核磁共振測井在大慶長垣以西地區(qū)流體性質(zhì)識別中的應(yīng)用

王慧,付晨東,閆學(xué)洪,王艷,韓佳燃

(中國石油集團(tuán)測井有限公司大慶分公司, 黑龍江 大慶 163412)

0 引 言

大慶長垣以西地區(qū)是松遼盆地近幾年重要的勘探地區(qū),油氣資源豐富,平面及縱向上油水關(guān)系復(fù)雜[1],油層、油水同層、水層測井響應(yīng)特征沒有明顯的差異,應(yīng)用常規(guī)測井資料進(jìn)行儲層流體性質(zhì)識別存在一定的困難。目前核磁共振測井技術(shù)已經(jīng)在油田勘探中廣泛應(yīng)用[2],可以直接測量地層流體的氫原子信息,它的響應(yīng)僅與巖石孔隙中氫核含量有關(guān),基本不受巖石骨架影響[3],能夠提供與電阻率無關(guān)的油、氣、水流體性質(zhì)識別。本文簡要論述MRIL-P型核磁共振測井儀器流體性質(zhì)識別方法[4]在大慶長垣以西地區(qū)的適用性,確定移譜法更適合大慶長垣以西地區(qū)流體性質(zhì)識別。在定性識別的基礎(chǔ)上建立了研究區(qū)核磁共振測井流體性質(zhì)識別圖版,實(shí)現(xiàn)了定量解釋,圖版評價結(jié)果與實(shí)際試油結(jié)論符合率較高,可以很好地指導(dǎo)油田勘探開發(fā)。

1 儲層特征

根據(jù)巖心分析資料和試油資料分析,大慶長垣以西地區(qū)儲集層普遍發(fā)育砂巖、泥質(zhì)粉沙巖,埋藏深度多在1 000～2 000 m。受構(gòu)造、斷裂、砂體等多因素制約,不同層位具有不同的油水分布規(guī)律,儲層飽和度較低,非均質(zhì)性強(qiáng),油水層差異小。儲集層多屬中孔隙度、中低滲透率儲層,孔隙度以10～20 p.u.居多,滲透率多在1～100 mD[注]非法定計量單位,1 mD=9.87×10-4 μm2,下同之間。流體性質(zhì)主要為油、油水同產(chǎn),原油大部分屬中等黏度原油,原油黏度多數(shù)分布在5.0～50.0 mPa·s之間,以10～30 mPa·s居多。

2 大慶長垣以西地區(qū)核磁共振測井流體識別方法研究

2.1 核磁共振測井識別流體性質(zhì)的方法適用性分析

MRIL-P型核磁共振測井最主要的識別流體性質(zhì)的方法為標(biāo)準(zhǔn)T2譜法、移譜法、差譜法[4]。

標(biāo)準(zhǔn)T2譜法主要依據(jù)飽和多相流體的T2分布譜的整體形態(tài)特征,利用油、氣、水在T2譜的位置不同識別儲層流體性質(zhì)[5],針對大慶長垣以西地區(qū)儲集層特點(diǎn),油的信號和水的信號總是重疊在一起,從標(biāo)準(zhǔn)T2譜上很難識別出油層、水層(見圖1)。

差譜法是根據(jù)輕烴與水的縱向弛豫時間差異發(fā)展出的雙TW法,P型核磁共振測井儀器長等待時間為13、12 s,短等待時間為1、2 s。對于大慶長垣以西地區(qū)儲集層,因其試油層物性條件普遍較好,受短等待時間設(shè)計局限,即使短等待時間為2 s,水的信號也不能全部恢復(fù),油層、油水同層、水層均有一定差譜剩余信號,差譜也很難識別油層與油水同層[6]。

移譜法識別流體性質(zhì)主要為擴(kuò)散弛豫,又稱雙TE法,測量自旋回波串時分子擴(kuò)散引起的回波串衰減速率加快。大慶長垣以西地區(qū)以中等黏度原油為主,黏度大多在20 mPa·s左右,在原油黏度變化不大的前提下[7],當(dāng)采用移譜測井時,由于水和原油的擴(kuò)散系數(shù)不同,在長回波間隔時間下,相對短回波間隔T2譜,水層與油層在T2分布譜上會出現(xiàn)不同的位置變化,即水層的T2譜相對油層的T2譜會向減小的方向移動更快[8]。同時長回波間隔T2譜譜峰中,油的T2譜譜峰前移很小,而水的T2譜峰前移很快,這樣在T2分布譜上油峰、水峰能夠分離出來。統(tǒng)計大慶長垣以西24口核磁共振測井,一般短回波間隔T2譜最長弛豫時間在1 000～2 000 ms之間,而長回波間隔T2譜由于受不同流體擴(kuò)散影響其T2譜譜峰位置及最長馳豫時間有明顯的差異(見表1),可見大慶長垣以西地區(qū)更適合用移譜法識別流體性質(zhì), 可以達(dá)到定性識別油層、油水同層,水層的目的。

圖1 油、油水、水在標(biāo)準(zhǔn)T2譜、移譜、差譜上的響應(yīng)特征*非法定計量單位,1 ft=12 in=0.304 8 m,下同

2.2 核磁共振測井識別流體性質(zhì)的測量模式適用性

MRIL-P測井儀包含74種測井模式,4種組合模式,統(tǒng)計該區(qū)原油黏度、地層壓力、地層溫度及目前的P型核磁共振測井,一次下井可進(jìn)行標(biāo)準(zhǔn)T2測量,雙等待時間測井和雙回波間隔測井儀器的特點(diǎn),選擇了雙TW雙TED9TWE核磁共振測井模式[9]。考慮D9TWE1模式長回波間隔太短,在實(shí)驗(yàn)井采用D9WE2、D9TWE3、D9TWE4這3種不同測井模式進(jìn)行分析(見圖2)。實(shí)驗(yàn)井1 947.0 m試油為水層,1 960.0 m試油日產(chǎn)油2.36 t。可以看到在D9TWE2模式下,水層在長回波間隔下拖曳到300 ms,油層拖曳在1 000 ms;在D9TWE4模式下,水層油層均前移過快,2種模式下流體性質(zhì)識別均存在一定的問題;可以看到在D9TWE3模式下,核磁共振測井移譜與試油結(jié)論吻合較好,因此在研究區(qū)核磁共振測井模式統(tǒng)一為D9TWE3采集模式(TWL=13 s,TWS=1 s,TEL=3.6 ms,TES=0.9 ms),這種模式下更有利于研究區(qū)油水層的識別。

圖2 3種不同核磁共振測井模式下的核磁共振測井響應(yīng)特征

圖3 大慶長垣以西地區(qū)核磁共振測井流體性質(zhì)識別圖版

2.3 大慶長垣以西地區(qū)識別油水層的解釋方法建立

在相同測井模式下,基于定性識別油水層,為了能在實(shí)際生產(chǎn)中更加直觀進(jìn)行油水層識別,根據(jù)白松濤等[10]提出的砂巖巖石核磁共振T2譜的定量表征,提取核磁共振測井長回波間隔T2譜譜峰弛豫時間與長、短回波間隔T2譜最大弛豫時間之比建立大慶長垣以西地區(qū)流體性質(zhì)識別圖版(見圖3)。圖版應(yīng)用大慶長垣以西地區(qū)24口井,60個層試油資料(25個油層,30個油水同層,5個水層),符合53層,圖版符合率為88%。

3 應(yīng)用效果分析

A井常規(guī)測井曲線及核磁共振處理成果見圖4。該層位相同常規(guī)曲線特征鄰井既有純油層也有油水同層,在1 689.0 m處進(jìn)行了MDT測試,經(jīng)LFA分析顯示流體類型為油水,以油為主,產(chǎn)少量水,常規(guī)測井等方法難以識別該層是油層還是油水同層。核磁共振測井處理成果顯示1 687.0～1 692.0 m井段儲集層長回波間隔T2譜最右側(cè)的峰主要位于200 ms處,長回波間隔T2譜前移慢,說明儲層含油指示明顯,在大慶長垣以西地區(qū)核磁共振流體性質(zhì)識別圖版上A井落在油層區(qū),壓后水力泵排,日產(chǎn)油8.72 t,為工業(yè)油層。核磁共振測井資料解釋與試油結(jié)果符合。

B井常規(guī)測井曲線及核磁共振處理成果見圖5。49Ⅰ、51號層。常規(guī)測井曲線顯示49Ⅰ號層為非均質(zhì)層,含泥較重,受含泥影響,深側(cè)向電阻率值較低,為8.2 Ω·m,51號層稍好,常規(guī)曲線顯示為以水為主的含油水層,該井當(dāng)時甲方認(rèn)為沒有試油價值,以裸眼井處理。但從核磁共振處理成果分析,兩層核磁共振測井長回波間隔T2譜相對短回波間隔T2譜前移較慢,具有明顯含油特征。在大慶長垣以西地區(qū)核磁共振流體性質(zhì)識別圖版上B井49Ⅰ、51號層落在油水同層區(qū)靠近油層區(qū),認(rèn)為這2層應(yīng)為以產(chǎn)油為主的油水同層。49I號層和51號層TCP壓后自噴,日產(chǎn)油36.96 t,產(chǎn)水3.84 m3,為含水工業(yè)油層,核磁共振測井資料解釋與試油結(jié)果符合,在B井工業(yè)油流井發(fā)現(xiàn)中發(fā)揮了關(guān)鍵作用。

圖4 A井核磁共振測井識別油層實(shí)例

圖5 B井核磁共振測井識別油水層實(shí)例

4 結(jié) 論

(1)基于P型核磁共振測井資料,分析核磁共振測井識別流體性質(zhì)3種方法在大慶長垣以西地區(qū)的適用性,得出移譜法較適宜在大慶長垣以西地區(qū)進(jìn)行流體性質(zhì)識別,在定性識別基礎(chǔ)上,提取T2譜特征參數(shù)建立了大慶長垣以西地區(qū)核磁共振流體性質(zhì)識別圖版。

(2)大慶長垣以西地區(qū)2017年核磁共振測井10口井,試油7口井,試油20層,符合17層,核磁共振測井流體性質(zhì)識別圖版應(yīng)用符合率為85%,取得了較好的效果。