應用磁共振測井資料評價復雜儲集層

應用磁共振測井資料評價復雜儲集層

1磁共振勘探原理1.1t1分布的顯示磁共振鉆井的原始數(shù)據(jù)是隨著時間的推移而變化的回波信號?；夭ㄐ盘柊ㄖ匾膸r石物理和油氣信息。通過基本多指數(shù)變換獲得b2分布。在T2分布圖上,橫軸為T2(單位ms),叫作橫向弛豫時間;縱軸為區(qū)間孔隙度,反映了不同T2分量對測量孔隙度的貢獻。T2分布包含了回波串的全部信息,T2分布的面積等于回波串0時刻的幅度,而整個分布則反映了回波信號的衰減情況。T2分布可以用全波列、變密度和區(qū)間孔隙度3種方式顯示。全波方式可以直接看出各個深度點T2分布幅度的相對變化;變密度顯示方式,即把T2分布各點的幅度用不同的顏色表示,有利于追蹤T2分布峰值隨深度的變化趨勢;區(qū)間孔隙度累加的顯示方式,把各區(qū)間的孔隙度用不同符號或顏色逐項累加顯示,可以直觀地看出各個區(qū)間的孔隙度隨深度的變化。巖石樣品的T2分布可以用于描述孔徑分布。當孔隙中飽和單相流體時,核磁共振T2分布表征孔隙介質(zhì)的孔徑分布;如果孔隙中飽和多相流體,則T2分布不僅有巖石孔徑分布的信息,還有流體成份的信息。不同流體以及相同流體的不同賦存狀態(tài)會有不同的T2值。通常,泥質(zhì)束縛水的T2值很短,自由流體的T2值較長,而毛管束縛水的T2值介于泥質(zhì)束縛水與自由流體之間。因此,依據(jù)泥質(zhì)束縛水與毛管束縛水之間、毛管束縛水與可動流體之間的2個截止值,可以把一個完整的T2分布分解成泥質(zhì)束縛水、毛管束縛水和可動流體3部分。這種計算的正確性與精度完全取決于2個截止值的合理性。T2截止值的確定需要地區(qū)經(jīng)驗和實驗室分析資料的支持。有了自由流體和束縛水的信息后,即可估算地層的滲透率。精確的滲透率模型也需要地區(qū)經(jīng)驗和試驗室分析資料的支持。1.2流體的變化核磁共振測井資料中固體骨架對其響應沒有貢獻,觀測信號只來自于孔隙中的流體。而且,孔隙中的不同流體如泥質(zhì)束縛水、毛管束縛水、可動水、天然氣、輕質(zhì)油、稠油等具有不同的核磁共振性質(zhì),通過一定的方式和觀測模式,可以有效地識別流體,并對地層的孔隙度、滲透率進行定量解釋。1.2.1儲層巖石孔隙度分析核磁共振測井資料不受礦物成份及含量的影響,準確地為復雜巖性或致密地層提供巖石中存儲流體的能力,即地層的有效孔隙度。常規(guī)孔隙度測井由于不是直接面對流體,首先需要確定巖性和骨架礦物成份,然后再間接地計算孔隙度。核磁共振直接面對流體,再復雜的巖石骨架對核磁孔隙度測量值幾乎沒有影響。1.2.2流體性質(zhì)的反映識別地層中的流體性質(zhì)通常使用原始地層電阻率,由阿爾奇公式建立的含水飽和度方程計算出地層的含水飽和度,根據(jù)飽和度的高低判斷流體性質(zhì)。此時,地層水電阻率是最關(guān)鍵的參數(shù)之一,當油層的電阻率比水層的電阻率高時,判斷準確;而當有多種具有不同導電特性的水并存于巖石的孔隙空間時,阿爾奇公式計算的結(jié)果并不能反映地層中的流體性質(zhì)。對于這樣的低電阻率油層、高電阻率水層、致密層,核磁共振測井可以避開地層水電阻率而直觀顯示流體的性質(zhì)。1.2.3地下電阻率測井體積模型中的水,包括泥質(zhì)束縛水、毛管束縛水與可動水,都會對電阻率測井有相應的貢獻。電阻率測井在響應方式上是一種宏觀平均效應,它們在導電性上卻沒有任何差異,用電阻率不能區(qū)分巖石孔隙中賦存水的狀態(tài)。核磁共振測井可以區(qū)分孔隙中各種水的狀態(tài),以及賦存水的孔隙空間的孔徑尺寸。2方法研究2.1t1材料的密度分布見表2根據(jù)儲集層段的第2層段,按照是否區(qū)分四儲集層與非儲集層在T2分布上存在著明顯的差異。非儲集層表現(xiàn)為沒有或僅有很小的可動流體孔隙度,或雖有一定的孔隙度,但基本上為毛管束縛流體。在標準T2分布上,非儲集層段沒有信號,或峰值都位于T2截止值的左側(cè),呈單峰形態(tài)。而對于基質(zhì)孔隙、溶洞、裂縫較發(fā)育的儲集層,T2分布包絡(luò)面積較大,T2截止值右側(cè)存在可動流體信號,可動流體孔隙度相對較大。當儲集空間裂縫、溶洞較為發(fā)育時,儲集流體的弛豫時間T2分布上的信號相對靠后,譜峰包絡(luò)面積相對較大。2.2水岸稠油的核磁共振特征在稠油層,核磁的孔隙度、滲透率與相同巖性的水層相比明顯偏低。水層的T2譜的雙峰特征明顯,反映儲層分選較好、孔隙結(jié)構(gòu)較好的特征,核磁孔隙度、滲透率與常規(guī)測井計算的接近。稠油層的T2譜普遍呈前高后低的單峰拖拽特征,前面的譜峰很高,后面的譜峰有明顯的拖拽現(xiàn)象。由于稠油中的瀝青質(zhì)等重組份的橫向弛豫速度非?？?儀器無法測量到;而一些較輕質(zhì)成份的弛豫較慢,呈現(xiàn)向后拖拽的特征。高重組份、高粘度的稠油,其核磁共振特征與束縛水相近,即T1、T2時間很短,在差譜與移譜上沒有顯著的差異。氣層的特征與束縛水的特征類似。2.3低孔隙儲層的劃分對砂礫巖儲層,一般是近物源沉積,顆粒分選差,礦物成份復雜,填隙物含量高且成份多樣,即結(jié)構(gòu)成熟度和礦物成熟度低,以中、低孔隙度、低滲透率、孔隙結(jié)構(gòu)復雜為主要物性特征。核磁共振測井資料對這類儲層能提供準確的孔隙度、滲透率。根據(jù)標準T2的長短、差譜上的剩余信號分布、移譜圖上長回波間隔T2的前移程度來劃分此類儲層是產(chǎn)層、低產(chǎn)層還是干層,并判斷流體性質(zhì)是氣、稠油、輕質(zhì)油還是水。核磁共振測井資料還能為火成巖的物性、含油性能提供準確的結(jié)論。2.4關(guān)于束縛水體積的確定低電阻率儲層通常是指油層的電阻率小于或接近圍巖電阻率,油層與水層電阻率差別不大,電阻率增大系數(shù)小于2的儲層。形成低電阻率油層的原因很多,主要是巖性、物性變化大,油、氣、水層電性特征紊亂,普遍存在泥質(zhì)含量高,粒度中值低等特點,導致毛管發(fā)育束縛水含量高,從而造成油層的低電阻率。在核磁共振標準T2譜上,當T2截止值確定后,可以直觀地指示出孔隙中束縛水的體積;從雙TE(移譜圖)上可動流體擴散的快慢來判斷流體的性質(zhì),當可動流體是油時,長TE的T2譜比短TE的T2譜的短,可動峰前移,相差2~4倍。3地層及井段地層圖1是勝利油田鄭王地區(qū)的一口井的測井實例。該井1204~1217m為稠油含礫砂巖,使用自然伽馬、自然電位、電阻率曲線劃分儲層,識別流體性質(zhì)有一定難度。從核磁共振測井資料看,在1204.2~1209.5m和1214.6~1217m井段內(nèi),核磁總孔隙度在24%~27%之間,有效孔隙度大于18%,由此判斷這個井段為好的儲層。T2譜特征呈明顯的前高后低的拖拽現(xiàn)象,T2譜長組份達2000ms以上,且烴的含量占據(jù)了可動流體儲集空間,這些信息均說明該層為典型的稠油產(chǎn)層。對這2個層段進行熱采,日產(chǎn)稠油15.2m3。圖2是勝利油田孤北地區(qū)一口氣井的測井實例。井段4133.3~4138m為氣層,由于儲層深,孔隙度小,聲波、中子、密度曲線在該層指示氣不明顯。從核磁共振測井移譜圖上看,長TE組譜峰較短TE組譜峰明顯前移,其T2幾何平均值由200ms減小到50ms,為典型的氣層特征,解釋為氣層。該層試油日產(chǎn)氣11.67×104m3,從而打開了該地區(qū)深層天然氣勘探新局面。圖3是渤海灣地區(qū)NP1井的組合測井圖。該井巖性復雜,2216m以上為火成巖,2216~2227m為礫巖。傳統(tǒng)的自然伽馬及自然電位曲線不能清楚地識別儲層,電阻率的高低不反映地層的含油性。核磁共振測井資料在該井段有明顯的油氣顯示,尤其在2216~2220m之間,T2譜更長達2048ms,且譜峰飽滿,顯示該井段為好的油層;2220~2225m井段也有油氣顯示,但與2216~2220m井段比稍差,解釋為差油層,后來的MDT測井證實了這一結(jié)論。圖4是勝利油田商河地區(qū)SH550井組合測井圖。該段地層屬三角洲前緣濁積砂體,巖性混雜,屬中孔低滲透率儲層,油層電阻率與水層電阻率相差不大,用電阻率很難區(qū)分油水性質(zhì)。從核磁共振測井資料看,2847~2853m的T2譜譜峰明顯向后拖移,達1000ms以上,核磁滲透率為(20~170)×10-3μm2,核磁有效孔隙度在18%左右,含烴孔隙度接近可動流