和度指数分布范围较广,与流体的自由弛豫、粒径、岩性、孔隙结构等密切相关。当岩石孔隙中含有油-水两相时,核磁共振弛豫指数与含水饱和度成反比,核磁共振饱和度指数为正值,当岩石孔隙中含有气-水两相和水合物-水两相时,核磁共振弛豫指数与含水饱和度成正比,核磁共振饱和度指数为负值。可在分类研究和总结基础上建立区域性的饱和度计算模型。

(3)针对特定研究目标开展试验模拟,分析不同流体赋存状态和饱和度的核磁共振T2谱特征及其响应规律,对于指导核磁共振测井解释建模,提升核磁共振测井资料在储层评价中的应用效果具有重要意义。

致谢感谢中国石油天然气集团公司测井重点实验室和中国石油天然气股份有限公司测井重点实验室以及中国地质调查局广州海洋地质调查局邢东辉博士、中国石油勘探开发研究院西北分院刘建宇博士和博士研究生赵吉儿等提供的帮助。