偏心型核磁共振测井评价页岩油储层新方法

2022-06-06王成荣吴都刘志敏曾博洁王雷王娜

测井技术 2022年2期

王成荣,吴都,刘志敏,曾博洁,王雷,王娜

(1.中国石油集团测井有限公司吐哈分公司,新疆哈密839009;2.中国石油吐哈油田公司工程技术研究院,新疆哈密839009;3.中国石油集团测井有限公司制造公司,陕西西安710077)

0 引言

随着中国常规油藏探明程度持续增加,常规油藏储量增长难以满足原油需求增长要求,储量丰富的页岩油藏成为油气勘探开发重点接替领域。新疆吉木萨尔作为中国首个国家级陆相页岩油示范区,页岩油资源潜力巨大,具有良好的勘探开发前景。

吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油储层甜点厚度稳定性较差,平面分布较分散,整体孔隙度较大,但孔隙结构较差。目前,吉木萨尔页岩油储层甜点主要利用居中型核磁共振测井对有效孔隙度和可动孔隙度进行分类,方法较为简单。居中型核磁共振测井最小回波间隔为0.6 ms,由于最小回波间隔较大,极大限制了对微小孔隙结构的准确评价;且该区块采用高矿化度钻井液,钻井液电阻率低,对核磁共振信号造成严重衰减,居中型核磁共振测井信噪比大幅降低,给页岩油孔隙结构精细评价带来巨大困难。

1 吉木萨尔区块储层特征及评价难点

1.1 吉木萨尔区块地质概况

吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组为咸化湖沉积,凹陷内沉积物以内源矿物、岩屑为主,伴有碳酸盐岩、黄铁矿等自身矿物,机械沉积、化学沉积和生物沉积混合出现[1],岩性复杂多样,大多为过渡岩性。烃源岩与储层交互出现,部分井段为烃储一体,源储关系复杂。

1.2 吉木萨尔区块页岩油储层岩性特征

通过对研究区岩矿、铸体薄片岩石类型进行分析,认为吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油储层上甜点岩性主要为砂屑云岩、岩屑长石粉细砂岩和云屑砂岩,下甜点岩性主要为云质粉砂岩,岩石矿物成分复杂,过渡类岩性广泛存在,导致岩石骨架无固定特征值,测井响应机理复杂,储层纵向非均质性强。

1.3 吉木萨尔区块页岩油储层物性特征

通过覆压物性分析资料表明,上、下甜点储层孔隙度6.09%～25.79%,平均10.99%;渗透率(0.001～0.284)×10-3μm2,平均0.012×10-3μm2,渗透率小于0.100×10-3μm2的样品占比大于90.90%,呈超低渗透率特征。

1.4 吉木萨尔区块页岩油储层特征

吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油主要发育剩余粒间孔隙、微孔隙(晶间孔)、溶孔隙、溶缝这4种储集空间类型。其中纳米级微孔隙较发育,部分纳米级微孔隙中充填有油膜[2]。根据区域毛细管压力实验分析数据,页岩油储层可分为3类[3]。

(1)Ⅰ类储层。通过压裂等措施后可以获得高产,压汞曲线形态以粗歪度为主,分选相对较好,以粗孔隙为主,平均排驱压力小于1 MPa,中值压力小于10 MPa,累计进汞大于90%。

(2)Ⅱ类储层。通过压裂等措施可获得油气产能,压汞曲线以偏粗歪度为主,分选较好,压汞曲线平台角度比Ⅰ类储层大,孔喉相对集中,排驱压力0.1～12.0 MPa,中值压力10.0～50.0 MPa,累计进汞大于85%。

(3)Ⅲ类储层。通过压裂改造后产能较低,压汞曲线基本无平台,为细歪度,分选一般,排驱压力和中值压力较大,储层渗透性能较差。

1.5 吉木萨尔区块页岩油储层测井特征

吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油储层存在明显源、储一体特征,烃源岩层段表现出高声波时差、高中子和中高电阻率的特征;储层为中低电阻率,局部烃源岩段核磁共振表明有效孔隙较发育,同样可以为储层。将常规测井与核磁共振测井相结合,如图1所示,第7道中PMT为核磁共振测井总孔隙度,PME为核磁共振测井有效孔隙度,PMF为核磁共振测井可动流体孔隙度;第9道中TG为气测总含烃量。由于受岩性影响,3 656～3 659 m与3 664～3 667 m井段的三孔隙度曲线和电阻率曲线特征相似,3 664～3 667 m井段核磁共振测井反应储层孔隙结构明显好于3 656～3 659 m井段,常规测井评价页岩油储层类型困难。取心资料显示,岩性颗粒越粗,孔隙结构越好,含油性越好。

图1 页岩油储层综合图*非法定计量单位,1 b/eV=6.241 46×10-10 m2/J,下同

2 核磁共振测井技术

2.1 核磁共振测井原理

核磁共振是指自旋原子核自旋过程产生核磁矩和自旋角动量,在稳定外磁场作用下产生取向,满足拉莫尔频率的射频信号使原子沿外磁场方向进动产生共振,从低能态跃迁到高能态;当射频场消失,原子从高能态回到低能态,被检测的跃迁信号即核磁共振信息[4]。地层中氢原子核磁矩最大,对核磁共振信号贡献最大,其他原子核磁矩相对于氢原子较小,对核磁共振信号贡献微小,因此,核磁共振信号受骨架影响小,主要反映地层中含氢元素的流体信息。

核磁共振横向弛豫主要由体积弛豫、表面弛豫和扩散弛豫3部分构成

(1)

(2)

(3)

(4)

式中,T2,App为横向弛豫时间,s;T2,s为表面弛豫时间,s;T2,B为体积弛豫时间,s;T2,D为扩散弛豫时间,s;S为单位体积岩石孔隙表面积,μm2;V为岩石孔隙体积,μm3;ρ2为流体与岩石骨架相互作用强度,μm/ms;Tk为绝对温度,K;μ为黏度,mPa·s;D为流体的自扩散系数;γ为旋磁比,rad(1)非法定计量单位,1 rad=(180/π)°/(s·T);G为磁场梯度,T/cm;TE为回波间隔,s。

流体在孔隙空间中,流体分子与岩石相互作用可以分为自由扩散和受限扩散,自由扩散与流体自身属性相关,而受限扩散与岩石比表面积相关,MITRA等[4]研究认为视扩散系数可以表述为

(5)

式中,t为扩散时间,s;D(t)为扩散时间t时刻观测的受限扩散系数;D0为自由流体的扩散系数;S/V为比表面积,m2/g。视受限扩散系数随孔径而变化,孔径越小,D(t)相对于D0减小越快,小孔隙扩散贡献越难以被探测,测量回波时间增大时,信号丢失越严重。

研究表明中国各类型页岩油储层孔隙结构非均质性强,孔径分布范围较宽,从纳米级有机孔—微米级粒间孔均发育,受孔隙比表面积影响,小孔隙测量要求核磁共振回波时间尽可能短,达到准确评价地层孔隙结构的目的。

2.2 偏心型核磁共振测井优势

目前核磁共振测井仪器主要为居中型和偏心型。居中型核磁共振测井仪器与地层之间存在一定的间隙,高矿化度钻井液对射频信号的衰减较强,发射天线需提供更高的功率降低信噪比,发射天线长期工作会损坏电子线路,降低测井资料品质[5]。偏心型核磁共振测井仪器采用贴井壁的方式测量,有效减小仪器与地层之间的间隙,发射天线能够工作在较为稳定的功率区间,取得高质量的测井信息,但对井眼光滑度要求较高。

核磁共振测井主要利用自旋回波信号强度求取地层含氢指数,补偿中子测井利用放射性原理探测地层含氢指数,理想情况下核磁共振测井总孔隙度与补偿中子孔隙度具有一致性,但由于测量原理不同,二者之间测量结果有所差异。以补偿中子孔隙度为标尺,将研究区页岩油补偿中子孔隙度与偏心型核磁共振和居中型核磁共振总孔隙度对比(见图2),可以发现补偿中子孔隙度整体大于核磁共振总孔隙度,但偏心型核磁共振总孔隙度与补偿中子孔隙度更为接近。

图2 偏心、居中型核磁共振总孔隙度与补偿中子孔隙度对比图

由于偏心型核磁共振最小回波间隔为0.3 ms,相比于居中型核磁共振最小回波间隔为0.6 ms更短,小孔隙信号丢失少,从2口井C组(黏土组)反演谱可以看出,偏心型核磁共振测井对微细孔隙结构表征更为精细,信息更为丰富(见图3)。

图3 偏心型、居中型核磁共振测井成果图

3 页岩油储层核磁共振测井评价新方法

通过对吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油储层测井特征进行总结分析,烃源岩段补偿声波曲线与深侧向电阻率曲线之间存在明显的镜像包络特征,且补偿中子孔隙度与核磁共振总孔隙度间也存在镜像包络特征,既核磁共振总孔隙度远小于补偿中子孔隙度[6]。

由于研究区孔径较小,核磁共振信号恢复时间短,受核磁共振回波间隔的限制,无法完全记录地层氢元素的回波信息,且回波间隔越大,信息丢失越严重,导致补偿中子孔隙度与核磁共振总孔隙度之间存在明显差异[7-8]。

图4为页岩油岩心不同回波间隔实验室分析数据,可以看出回波间隔越小,T2谱总面积(核磁共振总孔隙度)越大。

图4 不同回波间隔T2谱对比图

从不同回波间隔T2谱幅度计数可以看出(见表1),随着回波间隔增大,T2谱幅度计数逐渐减小,回波间隔0.60 ms的整体相对幅度计数只有回波间隔0.06 ms的整体相对幅度计数的一半;且核磁共振T2谱在截止值(21.00 ms)之前随回波间隔增大,其整体相对幅度计数明显减小;回波间隔0.60 ms的孔隙信号较回波间隔0.06 ms的孔隙信号在21.00 ms之前信号损失达57.10%,21.00 ms之后信号损失可达37.04%,小孔隙信号较大孔隙信号丢失严重。

表1 不同回波间隔T2谱幅度计数及孔隙信号损失对比分析表

从表1可以看出,回波信号越短,小孔隙的探测精度越高,更能反映地层的总含氢量[9]。

偏心型核磁共振测井采用最小0.30 ms的回波间隔,较居中型核磁共振最小0.60 ms的回波间隔精度更高。

将补偿中子孔隙度视为地层总含氢体积,核磁共振总孔隙度与补偿中子孔隙度差异越大,反映地层孔隙结构越差,储层品质越差;反之核磁共振测量总孔隙度与补偿中子孔隙度越接近,核磁共振测量信号损失越小,储层品质越好。

将核磁共振测井与常规测井相结合,吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油储层甜点孔隙结构越好[7],核磁共振测井测量的信号损失越小,核磁共振总孔隙度与补偿中子孔隙度越接近;烃源岩段岩性越细,孔隙体积越小,核磁共振测井测量的信号损失越大,核磁共振总孔隙度与补偿中子孔隙度差异越大(见图5)。

图5 页岩油储层综合图

根据以上分析核磁共振总孔隙度PMT、补偿中子孔隙度CNL及PMT/CNL值与储层孔隙结构有较好对应关系,PMT/CNL值越大,岩性越好。

结合核磁共振T2几何平均值和PMT/CNL值可以发现,Ⅰ类储层T2几何平均值大于40 ms,PMT/CNL值大于0.72,Ⅱ类储层与Ⅲ类储层PMT/CNL值分布范围0.45～0.72,Ⅱ类储层T2几何平均值为20.2～40.0 ms,Ⅲ类储层T2几何平均值为5.6～20.2 ms(见表2、图6)。

表2 储层分类综合表

图6 核磁共振T2几何平均值—PMT/CNL交会图

4 偏心型核磁共振测井评价应用实例

石树XX井为吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油区块的一口预探井,钻井液类型为复合盐弱凝胶,井底钻井液电阻率约0.03 Ω·m,采用国产偏心型核磁共振测井仪器iMRT测量,最小回波间隔为0.3 ms,处理黏土截止值为1.8 ms,T2谱截止值为15.0 ms,核磁共振计算的孔隙度与岩心分析孔隙度对应性较好[10]。图7为石树XX井测井解释综合图,第5道烃源岩井段补偿声波与深侧向电阻率之间包络面积较大;第6道烃源岩井段补偿中子与核磁共振总孔隙度之间存在明显包络,储层段补偿中子与核磁共振总孔隙度较为接近,PMT/CNL值较大,且核磁共振有效孔隙度、T2几何平均值大。通过分析,核磁共振总孔隙度13.0%～13.8%,有效孔隙度最大值11.3%～12.4%,PMT/CNL值0.76～0.92、T2几何平均值55.0～64.0 ms,解释为Ⅰ类储层/2层;核磁共振总孔隙度9.1%～10.7%,有效孔隙度最大值9.1%,PMT/CNL值0.51～0.57、T2几何平均值29～39 ms,解释为Ⅱ类储层/3层;核磁共振总孔隙度10.6%～11.8%,有效孔隙度最大值6.6%～7.1%,PMT/CNL值0.59～0.64、T2几何平均值15.0～20.2 ms,解释为Ⅲ类储层/1层。对比分析发现:孔隙结构越好,PMT/CNL值越高,T2几何平均值越高。结合区域地层分布特征,对2 645～2 658 m井段的Ⅰ、Ⅱ类油层部署水平井,获得日产油8.6 t的工业产能。