二維核磁共振T1—T2譜在風西復雜碳酸鹽巖儲層流體識別中的應用

韓闖,李綱,別康,于代國,陳文安,武芳芳

(1.塔里木油田勘探開發研究院,新疆庫爾勒841000;2.青海油田勘探開發研究院,甘肅敦煌736202;3.斯倫貝謝公司,北京100015)

0 引 言

風西構造位于青海省柴達木盆地西部坳陷區,是大風山背斜構造帶上的三級潛伏構造,位于大風山構造的西段。風西構造位于第三系生烴凹陷,N21、N1地層發育藻灰巖、灰云巖有效儲層,與縱向平面普遍發育的泥巖蓋層交互沉積,生油巖、儲層、蓋層配置關系好,是風西地區的主要勘探目的層。N1～N21地層發育濱淺湖相沉積,發育灘壩、灰坪及藻丘,形成了有利的儲集體,儲層巖性主要為藻灰巖、灰云巖、灰質泥巖和灰質砂巖4類,其中最有利的為藻灰巖儲層,灰云巖次之。儲層有效孔隙度為5.0%～14.7%,平均為7.5%,中位數為6.8%,60.4%的樣品滲透率小于0.02 mD(1)非法定計量單位,1 mD=9.87×10-4 μm2,下同,屬特低孔隙度特低滲透率儲層。風西地區N1～N21地層為一較完整的背斜油藏,受整個柴西北區沉積環境控制,巖性較細,孔隙以溶蝕孔和晶間孔為主,原油差異性分布,油水分異不明顯,試油及試采證實風西地區構造高、中、低部位油井生產多為油水同出,少量純油層,與柴西北區其他油藏特征相似,為低飽和度油藏。

對于復雜油氣儲層,由于多種因素的相互干擾,不僅定量評價遇到困難,有時甚至定性識別流體性質也遇到挑戰[1]。風西復雜混積碳酸鹽巖儲層礦物組分復雜,孔隙類型、孔隙結構復雜,非均值性較強,巖石結構復雜,使得儲層評價具有較大挑戰。為有效地、針對性地解決這些復雜問題,形成了以巖性掃描(litho-scanner)、高分辨率電成像(Formation MicroImager,FMI)、核磁共振(Combinable Magnetic Resonance,CMR)為手段,與常規資料結合的精細儲層評價方法。試油試采結果證實油井多為油水同出,油水關系復雜,常規電阻率、熱中子衰減等方法評價流體性質受基質、孔隙結構、地層水等復雜因素影響,不能有效地區分油氣水層。因此,在風西地區,利用新一代核磁共振儀器(Combinable Magnetic Resonance-NG,CMR-NG)進行有效嘗試,并得到試油驗證。

1 電阻率流體評價方法的局限性

復雜油氣儲層由于多種因素的相互干擾,流體評價是儲層評價中最困難的部分[2]。研究區目前的試油結論表明,儲層的流體性質與常規電阻率、孔隙度方法識別結果存在較大矛盾。從風西地區試油層段的深側向電阻率—有效孔隙度交會圖可見(見圖1),該方法不能有效區分水層、油水層及油層,數據點較為雜亂,流體性質特征不明顯,需要進一步探求其他的儲層流體評價方法。

圖1 深側向電阻率—有效孔隙度交會圖

2 二維核磁共振T1—T2譜儲層流體評價方法

2.1 二維核磁共振T1—T2譜流體識別理論基礎

通常情況下,油、氣、水等流體在沒有外部束縛的自然狀態下,其T1/T2值為1;在地層條件下,油、氣、水賦存于地層孔隙內,受到地層孔隙空間的約束,其測量到的T1和T2值主要受孔隙結構影響,不同性質的流體T1/T2值也會發生變化。在孔隙半徑相對較大的孔隙空間內(T2值一般大于100 ms),油水T1/T2值變化范圍相對不大,為1～2;但當孔喉半徑變小,為微米級甚至納米級的尺度,孔隙流體受到約束作用很強,不同的流體性質其T1/T2值也會有較大的差別,T1/T2值受流體性質影響變化范圍加大[3](見圖2)。尤其巖心實驗證實在非常規油氣藏儲層,瀝青、干酪根、有機孔非可動油、可動油等組分信息在T1/T2值示意圖上有明顯不同。因此,T1—T2譜連續測量作為非常規油氣藏和稠油儲層孔隙結構、孔隙度和流體評價的有效手段,被認知和利用。

圖2 不同地層孔隙流體T1/T2值示意圖

2.2 連續T1、T2譜的測量

CMR-NG沿用了CMR儀器獨有的鞍狀天線設計,使得CMR系列儀器具有業界最高的核磁共振測井工作頻率和最短的回波間隔時間。CMR-NG最短回波間隔時間為0.2 ms,與CMR-Plus相同;CMR-NG在保持較小回波間隔時間優勢的基礎上,重新設計和優化了測量序列,新的測量序列有6種不同的測量等待時間,測量序列的回波個數和重復測量次數也根據不同的等待時間進行優化,從而提升了微小尺度孔隙的測量精度。利用新的測量序列測得的回波串,經過進一步的數據處理,可以同時解析得到地層的縱向弛豫時間分布譜即T1譜,橫向弛豫時間分布譜即T2譜及T1—T2譜交會圖。

3 T1/T2值流體識別及定量評價

3.1 盲源分離理論

盲源分離(Blind Source Separation,BSS)最早由Herault和Jutten在1985年提出,指在不知源信號和傳輸通道參數的情況下,根據輸入源信號的統計特性,僅由觀測信號恢復出源信號各個獨立成分的過程。盲源分離方法認為每個觀測信號都可以近似為多個未知源信號的線性組合,假設存在由Z個樣本組成的多維測量集合,每個多維樣本的組分為M,其數學表達式[4-5]

vj=h1,j[w1]+h2,j[w2]++hr,j[wr]=Whj

(1)

式中,vj為在多個觀測信號中的第j個觀測信號;W為M×r維的未知源信號矩陣;hj為r×1維線性組合的系數。合并Z個觀測信號,vj作為矩陣V(M×Z)的列,系數hj作為矩陣H(r×Z)的列,則式(1)可以表達為

V≈WH

(2)

式中,矩陣W和H分別代表源信號特征矩陣和系數矩陣。式(2)表征了式(1)的線性近似等價于矩陣的因式分解。式(2)的因式分解通過矩陣W和H的非負條件約束來解決。通過非負條件約束保證矩陣W有一定物理意義。非負矩陣分解算法的一個關鍵參數是特征矩陣W的秩,它決定了要解析的源信號特征的數量。

T1—T2譜的盲源分離方法采用2個簡單的步驟來估計最優秩:①確定矩陣H協方差的特征值,并確定使特征值高于指定閾值的最佳源信號數。②將源信號數指定為步驟①中確定的最佳源信號數,再次進行因子分解。如果觀測信號集中的某個觀測信號具有較大的動態范圍,則式(2)的矩陣因子分解可能會被相對值較高的觀測信號影響,產生偏差。為了使觀測信號集中的所有觀測信號權重相等,需要對觀測信號標準化。通過標準化處理,包含在系數矩陣H中的特征值相對比例不能夠表征原始數據中的真實貢獻。利用上述的2個步驟將觀測信號歸一化并分解為非負矩陣W和H,以獲取真實的不同特征貢獻。對于每個觀測信號vj,通過最小化以下代價函數確定特征的貢獻比例系數hk。

(3)

0≤hk,j≤ωj,∑khk,j=ωj

(4)

式中,ωj為第j個觀測信號的值。這些約束意味著不同特征貢獻比例是非負的,并且所有特征貢獻的總和等于非標準化觀測信號的值。

3.2 T1—T2譜盲源分析及流體識別

通過對測井采集的原始數據進行質量檢查,包括相位、回波形態檢查,根據數據質量情況進行預處理,然后對采集的回波串進行數據處理和T1—T2譜二維聯合反演,得到初步結果主要包括:連續深度的核磁共振總孔隙度(MRP)、二維核磁共振T1—T2譜、T1譜和T2譜。

二維核磁共振T1—T2譜是地層巖石孔隙結構和孔隙內賦存的不同性質流體綜合響應的結果,是某個深度巖層孔隙流體所呈現的核磁共振T1—T2譜特征。二維核磁共振譜T1/T2分析主要是在數據反演產生的連續深度二維核磁共振T1—T2譜基礎上,對全井段或局部井段地層的T1—T2譜數據進行疊加、處理分析,劃分出具有實際意義的T1/T2相態的種類和特征,并根據識別的T1/T2相態種類和特征計算每個深度點的相應相態體積分量。T1/T2相態呈現為二維核磁共振T1—T2譜上的某個區域,各相態體積分量之和等于該深度的地層核磁共振總孔隙度。

目前常用的二維核磁共振T1—T2譜的處理解釋方法是盲源分離圖像處理技術進行數據分析和聚類分析方法。該方法在不預設任何T1、T2截止值的情況下,利用圖像數據處理技術對二維核磁共振T1—T2譜進行聚類分析,自動識別最大可能的T1/T2相態的類別和數目,并根據選定的T1/T2類別逐深度對二維核磁共振T1—T2譜進行解析,計算得出各深度點每個T1/T2組分的孔隙體積值。將識別出的不同T1/T2組分與特定性質的地層流體進行關聯,并結合不同測量得出的信息進行比對、驗證,賦予每個T1/T2組分流體意義,進而得到每種地層流體的體積含量,從而達到定量評價的目的(見圖3)。

圖3 二維核磁共振T1—T2譜流體識別及定量計算流程圖

4 應用實例分析

為精確評價孔隙度及進行儲層流體評價,在風西區塊B井測量了CMR-NG。該井儲層為典型的復雜混積碳酸鹽巖儲層,XX07～XX09 m井段為該段最有利的儲層段,去鈾伽馬24～25 API,深側向電阻率9～50 Ω·m,深感應電阻率8～13 Ω·m,中子孔隙度4%～6%,密度2.65～2.69 g/cm3,縱波時差51～54 μs/ft(2)非法定計量單位,1 ft=12 in=0.304 8 m,下同。巖性掃描揭示的儲層礦物組分較為復雜,包含黏土礦物、石英長石礦物、方解石、白云石、黃鐵礦和石膏,體現了典型的湖相復雜混積碳酸鹽巖的特征;CMR-NG提供了連續的T1—T2譜測量,T2譜的譜峰位置為33 ms,揭示儲層孔隙結構以中等孔隙為主,如果按照33 ms作為T2截止值,則核磁共振總孔隙度、有效孔隙度6.3%～6.8%,自由流體孔隙度2.5%～3.9%。

通過CMR-NG提供連續二維核磁共振T1—T2譜,利用盲源分析方法在B井有效測量段進行分析得到6種不同的T1/T2組分,每種組分T1/T2值有一定差異。結合不同孔隙流體在二維核磁共振T1—T2譜上的不同位置和風西區塊實際產出的流體性質,對每種T1/T2組分進行流體定義(見圖4)。從圖4中T1/T2與T2均值(T2,LM)交會可以看出組分1、2的T2均值小于3 ms,組分3、4的T2均值為3～20 ms,組分5、6的T2均值大于20 ms;該區核磁共振實驗分析的T2截止值為17 ms,分析可知組分1、2為黏土束縛流體,組分3、4為毛細管束縛流體,組分5、6為自由流體。同時組分2、4、5的T1/T2值為1～2,組分6的T1/T2值為4～5,組分3的T1/T2值為10～11;分析可知組分2、4、5的流體性質為水,組分3、6的流體性質為油。因此,結合T2均值和T1/T2值可以判斷各組分的流體性質。

利用上述T1—T2譜分析得到的每種T1/T2組分對應流體的特征,在XX07～XX09 m儲層段可以得到每種流體的體積含量,其中可動油體積含量為3%～5%,可動油飽和度為80%～83%(見圖5)。在二維核磁共振T1—T2譜圖上,該段的可動油信號和毛細管束縛水信號較為明顯,可動油信號強度更高(見圖6)。經測試該段初期日產油16 m3,證實了二維核磁共振T1—T2譜流體識別方法的可靠性。

圖4 B井二維核磁共振T1—T2譜分析圖

圖5 B井二維核磁共振T1—T2譜解釋成果圖*非法定計量單位,1 c.u.=10-3 cm-1

圖6 B井XX08.1、XX08.5 m處二維核磁共振T1—T2譜圖

5 結 論

(1)在風西復雜混積碳酸鹽巖儲層的流體評價分析中,由于電阻率受礦物組分、孔隙結構、物性等綜合因素影響,對流體類型不敏感,電阻率、孔隙度方法不能有效地對儲層流體進行定性和定量評價。

(2)CMR-NG作為新一代的核磁共振測井儀器,提供了T1譜、T2譜及T1—T2譜的連續測量。基于T1/T2值的流體識別方法,在風西復雜碳酸鹽巖儲層經過試油驗證,證實該方法能夠有效解決風西復雜儲層流體識別、定量評價的困難,彌補了常規電阻率方法的不足。該方法可以在其他復雜儲層進一步嘗試驗證,以確定其適用儲層類型。