核磁共振录井优化实验及流体评价技术研究与应用

2024-01-14苑传江李怀军李秀彬崔海福

录井工程 2023年4期

苑传江李怀军李秀彬李晨刘洋崔海福

（中国石油集团西部钻探工程有限公司地质研究院（录井工程分公司））

0 引言

近年来，随着钻井区域的不断拓展和钻井深度的持续增加，钻井过程中油气显示发现及准确评价的重要性日益凸显。储层流体性质判别一直是录井解释技术难题，常规录井方法往往难以有效识别[1-2]。核磁共振录井评价技术通过检测岩样孔隙内的流体量，以及流体与岩石孔隙固体表面之间的相互作用，能够快速获得储层内的孔隙度、渗透率、油（水）饱和度等重要信息，从而有助于分析储层物性及判别流体性质[3-6]。然而，由于油藏特征的复杂性，核磁共振录井分析质量受到取样方式及分析时间等因素的制约，影响了对储层流体性质的评价效果。

准噶尔盆地玛湖油田三叠系、二叠系及莫北油田侏罗系油藏圈闭均存在轻质油储层，该类油质具有较强的挥发性。若岩心样品保存方式不当或取样时间不及时，均会造成岩心油气挥发，可动孔隙中的流体随着时间的推移，会逐渐减少甚至挥发殆尽，从而对流体性质评价产生较大影响[7-8]。因此，针对核磁共振录井的影响因素，亟需寻找一种科学、有效的取样分析流程来减少油气组分散失及外源水造成的影响，进而达到准确识别地层流体性质的目的，发挥核磁共振录井技术的应用效果。

本文以核磁共振三扫（干样信号，孔隙信号，油信号）分析为基础，通过提高分析质量与评价效果相结合的方式实现优化。质量优化方面包括核磁共振录井取样方式、分析时间、溶液浓度等对比实验，通过验证最佳方案来提高核磁共振样品分析质量，可以最大限度地减少外界因素的影响，进而提高分析数据的精准度。其技术研究方向为：总结核磁共振录井技术流体性质评价方法、创建核磁共振量化参数、建立流体性质评价模型。通过核磁共振录井实验项目及评价技术的双向研究，旨在提高储层流体性质评价的准确率。

1 核磁共振录井优化实验

核磁共振录井取样分析流程主要通过以下3组实验进行优化：（1）取样方式差异化对比，选取最佳取样方式，减少流体挥发造成的影响；（2）分析时间窗口对比，验证不同时间段内分析对核磁共振数据的影响程度，选择最佳分析时间；（3）锰水溶液信号影响测试，获取最佳锰水溶液浓度，避免锰水浓度差异造成的含油饱和度误判。

1.1 取样方式差异化对比

分别选取岩心柱（直径2.5 cm，高度2.5 cm）和块状岩心两类样品，取样方式分为密封岩心柱、未密封岩心柱和密封岩心块、未密封岩心块，将这4种样品进行核磁共振三扫对比分析。实验结果显示：干样信号、孔隙信号和油信号在不同取样方式下均存在显著差异（图1）。

图1 取样方式优选实验对比

1.1.1 干样信号对比

干样信号主要反映的事岩心样品分析时原始状态孔隙内的流体信号。实验显示：在干扫状态下，4种取样方式所分析的谱图形态特征相似，但信号幅度差异较大。以密封岩心柱的效果最好，密封岩心块次之，密封取样方式好于未密封取样方式（图1a）。结论：密封岩心柱>密封岩心块>未密封岩心柱>未密封岩心块。

1.1.2 孔隙信号对比

孔隙信号主要反映的是岩心样品完全饱和盐水后孔隙度的差异。实验显示：饱和盐水状态下，4种取样方式所分析的谱图形态基本一致，但显示效果以完整度优先（图1b）。结论：密封岩心柱>未密封岩心柱>密封岩心块>未密封岩心块。

1.1.3 油信号对比

油信号主要反映的是岩心含油饱和度的差异。实验显示：在浸泡锰水状态下，同样类型样品谱图差异较小，不同类型样品对比谱图差异较大，显示效果以完整度优先（图1c）。结论：密封岩心柱>未密封岩心柱>密封岩心块>未密封岩心块。

1.1.4 建立取样方式对比评价表

综合以上3 组实验结果，对4 种取样方式建立了取样方式对比评价表，得出以下结论：岩心样品最佳取样方式为密封岩心柱样品，最差的取样方式为未密封岩心块样品，另外两种取样方式位于最佳和最差之间（表1）。

表1 取样方式对比评价

1.2 分析时间窗口对比

本研究采用10个不同的时间段（6、24、48、72、96、120、144、168、192、216 h）对岩心样品进行3 组对比实验，旨在确定最佳的分析时间以及不同时间段内流体挥发对信号的影响。

1.2.1 流体散失速度实验

选取刚取回的岩心样品，在10个不同时间段进行干样信号分析，以判别信号影响强弱程度（图2a）。实验结果显示，在24 h 内干样信号幅度降低较慢，24 h后流体散失急剧加快，72 h 后流体散失程度减弱，120 h后信号幅度下降缓慢。

图2 核磁共振不同录井分析时间段对比谱图

1.2.2 孔隙度及含油饱和度实验

将核磁共振样品分成3 组：第1 组样品放置6 h，分析孔隙信号及油信号；第2组样品放置24 h，分析孔隙信号及油信号；第3组样品放置48 h，分析孔隙信号及油信号。将6 h 内分析的样品孔隙信号及油信号默认为地层原始状态，即流体未散失，恢复程度为100%，与放置24 h 及24 h 后分析的孔隙信号及油信号进行对比（图2b、图2c、表2）。

表2 恢复孔隙信号及油信号对比

实验结果显示：随着放置时间的增加，浸泡盐水后的孔隙信号（孔隙度）相差不大，基本可以恢复到原始状态；含油饱和度对比，放置24 h内，与立即分析样品的油信号幅度相差不大，而放置24 h 后信号幅度下降明显，时间越长降低程度越大，即无法恢复地层原始状态。

1.2.3 建立分析时间窗口对比表

通过以上实验，进行了分析时间窗口对比（表3），将流体散失速度、孔隙度、含油饱和度实验分别按6、24 h和24 h后、48 h后进行综合对比。

表3 分析时间窗口对比

实验对比得出：样品放置时间长短对于孔隙信号影响较小，对于干样信号（流体散失速度）和油信号（含油饱和度）影响较大；岩心出筒后24 h内将样品送回分析，效果最佳，如无法及时送回也应在24 h 内密封取样，可以最大程度地保存地层真实信息。

1.3 锰水溶液信号影响测试

岩心样品通过浸泡锰水后可以测量含油饱和度等信号，其原理是MnCl2溶液可以起到屏蔽水信号作用[9]，剩余部分为油信号。但MnCl2溶液只有达到一定的浓度后才能完全屏蔽水信号，否则会造成原始油信号与未完全屏蔽的水信号重叠，导致地层含油饱和度的误判。为了排除锰水溶液自身信号的影响，笔者进行了不同锰离子浓度的锰水溶液实验。将无显示的岩心柱（无信号）浸泡在不同锰离子浓度的锰水溶液中，以饱和盐水方式对其进行孔隙信号测量（图3、表4），观察不同锰离子浓度下锰水溶液对水信号的屏蔽效果。实验结果显示：

表4 锰水溶液锰离子浓度对比评价

图3 不同锰离子浓度的锰水溶液信号对比

（1）当锰水溶液锰离子浓度达到30 000 mg/L 时，信号强度及孔隙度为0，此时对样品信号强度无影响。

（2）在锰离子浓度达到30 000 mg/L 之前，不同锰离子浓度的锰水溶液自身均存在一定信号，但都分布在束缚流体部分，对岩心可动流体部分无影响。

1.4 实验结论

通过以上3 项实验，得出了核磁共振录井样品取样方式、分析时间以及锰离子溶液浓度的最佳方案，通过方案的优选实现了分析环节的优化，极大程度减少了人为因素对核磁共振录井分析造成的影响，进而提高了分析数据的精准性。

2 核磁共振录井流体性质评价方法

2.1 核磁共振录井T2谱图评价方法的优化

核磁共振录井常规T2谱图分析曲线为孔隙信号和油信号（图4a），通过可动流体部分油信号与孔隙信号曲线面积的重合度来评价储层含水性。然而，当可动流体部分存在油气挥发，岩心样品浸泡饱和盐水后会充填孔隙，这种情况下通过可动流体部分油信号与孔隙信号曲线面积的重合度进行判断，一定程度上会造成流体挥发部分具含水特征的误判，降低了核磁共振录井流体性质评价的准确性。

图4 核磁共振录井T2谱图

为了解决这个问题，进行核磁共振三扫分析研究，在核磁共振录井常规T2谱图分析的基础上增加了干样信号曲线（图4b）。操作方法是将未处理的岩心样品进行直接测量获得岩心内部原始的流体信息，目的是排除外源水充填孔隙造成的影响[10]。在T2谱图评价过程中，孔隙信号用于评价孔隙度，用油信号与干样信号曲线面积的重合度进行储层含水性判别，提高储层流体性质评价的准确率，实现T2谱图评价方法优化的目的。

2.2 核磁共振流体性质评价量化参数的建立

本文通过研究核磁共振录井三扫分析T2谱图评价方法，提出了一种新的储层流体性质评价方法——利用油信号与干样信号的重合度来评价储层流体性质。然而，目前该方法仍处于定性评价阶段，为了实现技术优化，本文根据T2谱图评价原理结合数学推导定义了核磁共振录井流体性质评价量化参数可动水信号比（KDS），对应T2谱图可动流体部分中可动油信号面积及可动干样信号面积均可近似看作梯形面积，通过相邻的弛豫时间点可以分割为若干个小梯形（图5），再利用微积分公式计算出每个小梯形面积之和，进而得出可动油信号面积及可动干样信号面积，则可动水信号比＝（可动干样信号面积-可动油信号面积）/可动干样信号面积×100%。具体计算公式如下：

图5 T2谱图可动油信号面积分割图

式中：Sg为可动干样信号面积，无量纲；Sy为可动油信号面积，无量纲为T2截止值对应的干样信号强度；为梯形结束点对应的干样信号强度为T2截止值对应的弛豫时间，ms ；为梯形结束点对应的弛豫时间，ms；为T2截止值对应的油信号强度；为梯形结束点对应的油信号强度；KDS为可动水信号比，%。

通过实例验证，可动水信号比能够更加准确地评价储层含水性，该比值越高，可动流体中含水率越高，储层越倾向于含水特征，反之就具含油特征。

2.3 核磁共振录井流体性质定量化评价模型的构建

本文通过对玛湖及莫北油田经过试油验证的40套低密度显示层进行规律总结，试油层段包括：油层、差油层、油水混层（油水同层、含油水层）等不同流体类型。通过对核磁共振录井评价参数进行研究，选取孔隙度、可动流体饱和度、含油饱和度、可动水饱和度及派生参数可动水信号比5 项敏感参数，构建了核磁共振雷达网络评价模型（图6）及评价标准（表5）。

表5 核磁共振雷达网络模型评价标准

图6 核磁共振雷达网络评价模型

基于该模型的评价方法为：通过将取心井段中的核磁共振录井5 项敏感参数的平均值构建雷达网络，根据取心井段雷达网络分布区域进行流体性质评价。当雷达网络5项敏感参数均分布在红色区域时评价为油层，当雷达网络分布在蓝色区域且可动水信号比>30%时为油水混层，差油层（灰色）处于油层区域但各项指标比油层要弱，流体评价指标详见表5。该模型可有效规避常规交会图板散点分布不均造成的影响，实现了储层流体定量化评价。

3 核磁共振录井优化技术的应用

对准噶尔盆地玛湖及莫北油田10 口井轻质油储层进行核磁共振录井优化技术应用，通过对取样及分析环节的优化方法，获得精准的分析参数，再利用核磁共振录井评价方法与核磁共振雷达网络评价模型及标准对储层流体性质进行判别，经过试油后验证，流体性质判别符合率达到90%，具有较高的实用性。

3.1 MH 45 井

MH 45井位于准噶尔盆地中央坳陷玛湖凹陷南斜坡，是为探索玛湖凹陷白碱滩扇东翼低勘探区三叠系百口泉组和二叠系上乌尔禾组的含油气性而部署的一口探井。钻至5112.00 m气测显示活跃（图7），压力系数为1.65，属于异常高压储层；在井段5116.03～5120.26 m取心，取获油斑级岩心1.75 m，油迹级岩心2.07 m，荧光级岩心0.41 m，含油岩心出筒时砾石面基质见浅褐色原油，油气味较浓，含油面积为3%～10%，底部荧光岩心新鲜断面油气味浓，表断面直照荧光20%～30%，呈乳白色，弱发光，滴水速渗。

井段5 110.00～5 120.00 m（P3w2）核磁共振三扫分析，孔隙信号可动流体明显，干样信号与油信号部分重叠（图8a），具含水特征。核磁共振雷达网络评价模型：孔隙度10.05%～13.61%，可动水信号比50.00%～55.00%，可动水饱和度 20.92%～35.11%，含油饱和度8.05%～17.48%，可动流体饱和度23.19%～36.63%，显示层参数指标雷达网络面积（绿色）分布在油水混层区域，储层含水特征明显，评价为含油水层（图8b）。井段5 110.00～5 120.00 m产油0.42 t/d，产水7.80 m3/d，原油密度0.81 g/cm3，试油结论为含油水层。

图8 MH 45井核磁共振录井T2谱图及雷达网络评价模型

3.2 M 25 井

M 25 井位于准噶尔盆地中央坳陷莫索湾凸起，是为探索侏罗系三工河组沟槽区有利砂体叠合区、八道湾组斜坡区地层型优质储层及断块圈闭的含油气性而部署的一口探井。钻至5 068.00 m 气测显示异常，见荧光显示（图9），压力系数为1.95，属于异常高压储层；在井段5 070.22～5 077.48 m 取心，取获荧光级岩心7.26 m，荧光岩心出筒时油气味较浓，但散失较快，局部岩心见针孔状气泡连续冒出，岩心断面干照荧光70%～80%，呈乳白色、中发光，滴水缓渗-速渗。

图9 M 25井综合录井图

井段5066.00～5084.00 m（J1b1）核磁共振三扫分析，孔隙信号可动流体明显，干样信号与油信号重叠面积较小（图10a），具含水特征。核磁共振雷达网络评价模型：孔隙度8.04%～10.00%，可动水信号比46.26%～74.00%，可动水饱和度 32.56%～42.61%，含油饱和度7.08%～14.07%，可动流体饱和度41.52%～53.74%，显示层参数指标雷达网络面积（绿色）分布在油水混层区域，且可动水信号比较高，以含水为主，评价为含油水层（图10b）。井段5067.00～5 076.00 m，产水12.40 m3/d，试油结论为水层。