碳酸鹽巖巖樣核磁共振實驗特征分析

趙輝,司馬立強,顏其彬,李建玉

(1.中國石油川慶鉆探工程公司地質勘探開發研究院,四川成都610051;2.西南石油大學資源與環境學院,四川成都610500;3.中國石油西部鉆探工程公司錄井公司,新疆克拉瑪依834000)

碳酸鹽巖巖樣核磁共振實驗特征分析

趙輝1,司馬立強2,顏其彬2,李建玉3

(1.中國石油川慶鉆探工程公司地質勘探開發研究院,四川成都610051;2.西南石油大學資源與環境學院,四川成都610500;3.中國石油西部鉆探工程公司錄井公司,新疆克拉瑪依834000)

碳酸鹽巖核磁共振測井響應一直缺乏系統的實驗研究,使其在一些復雜儲層中的應用不能取得好的效果。依據大量的巖心核磁共振實驗,研究了基于孔隙結構特征分析儲層的有效性。實驗研究表明,回波間隔越短,T2譜信息越完整、越準確;利用差譜法識別油氣水層時,在發育大孔徑孔隙的地層中,測量需要有足夠長的等待時間。裂縫和孔洞相對孔隙的橫向弛豫時間長,但由于裂縫孔隙度一般較小,裂縫的弛豫信號幅度小。孔洞發育的巖心存在明顯較多的長弛豫組分信號。在一定粒徑范圍內,小巖塊的核磁共振實驗結果與巖心的實驗結果相近。Coates模型的系數C值與孔隙度有一定的線性關系。碳酸鹽巖地層的 T2截止值不是定值,與泥質含量成反比關系。高孔隙度段核磁計算的孔隙度滲透率參數的準確性要明顯高于低孔隙度段,核磁計算的滲透率主要反映的是基質滲透率,不能有效反映裂縫滲透率。

核磁共振;碳酸鹽巖;T2譜;差譜;移譜;裂縫;孔洞;粒徑;儲層參數

1 巖心NM R實驗在儲層有效性評價中的應用

川中磨溪氣田嘉二1亞段測井計算孔隙度與常規巖心分析孔隙度值均與嘉二2亞段接近(嘉二1亞段的平均巖心分析孔隙度還略高于嘉二2亞段),從常規測井曲線和常規物性分析資料方面考慮,常將嘉二1亞段也解釋為好儲層。但試油證實,嘉二2儲層段能形成較高的工業產能,而嘉二1亞段儲層試油多數情況為干層或產少量氣或少量水,2個亞段均為孔隙性儲層,無裂縫發育,2個段物性相近但產量相差懸殊。

通過對嘉二段221塊巖心的核磁共振實驗表明,磨溪地區嘉二1、嘉二22個亞段儲層的孔隙結構存在較大的差別。嘉二1亞段的實驗巖心核磁共振T2譜均不同程度地位于 T2截止值的左邊,即使是孔隙度很大的巖樣的 T2譜向左偏離 T2截止值的現象仍很明顯(見圖1),表明嘉二1亞段地層的孔徑普遍較小,孔隙以微孔為主,束縛水飽和度很高,有效孔隙度低,儲層有效性差(見表1)。而嘉二2亞段即使孔隙度相對較小的巖樣,其 T2譜譜峰也在 T2截止值的右邊,表明嘉二2亞段地層的孔隙孔徑普遍較大,束縛水飽和度低,儲層有效性好[1,6]。因此,嘉二1亞段這類總孔隙度相對較大但發育的是微孔隙的地層,常規測井曲線無法判斷儲層有效性,核磁共振測井及核磁共振實驗能在一定程度上對儲層的有效性作出定性判斷。

圖1 B151井嘉二1段3 168.46 m巖樣T2譜

2 移譜、差譜實驗特征研究

2.1 移譜實驗特征研究

選擇回波間隔的長、短直接影響到 T2譜信息的完整性和準確性,因此,直接影響到對孔隙結構的分析以及儲層參數的計算。

飽和水巖心在等待時間為6 s、回波間隔分別為0.35、0.6、1.2、2.4 m s進行 T2譜測試。實驗表明,隨著回波間隔的增大,由于擴散作用對 T2弛豫影響增強,核磁共振信號幅度減小[2-4],小孔徑的孔隙信號已探測不到,T2譜中短弛豫組分(小孔徑)信息損失,并且隨著回波間隔的增大,T2譜的譜形改變程度越大[見圖2(a)、圖2(b)]。因此,回波間隔越短,T2譜信息越完整,譜形越準確。回波間隔越長, T2譜譜形改變程度很大,已不能有效反映巖石的孔隙結構。如圖2(a)、圖2(b)中 Te=2.4 m s的波形比Te=3.0 m s的譜形發生了很大程度的畸變。

此外,巖石結構的非均質性越強,隨著回波間隔的增大,T2譜畸變越嚴重。圖2(a)實驗巖樣的 T2譜信號主要集中在雙峰中的右峰(弛豫時間大于150 m s),反映該巖樣中大孔徑組分所占比例明顯高,孔隙孔徑變化范圍小,孔隙結構均勻,巖樣在0.6 m s和1.2 m s回波間隔下測量的 T2譜譜形與0.35 m s下測量的差異小。而圖2(b)雙峰中的左峰(弛豫時間小于100 m s)的相對幅度要顯著大于圖2 (a),并且雙峰截然分開,2峰間還有一段時間的信號強度為0,反映該巖樣中小孔徑組分所占比例較高,并且孔隙孔徑變化大,孔隙結構非均質性較強,該巖樣在0.6、1.2 m s和2.4 m s下測量的 T2譜譜形與0.35 m s下測量的差異很大。

因此,實際測井中回波間隔選擇應盡量小,才能保證測量數據的準確性。

2.2 差譜實驗特征研究

表1 常規物性分析與核磁分析對比表

雙 Tw測井是判別油、水層的有效方法之一。長等待時間的 T2譜通常包含完整的油、氣、水的信息,短等待時間T2譜包含了完整的水信息,油、氣的信息只有很少一部分,兩者相減,剩下油與氣的信號,據此可以進行油氣識別。通過實驗表明,對于孔隙孔徑較大的地層,如果等待時間不足時,在水層也會出現差譜現象。

圖2 飽和水巖心移譜圖

飽和水巖心在回波間隔時間為0.35 m s、等待時間分別為1、3、6、8 s進行 T2譜測試。實驗結果表明,不同等待時間條件下測量的 T2譜形狀基本相似,呈雙峰特征,長弛豫組分的(大孔徑孔隙)信號幅度隨等待時間的增加而增大[見圖2(c)],表明可以探測到大孔隙中更多的氫核,等待時間越長,大孔徑孔隙中的流體極化程度越高。也就是說大孔徑孔隙中的流體需要較長的等待時間才能得到充分極化,但短弛豫組分的(小孔徑孔隙)信號幅度在不同的等待時間下變化不大,表明小孔徑孔隙在較短的時間內氫核就能得到充分極化。

圖2(c)中 Tw為6 s和8 s時,2個弛豫譜線基本重疊,表明當等待時間達到6 s以上時,大孔徑中的氫核達到完全極化。在6 s以內的等待時間,大孔徑中的氫核不能完全極化,故 T2譜幅度較小,隨著 Tw的增大,極化程度增大,T2譜幅度增加,因此出現大的差譜信號。

可見要獲得好的核磁共振信號,必須有足夠長的等待時間,讓大孔徑孔隙中的氫核完全極化,該現象也說明在孔隙孔徑大的地層中,若利用差譜法識別流體性質時,如果長等待時間測量時,等待時間不足,并不是所有的有差譜信號的儲層都為油氣層,發育大孔徑孔隙(如孔洞發育的地層)的水層也可能出現差譜信號[5]。

3 裂縫和孔洞發育巖心的 T2譜特征

碳酸鹽巖地層中常發育次生溶孔、溶洞及裂縫,開展發育裂縫和孔洞巖心的核磁共振實驗研究是對縫洞性碳酸鹽地層磁共振測井解釋的有效指導。

選取同一口井同一層位有裂縫和沒有裂縫的低孔隙度巖心在飽和狀態、回波間隔為0.35 m s下進行核磁共振實驗,低孔隙度巖心的裂縫孔隙度占巖石總孔隙度的比例高,選取低孔隙度巖心可以突出裂縫的 T2譜信號。實驗表明,2組孔隙度相近的巖心,有裂縫發育和無裂縫發育巖心的核磁共振 T2譜分布形態和譜幅度基本相似。核磁共振 T2譜是對孔隙孔徑大小和不同孔徑孔隙組分含量的反映,裂縫張開度遠大于孔隙孔徑,因此有裂縫發育巖心的裂縫信號相對孔隙信號的弛豫時間長。圖3中T2譜在100～1 000 m s間譜信號的增大響應特征可能是裂縫的響應,但由于裂縫孔隙度一般較小,因此裂縫的弛豫信號幅度小。

圖3 M 149井有裂縫和無裂縫巖心 T2譜對比圖

選取同一口井同一層位有孔洞和沒有孔洞的巖心在飽和狀態、回波間隔為0.35 m s進行核磁共振實驗,有孔洞發育巖心的孔隙度較無孔洞發育的巖心小,但有孔洞發育的巖心存在明顯較多的長弛豫組分信號,而沒有孔洞發育的高孔巖心長弛豫組分明顯少于有孔洞發育的巖心(見圖4)。核磁共振T2譜的弛豫時間是對孔隙孔徑大小的反映,長弛豫時間組分應該是溶孔溶洞的反映,因此溶孔溶洞發育地層核磁共振 T2譜存在大量長弛豫組分信號,核磁共振測井對溶孔溶洞發育的碳酸鹽巖地層有較明顯的響應。

圖4 D4井有孔洞和無孔洞巖心T2譜對比圖

4 實驗樣品粒徑對NM R信號的影響分析及T2截止值的影響因素

選取4組巖樣,分別做小巖心和將巖心敲碎成3種粒徑規格的巖塊,在飽和狀態和回波間隔為0.35 m s下做核磁實驗對比分析。實驗表明,4種粒徑規格情況下(粒徑大于2 mm)的核磁共振 T2譜形狀基本一致,只是粒徑在2～5 mm的巖塊的 T2譜的幅度有小幅度的減小(見圖5)。這表明實驗樣品的粒徑對核磁信號的影響相對較小,對于均質孔隙性地層,實驗樣品在一定粒徑范圍內,小巖塊的核磁共振實驗結果能夠代表巖心的實驗結果。

圖5 P2井4 075.39 m不同粒徑灰巖飽和巖樣的T2譜圖

利用Coates模型計算滲透率時,Coates模型的系數對滲透率的計算結果影響較大,通過對22塊巖樣的實驗研究表明,Coates模型的系數 C值與孔隙度有一定的線性關系(見圖6)。

通過對216塊巖樣分別在飽和狀態和離心后2種狀態,回波間隔為0.35 m s條件下進行核磁共振實驗,逐個確定巖心的 T2截止值。實驗表明,孔隙度大小對 T2截止值影響沒有明顯的規律,泥質含量高低與 T2截止值有一定的統計規律,一般情況下,泥質含量高的碳酸鹽巖的 T2截止值一般較小(見表2)(41 m s左右);而泥質含量低,巖性較純的碳酸鹽巖的 T2截止值普遍較泥質含量高的巖樣的T2截止值高(86 m s左右)(見表2)。因此,碳酸鹽巖地層核磁共振測井的 T2截止值不應是定值,它與泥質含量成反比關系[6]。

圖6 T-AD井灰巖飽和巖心核磁孔隙度與滲透率系數C的關系圖

表2 不同巖性的 T2截止值

5 NMR計算儲層參數的應用效果分析

4口井的195塊巖樣的核磁共振實驗表明,對于較高孔隙度的樣品核磁共振可準確計算孔隙度、滲透率;而孔隙度較低的樣品,核磁共振計算的孔滲參數誤差較大。實驗中對于孔隙度大于等于3% (巖樣所在層位的孔隙度下限值)的巖樣,其核磁共振計算的孔隙度與常規分析的孔隙度的相關曲線與45°線基本重合,相關系數高達0.98[見圖7(a)]。對于孔隙度小(φ<3%)的巖樣,有相當部分點偏離45°線較遠[見圖7(b)],兩者相關性較差,核磁共振測量誤差增大,這主要是因為核磁共振儀在低孔隙度段信噪比低的緣故。因此核磁共振測井計算的孔滲參數在低孔隙度段誤差大,在高孔隙度段計算的參數可信度高。

對于裂縫發育的巖心,核磁共振計算的滲透率(由SDR模型計算滲透率)與常規方法分析值相差很大(見表3),核磁共振計算的滲透率要明顯小于常規方法分析值,這是因為現有核磁共振滲透率模型(常用的為Coates、SDR模型)計算得到的滲透率反映的是基質滲透率,不能有效反映裂縫滲透率。

圖7 常規分析孔隙度-核磁共振分析孔隙度交會圖

表3 B49井裂縫發育巖心孔滲分析數據

6 結 論

(1)核磁共振 T2譜分布特征能定性評價微孔發育儲層的有效性。

(2)回波間隔越短,T2譜信息越完整,T2譜譜形越準確。孔隙結構的非均質性越強,隨著回波間隔 Te的增大,T2譜譜形改變程度越大。

(3)要獲得好的核磁共振信號,必須有足夠長的等待時間,在孔隙孔徑大的地層中,如果長等待測量時間不足,發育大孔徑孔隙(如孔洞發育的地層)的水層也可能出現差譜信號。

(4)裂縫和孔洞相對孔隙弛豫時間長,但由于裂縫孔隙度一般較小,裂縫的弛豫信號幅度小。孔洞發育的巖心存在明顯較多的長弛豫組分信號。

(5)在一定粒徑范圍內,小巖塊的核磁共振實驗結果與巖心的實驗結果一致;Coates模型的系數C值與孔隙度有一定的線性關系。

(6)T2截止值與泥質含量有密切關系,泥質含量高的巖石,T2截止值較小,巖性純的巖石 T2截止值高,一般在86 m s之間。

(7)孔隙度大的巖心核磁計算的孔滲值較低孔巖心準確,核磁計算的滲透率主要為基質滲透率,不能有效反映裂縫滲透率。

[1] 王為民,葉朝暉,郭和坤.陸相儲層巖石核磁共振物理特征的實驗研究[J].波譜學雜志,2001,18(2):113-121.

[2] 趙永剛,吳非.核磁共振測井技術在儲層評價中的應用[J].天然氣工業,2007,27(7):42-44.

[3] 汪中浩,章成廣,肖承文,等.低滲透儲集層 T2截止值實驗研究[J].地球物理學進展,2004,19(3):652-655.

[4] 王忠東,汪浩,李能根,等,核磁共振巖心基礎實驗分析[J].測井技術,2001,25(3):170-174.

[5] 譚茂金,趙文杰,范宜仁.用測井雙 TW觀測數據識別儲層流體性質[J].天然氣工業,2006,26(4):38-40.

[6] 高效增.核磁共振孔隙度和巖性有關[J].測井技術, 1998,22(4):295-298.

NM R Experimen tsand Analysis of Carbonate Rock Sam ples

ZHAO Hui1,SIMA Liqiang2,YAN Qibin2,L IJianyu3
(1.Geological Exploration and Development Research Institute,Chuanqing Drilling Engineering CO.LTD.,CNPC,Chengdu, Sichuan 610051,China;2.School of Resources&Environment,Southwest Petroleum University,Chengdu, Sichuan 610500,China;3.M ud Logging Company,Xibu Drilling Engineering CO.LTD.,CNPC,Karamay,Xinjiang 834000,China)

Since there is no systematic experimental study fo r NM R response of carbonate rock, so it has not been p roperly app lied to some comp lex reservoirs.Based on a great quantity of NMR core experiments and the po re structure characteristics,analyzed is the effectivenessof reservoir. Experimental studies show that:the Teis shorter,the T2spectrum information ismore comp lete and integrity.The long waiting timemeasurement needs to have sufficientwaiting time in the development of large size pore reservoirs w hen using differential spectrum methods to discriminate fluid p roperty.Relaxation time is long fo r fracture and cavity.Because fracture po rosity is generally smaller,the fracture relaxation signal amp litude is also smaller.The T2spectrum of co re w ith cavity has obviously many long relaxation component signals.In certain grain sizes,the result of NMR small core experiments is in common w ith the result of NM R core experiments.The model Coates coefficient C value is linearly related to the po rosity.T2,cutoffvalue,w hich is not a fixed value for carbonate rocks,is inversely p roportional to clay content.The p recision of porosity and permeability computing by NMR in higher-porosity rock is significantly higher than in lower-porosity.NMR permeability mainly reflectsmatrix permeability,but can not effectively reflect fracture permeability.

nuclear magnetic resonance(NMR),carbonate,T2spectrum,differential spectrum, shifted spectrum,f racture,cavity,grain size,reservoir parameter

P631.84;TE135 文獻標識碼:A

趙輝,男,1980年生,博士,主要研究方向儲層測井評價。

2010-09-06 本文編輯 余迎)