应用磁共振测井资料评价复杂储集层

应用磁共振测井资料评价复杂储集层

1磁共振勘探原理1.1t1分布的显示磁共振钻井的原始数据是随着时间的推移而变化的回波信号。回波信号包括重要的岩石物理和油气信息。通过基本多指数变换获得b2分布。在T2分布图上,横轴为T2(单位ms),叫作横向弛豫时间;纵轴为区间孔隙度,反映了不同T2分量对测量孔隙度的贡献。T2分布包含了回波串的全部信息,T2分布的面积等于回波串0时刻的幅度,而整个分布则反映了回波信号的衰减情况。T2分布可以用全波列、变密度和区间孔隙度3种方式显示。全波方式可以直接看出各个深度点T2分布幅度的相对变化;变密度显示方式,即把T2分布各点的幅度用不同的颜色表示,有利于追踪T2分布峰值随深度的变化趋势;区间孔隙度累加的显示方式,把各区间的孔隙度用不同符号或颜色逐项累加显示,可以直观地看出各个区间的孔隙度随深度的变化。岩石样品的T2分布可以用于描述孔径分布。当孔隙中饱和单相流体时,核磁共振T2分布表征孔隙介质的孔径分布;如果孔隙中饱和多相流体,则T2分布不仅有岩石孔径分布的信息,还有流体成份的信息。不同流体以及相同流体的不同赋存状态会有不同的T2值。通常,泥质束缚水的T2值很短,自由流体的T2值较长,而毛管束缚水的T2值介于泥质束缚水与自由流体之间。因此,依据泥质束缚水与毛管束缚水之间、毛管束缚水与可动流体之间的2个截止值,可以把一个完整的T2分布分解成泥质束缚水、毛管束缚水和可动流体3部分。这种计算的正确性与精度完全取决于2个截止值的合理性。T2截止值的确定需要地区经验和实验室分析资料的支持。有了自由流体和束缚水的信息后,即可估算地层的渗透率。精确的渗透率模型也需要地区经验和试验室分析资料的支持。1.2流体的变化核磁共振测井资料中固体骨架对其响应没有贡献,观测信号只来自于孔隙中的流体。而且,孔隙中的不同流体如泥质束缚水、毛管束缚水、可动水、天然气、轻质油、稠油等具有不同的核磁共振性质,通过一定的方式和观测模式,可以有效地识别流体,并对地层的孔隙度、渗透率进行定量解释。1.2.1储层岩石孔隙度分析核磁共振测井资料不受矿物成份及含量的影响,准确地为复杂岩性或致密地层提供岩石中存储流体的能力,即地层的有效孔隙度。常规孔隙度测井由于不是直接面对流体,首先需要确定岩性和骨架矿物成份,然后再间接地计算孔隙度。核磁共振直接面对流体,再复杂的岩石骨架对核磁孔隙度测量值几乎没有影响。1.2.2流体性质的反映识别地层中的流体性质通常使用原始地层电阻率,由阿尔奇公式建立的含水饱和度方程计算出地层的含水饱和度,根据饱和度的高低判断流体性质。此时,地层水电阻率是最关键的参数之一,当油层的电阻率比水层的电阻率高时,判断准确;而当有多种具有不同导电特性的水并存于岩石的孔隙空间时,阿尔奇公式计算的结果并不能反映地层中的流体性质。对于这样的低电阻率油层、高电阻率水层、致密层,核磁共振测井可以避开地层水电阻率而直观显示流体的性质。1.2.3地下电阻率测井体积模型中的水,包括泥质束缚水、毛管束缚水与可动水,都会对电阻率测井有相应的贡献。电阻率测井在响应方式上是一种宏观平均效应,它们在导电性上却没有任何差异,用电阻率不能区分岩石孔隙中赋存水的状态。核磁共振测井可以区分孔隙中各种水的状态,以及赋存水的孔隙空间的孔径尺寸。2方法研究2.1t1材料的密度分布见表2根据储集层段的第2层段,按照是否区分四储集层与非储集层在T2分布上存在着明显的差异。非储集层表现为没有或仅有很小的可动流体孔隙度,或虽有一定的孔隙度,但基本上为毛管束缚流体。在标准T2分布上,非储集层段没有信号,或峰值都位于T2截止值的左侧,呈单峰形态。而对于基质孔隙、溶洞、裂缝较发育的储集层,T2分布包络面积较大,T2截止值右侧存在可动流体信号,可动流体孔隙度相对较大。当储集空间裂缝、溶洞较为发育时,储集流体的弛豫时间T2分布上的信号相对靠后,谱峰包络面积相对较大。2.2水岸稠油的核磁共振特征在稠油层,核磁的孔隙度、渗透率与相同岩性的水层相比明显偏低。水层的T2谱的双峰特征明显,反映储层分选较好、孔隙结构较好的特征,核磁孔隙度、渗透率与常规测井计算的接近。稠油层的T2谱普遍呈前高后低的单峰拖拽特征,前面的谱峰很高,后面的谱峰有明显的拖拽现象。由于稠油中的沥青质等重组份的横向弛豫速度非常快,仪器无法测量到;而一些较轻质成份的弛豫较慢,呈现向后拖拽的特征。高重组份、高粘度的稠油,其核磁共振特征与束缚水相近,即T1、T2时间很短,在差谱与移谱上没有显著的差异。气层的特征与束缚水的特征类似。2.3低孔隙储层的划分对砂砾岩储层,一般是近物源沉积,颗粒分选差,矿物成份复杂,填隙物含量高且成份多样,即结构成熟度和矿物成熟度低,以中、低孔隙度、低渗透率、孔隙结构复杂为主要物性特征。核磁共振测井资料对这类储层能提供准确的孔隙度、渗透率。根据标准T2的长短、差谱上的剩余信号分布、移谱图上长回波间隔T2的前移程度来划分此类储层是产层、低产层还是干层,并判断流体性质是气、稠油、轻质油还是水。核磁共振测井资料还能为火成岩的物性、含油性能提供准确的结论。2.4关于束缚水体积的确定低电阻率储层通常是指油层的电阻率小于或接近围岩电阻率,油层与水层电阻率差别不大,电阻率增大系数小于2的储层。形成低电阻率油层的原因很多,主要是岩性、物性变化大,油、气、水层电性特征紊乱,普遍存在泥质含量高,粒度中值低等特点,导致毛管发育束缚水含量高,从而造成油层的低电阻率。在核磁共振标准T2谱上,当T2截止值确定后,可以直观地指示出孔隙中束缚水的体积;从双TE(移谱图)上可动流体扩散的快慢来判断流体的性质,当可动流体是油时,长TE的T2谱比短TE的T2谱的短,可动峰前移,相差2~4倍。3地层及井段地层图1是胜利油田郑王地区的一口井的测井实例。该井1204~1217m为稠油含砾砂岩,使用自然伽马、自然电位、电阻率曲线划分储层,识别流体性质有一定难度。从核磁共振测井资料看,在1204.2~1209.5m和1214.6~1217m井段内,核磁总孔隙度在24%~27%之间,有效孔隙度大于18%,由此判断这个井段为好的储层。T2谱特征呈明显的前高后低的拖拽现象,T2谱长组份达2000ms以上,且烃的含量占据了可动流体储集空间,这些信息均说明该层为典型的稠油产层。对这2个层段进行热采,日产稠油15.2m3。图2是胜利油田孤北地区一口气井的测井实例。井段4133.3~4138m为气层,由于储层深,孔隙度小,声波、中子、密度曲线在该层指示气不明显。从核磁共振测井移谱图上看,长TE组谱峰较短TE组谱峰明显前移,其T2几何平均值由200ms减小到50ms,为典型的气层特征,解释为气层。该层试油日产气11.67×104m3,从而打开了该地区深层天然气勘探新局面。图3是渤海湾地区NP1井的组合测井图。该井岩性复杂,2216m以上为火成岩,2216~2227m为砾岩。传统的自然伽马及自然电位曲线不能清楚地识别储层,电阻率的高低不反映地层的含油性。核磁共振测井资料在该井段有明显的油气显示,尤其在2216~2220m之间,T2谱更长达2048ms,且谱峰饱满,显示该井段为好的油层;2220~2225m井段也有油气显示,但与2216~2220m井段比稍差,解释为差油层,后来的MDT测井证实了这一结论。图4是胜利油田商河地区SH550井组合测井图。该段地层属三角洲前缘浊积砂体,岩性混杂,属中孔低渗透率储层,油层电阻率与水层电阻率相差不大,用电阻率很难区分油水性质。从核磁共振测井资料看,2847~2853m的T2谱谱峰明显向后拖移,达1000ms以上,核磁渗透率为(20~170)×10-3μm2,核磁有效孔隙度在18%左右,含烃孔隙度接近可动流