核磁共振敏感參數在低對比度油層識別中的應用

2019-10-21 12:00:16趙靜馮春珍王艷梅郭紅梅王琪徐磊

測井技術 2019年3期

趙靜,馮春珍,王艷梅,郭紅梅,王琪,徐磊

(中國石油集團測井有限公司長慶分公司,陜西西安710201)

0 引言

姬塬地區長×油藏位于鄂爾多斯盆地中西部,砂體縱向發育、橫向變化快,物性好,是近年來主要勘探層系。但由于長×油藏含油面積相對小,地層水礦化度變化大,儲層四性關系復雜,油水分異不明顯,呈低對比度特征,通常表現為油層與水層物性相當時,電阻率基本無差異或差異很小。長×低對比度油層可分為2種,一種是同層低對比度油層(底水油層),油層段與水層段電阻率接近,另一種是鄰層低對比度油層,油層與鄰近水層電阻率接近。常規測井流體性質識別比較困難:油層規模小,連片性差,井間電性可對比性較差;地層水礦化度低且變化較大,高電阻率水層和中低電阻率油層并存;油層結構復雜,油層底水發育,巖石脆性大,試油壓裂改造難度大。

核磁共振測井受巖性及地層水礦化度影響小,是目前唯一能夠評價儲層孔隙結構的測井方法。以往核磁共振測井識別流體性質大多是通過改變采集模式,利用差譜和移譜信號定性判識流體性質,但對于姬塬地區長×低孔隙度低滲透率、低對比度儲層應用效果不理想。在以往核磁共振資料應用的基礎上,結合巖心實驗分析,提取了基于核磁共振T2譜的半幅點偏移量、離散度、右翼展幅、拖尾面積等反映流體性質的敏感參數,并綜合應用敏感參數加權組合,建立該區基于核磁共振綜合參數的流體性質定量識別標準,深化了核磁共振T2譜及其敏感參數對流體識別應用,有效解決了低對比度油層流體性質識別難題。

1 長×儲層特征及解釋評價難點

1.1 儲層特征

姬塬地區長×地層分為西北、東北沉積體系。其中西北體系主要發育辮狀河與三角洲平原相,砂體垂向疊加厚度大,復合連片,大部分厚度超過30 m,但含油分布不連續,屬于巖性-構造油藏。巖石類型主要為細粒—中粒巖屑長石、長石巖屑砂巖,填隙物中綠泥石、硅質含量較高。顆粒分選較好,中等分選為主;孔隙類型以原生粒間孔、次生長石溶孔為主。

姬塬地區長×儲層以低孔隙度為主,孔隙度分布在6%～16%,主要集中在10%～14%,滲透率主要分布在0.1～50 mD(1)非法定計量單位,1 mD=9.87×10-4 μm2下同,孔隙結構分為3類,以I、II類為主(見圖1至圖3)。

圖1 姬塬地區長×地層孔隙度分布圖

圖2 姬塬地區長×地層滲透率分布圖

圖3 姬塬地區長×地層壓汞曲線

1.2 解釋評價難點

長×地層水礦化度分布于5 000～60 000 mg/L之間,變化較大,地層水電阻率(Rw)變化范圍為0.07～0.4 Ω·m。地層水礦化度的變化導致儲層含油電阻率差異較大,高電阻率水層和中低電阻率油層并存,且油水層對比度低,電阻率測井系列油水識別難度大。

F55井儲層電阻率為49.39 Ω·m,高于圍巖電阻率。試油結果日產水40.4 m3,地層水礦化度9 199 mg/L,導致儲層高電阻率(見圖4)。而H219井電阻率僅為14.0 Ω·m,且低于圍巖電阻率,試油結果為日產純油34.43 t(見圖5)。常規電阻率與儲層含油性相關性差,造成部分井解釋偏差。

2 核磁共振T2譜敏感參數的提出

圖4 F55井長×測井綜合圖

圖5 H219井長×測井綜合圖

由于核磁共振T2譜能夠反映巖石的孔隙特征,因此,基于數學形態學,提出從典型核磁共振T2譜中提取相應的形態特征參數做為敏感參數(見圖6),形成評價儲層孔隙結構及流體信息較為獨立的核磁共振評價參數集。相應的敏感參數:T2譜末峰最大非零時間、T2譜末峰弛豫時間、T2譜末峰幅度、T2譜首末峰弛豫時間差等參數。實驗表明,儲層的巖石成分、孔隙結構等差異導致核磁共振T2譜各敏感參數差異不盡相同,而不同礦化度飽和水對核磁共振T2譜影響不大。在姬塬地區長×儲層由于礦化度變化大導致油水層對比度低,常規的電阻率測井無法有效判識儲層流體性質,而T2譜對礦化度的變化不太敏感,因此在該區流體性質識別中利用核磁共振T2譜的敏感參數進行流體性質識別。

T2譜末峰弛豫時間:核磁共振T2譜最后一個峰值對應的橫向弛豫時間(一般為幅度分量最大的峰值),對應于巖石孔徑分布最為集中的部分孔隙的弛豫時間,經不同公式可轉換對應于間隔孔隙度最大的孔喉半徑,同時也可以顯著表征不同流體下T2譜形態變化。

T2譜末峰幅度:T2譜最后一個峰(往往也是縱向幅度分量最大的一個峰)對于的縱向幅度分量,反映具有雙峰特征的巖石中大孔徑的多少。

圖6 典型核磁共振T2譜

T2譜首末峰弛豫時間差:核磁共振T2譜出現的第1個峰值與最后一個峰值對應的橫向弛豫時間之差,具有雙峰特征巖石其大小孔喉的大小差值,可以表征不同類型巖石的孔隙結構特征。

T2譜中值時間:T2譜縱向累加分量占總分量的50%時對應的橫向弛豫時間,巖石孔隙空間中大部分孔喉的半徑大小,表征巖石整體孔徑大小的分布。

T2譜末峰最大非零時間:核磁共振T2譜中,隨橫向弛豫時間由大到小,縱向分量不為零時對應的橫向弛豫時間,其通常對應于巖石孔喉分布中的最大孔徑值。

T2譜末首末峰偏移量:第一個峰對應的橫向弛豫時間與最后峰對應的橫向弛豫時間在線性坐標下的序數差,物理意義:可以一定程度上表征具有雙峰特征巖石其大小孔喉的差別,并表征不同類型巖石的孔隙結構特征。

3 核磁共振敏感參數流體性質識別

對于油水層的識別通常是用由雙等待測井得到的差譜信號進行識別的,在長極化時間測井中,水和油都應該被完全極化;而在短極化時間測井中,水被完全極化,油只能部分被極化[5]。在實際測井中,巖石的物性及孔隙結構變化范圍大,導致2種極化時間的變化范圍大,因此,難以找到合適且統一的極化時間。通過進行不同類型儲層核磁共振橫向弛豫響應量化分析,充分分析核磁共振T2譜對流體變化的敏感性,提取核磁共振敏感參數,以進一步深化核磁共振測井在流體識別中的應用。

3.1 含水飽和度計算

以Archie公式和雙水模型為基礎的飽和度計算,涉及到巖電參數a、b、m、n及地層水電阻率Rw的取值問題。致密碎屑巖的巖電參數不再是單一不變的參數,而是綜合受控于孔隙結構等微觀因素,該研究是通過孔隙結構分類確定了巖電參數。

區分孔隙結構類型優化巖電參數,有助于更加精確地計算儲層參數。復雜的孔隙結構影響巖石的導電特征,進而使得低孔隙度低滲透率砂層的巖電參數出現異常的特征。

綜合壓汞、核磁共振、物性等資料,參考油氣儲層評價方法(標準-SYT 6285-2011)明確了姬塬長×孔隙結構分類標準(見表1)。

表1 姬塬地區長×儲層分類標準表

以姬塬地區長×儲層12塊樣品和其巖電實驗結果為基礎,在區分孔隙結構類型的基礎上進行巖電參數的擬合計算(見圖7、圖8),得出不同孔隙結構類型的a、b、m、n值(見表2)。

地層水電阻率是根據區域水分析資料確定地層水電阻率。

3.2 核磁共振含油指數計算方法

通過對長×地層試油層段T2譜形態特征統計分析得出,含油層段特征為展幅較寬,離散度高,主峰右翼較窄,且其中橫向弛豫時間大于100 ms的大孔徑部分多為油所占據(見圖9)。

考慮提取基于T2譜選取半幅點偏移量、離散度、右翼展幅、拖尾面積等敏感參數,進行加權組合,用滲透率、含油飽和度進行約束,得到能夠較好反應油氣信號強度的綜合指數D。從提取各個特征的敏感參數,建立了適用于姬塬長×地層的含油指數參數,公式為

圖7 姬塬地區a、m參數擬合

圖8 姬塬地區b、n參數擬合

孔隙類型巖電參數ambnⅠ1.03271.81.0014751.81475Ⅱ2.81291.31.008521.62725Ⅲ4.74551.0681.0047671.547

圖9 姬塬地區長×儲層不同流體性質T2譜

當Sw<50%時,D=(Rwidth×5+A/2+L+S×5)/10×Kc/Sw

(1)

當Sw≥50%時,D=(Rwidth×5+A/2+L+S×5)/10×Kc×(1-Sw)

(2)

Rwidth=A-B

(3)

(4)

(5)

(6)

式中,D為含油指數;Sw為含水飽和度,小數;Rwidth為右翼展幅;L為T2譜離散度;S為拖尾面積;Kc為視滲透率;A為半幅點偏移量;B為最值峰偏移量;Ti為第i點的橫向弛豫時間;TDM為平均時間;Ampi為第i點的信號幅度;φF為自由流體孔隙度,%;φB為束縛水孔隙度,%;C為常數。

3.3 核磁共振敏感參數流體性質識別方法

由于長×地層水電阻率變化大,單依靠電阻率或核磁共振參數識別油水層誤差較大,因而建立了基于核磁共振敏感參數與電阻率結合的流體識別方法,形成陣列感應和核磁共振組合的測井系列,依據核磁共振敏感參數進行半幅點偏移量和離散度、含油指數與含油飽和度、含油指數與深淺電阻率差值進行交會建立油水識別圖版(見圖10),確定了基于核磁共振敏感參數的流體識別標準(見表3)。

4 應用實例

F21井長×地層2 459.0 ～ 2 482.0 m段,縱向均質性好,孔隙連通性好,油水分異明顯。頂部電阻率相對較高,為正幅度差,儲層以Ⅱ類儲層為主,束縛水飽和度較低T2譜展幅較寬。上部2 459～2 471 m段離散度為148,半幅點偏移量為150 ms,電阻率正幅度顯示明顯,含油指數顯示為27左右,含水飽和度26%,解釋為油層13 m。下部2 472.0～2 482.0 m段離散度較低為122,半幅點偏移量134 ms,含油指數顯示為9.6左右,含水飽和度60%。分別解釋為含油水層10 m。由于油層段與底水無遮擋,采用小規模控水壓裂方式小規模壓裂,加砂3.0 m3,砂比10%,排量1.0 m3/min。試油結果日產純油121.72 t,解釋結論與試油結果符合(見圖11)。