碳酸鹽巖核磁共振實驗與認(rèn)識

摘 要

摘要：由于對碳酸鹽巖核磁共振的測井響應(yīng)一直缺乏系統(tǒng)的研究，使得該技術(shù)在一些復(fù)雜儲層中的應(yīng)用不能取得良好的效果。為此，基于大量的巖心核磁共振實驗，分析了碳酸鹽巖儲層巖心的
摘要：由于對碳酸鹽巖核磁共振的測井響應(yīng)一直缺乏系統(tǒng)的研究，使得該技術(shù)在一些復(fù)雜儲層中的應(yīng)用不能取得良好的效果。為此，基于大量的巖心核磁共振實驗，分析了碳酸鹽巖儲層巖心的T2譜特征、移譜特征、差譜特征、T2截止值變化規(guī)律及核磁分析的孔滲參數(shù)與常規(guī)分析的孔滲參數(shù)之間的關(guān)系，并通過實驗探索了基于孔隙結(jié)構(gòu)特征來分析儲層有效性的方法。研究表明：孔隙結(jié)構(gòu)非均質(zhì)性強的巖石移譜特征明顯，對這類儲層段不能簡單地從有移譜現(xiàn)象便判定為氣層；利用差譜法區(qū)別油氣水層時，在發(fā)育大孔徑孔隙的地層中，短等待時間測量需要有足夠的等待時間；碳酸鹽巖地層的T2截止值不是定值，與泥質(zhì)含量成反比關(guān)系；高孔段核磁計算的孔滲參數(shù)的準(zhǔn)確性明顯地高于低孔段，并且核磁計算的滲透率主要反映的是基質(zhì)滲透率，不能有效地反映裂縫滲透率。研究結(jié)果為核磁共振測井資料的采集及處理解釋提供了肴價值的實驗依據(jù)。
關(guān)鍵詞：碳酸鹽巖；儲集層；孔隙度；滲透率；核磁共振測井；T2譜；T2截止值；參數(shù)
1 巖心孔隙結(jié)構(gòu)分析與應(yīng)用
    巖石飽和水狀態(tài)下的核磁共振T2譜分布反映了孔隙孔徑大小的分布，大孔徑孔隙組分對應(yīng)較長的T2值，小孔徑孔隙組分對應(yīng)較短的T2值，并且T2譜弛豫時間與其孔隙半徑對應(yīng)關(guān)系為：r=cT2(c為常數(shù))[1～2]。
    選取B149井和B151井嘉二段的221塊巖心開展核磁T2實驗，其中嘉二1亞段29塊，嘉二2亞段192塊。結(jié)果表明，嘉二1亞段的實驗巖心無論孔隙度高低，T2譜的弛豫時間普遍較短，譜信號主要分布在0.1～30ms之間(T2截止值在86ms左右)，即使孔隙度很大的巖心的T2弛豫時間仍較短(圖1)。而嘉二2亞段巖心的T2譜弛豫時間長，譜信號主要分布在10～1000ms，即使孔隙度很小的巖心的T2弛豫時間仍較長?？梢?，嘉二2亞段的孔隙孔徑要明顯大于嘉二1亞段，嘉二1亞段主要發(fā)育微孔隙。
常規(guī)物性分析與核磁分析對比表明(見表1)：嘉二2亞段與嘉二1亞段的儲層總孔隙度相差較小，但核磁共振分析的兩段有效孔隙度與束縛水飽和度有很大差異，嘉二1亞段的儲層由于孔隙孔徑小，主要發(fā)育微孔隙，束縛水飽和度遠(yuǎn)高于嘉二2亞段的儲層。這一結(jié)論為試油所證實：即嘉二2亞段儲層段能形成工業(yè)產(chǎn)能，而嘉二1亞段儲層試油多數(shù)情況為干層或產(chǎn)少量氣或少量水。
表1 常規(guī)物性分析與核磁分析對比表
層位
樣品個數(shù)(φ＞2%)
常規(guī)物性分析
核磁共振分析
孔隙度/%
滲透率/10-3μm2
孔隙度/%
滲透率/10-3μm2
含水飽和度/%
有效孔隙度/%
嘉二2亞段
28
6.83
7.37
7.03
6.96
56.61
6.14
嘉二1亞段
10
5.85
0.09
7.09
0.12
98.02
0.39
2 移譜、差譜的應(yīng)用分析
2.1 移譜實驗特征在流體性質(zhì)判別中的應(yīng)用分析
    實驗選取下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組15塊巖心進行實驗，結(jié)果表明：隨著回波間隔(Te)的增大，擴散作用對T2弛豫影響增強，核磁共振信號幅度減小[3～4]，小孔徑的孔隙信號已探測不到。實驗結(jié)果還表明：不同回波間隔下T2譜移譜現(xiàn)象受孔隙結(jié)構(gòu)影響很大，當(dāng)巖樣的孔隙孔徑變化范圍不大，孔隙結(jié)構(gòu)發(fā)育均勻，且以大孔為主時，飽和水巖樣的T2譜移譜現(xiàn)象不明顯(圖2-a)。該巖樣的T2譜分布范圍很窄，表明巖樣的孔隙孔徑變化范圍小，巖樣的孔隙結(jié)構(gòu)均勻，譜信號的弛豫時間長(主要在200～4000ms)，孔隙孔徑大，在不同回波間隔下T2譜移譜現(xiàn)象不明顯，譜形狀變化不大，變窄不明顯。
    當(dāng)巖樣的孔隙孔徑變化范圍大，孔隙結(jié)構(gòu)非均值性較強，小孔徑的孔隙占主導(dǎo)地位時，飽和水巖樣的T2譜不僅移譜很明顯，形狀和峰值也發(fā)生很大的變化(圖2-b)。巖樣的T2譜分布范圍較寬，反映巖樣的孔隙孔徑變化范圍大，巖樣的孔隙結(jié)構(gòu)發(fā)育非均值性較強，該巖樣在5～200ms弛豫時間內(nèi)的信號較大，表明小孔徑孔隙占總孔隙的比例較高。T2譜在不同回波間隔下譜的形狀和分布范圍發(fā)生了明顯變化，當(dāng)Te=2.4ms時，大量短弛豫組分無法探測到。
   因此實際測井中回波間隔選擇應(yīng)盡量小，才能保證測量數(shù)據(jù)的準(zhǔn)確性；同時，在利用移譜法識別氣水層時應(yīng)考慮孔隙結(jié)構(gòu)的影響因素，不能盲目的只靠有移譜現(xiàn)象就確定為氣層。
2.2 差譜實驗特征在流體性質(zhì)判別中的應(yīng)用分析
    飛仙關(guān)組15塊巖心的差譜實驗結(jié)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(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(nèi)氫核就能得到充分極化。圖2-c中：Tw等于6s和8s時，兩弛豫譜線基本重疊，表明當(dāng)?shù)却龝r間超過6s時，大孔徑中的氫核達到完全極化。在6s以內(nèi)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T2的增大，極化程度增大，T2譜幅度增加，因此出現(xiàn)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。這一現(xiàn)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(zhì)時，如果短等待時間測量時的等待時間不足，并不是所有的有差譜信號的儲層都為油氣層，發(fā)育大孔徑孔隙的水層也可能出現(xiàn)差譜信號[5]。
3 巖性與T2截止值的關(guān)系
    通過對216塊巖樣的T2截止值實驗，結(jié)果表明：孔隙度大小對R截止值影響沒有明顯的規(guī)律，泥質(zhì)含量高低與T2截止值有一定的統(tǒng)計規(guī)律，一般情況下，泥質(zhì)含量高的碳酸鹽巖的T2截止值一般較小(表2)，普遍在41ms左右；而泥質(zhì)含量低，巖性較純的碳酸鹽巖的T2截止值普遍較泥質(zhì)含量高的巖樣的T2截止值高，在86ms左右。因此碳酸鹽巖地層核磁共振測井的T2截止值不應(yīng)是定值，它與泥質(zhì)含量成反比關(guān)系[6]。
 
4 應(yīng)用效果分析
4口井的277塊巖樣的核磁實驗表明：對于較高孔隙度的樣品核磁可準(zhǔn)確地計算孔隙度、滲透率，而孔隙度較低的樣品，核磁計算的孔、滲參數(shù)誤差很大(圖3)。
 
    對于裂縫發(fā)育的巖心，核磁計算的滲透率(由SDR模型計算滲透率)與常規(guī)方法分析的相差很大(表3)，核磁計算的滲透率要明顯小于常規(guī)方法分析的，這是因為核磁滲透率是由束縛水飽和度或T2幾何平均值(T2g)建立的滲透率模型計算得到的，并不是直接測量的結(jié)果，核磁滲透率模型(常用有Coates、SDR模型)計算得到的滲透率反映的主要為基質(zhì)滲透率，不能有效地計算裂縫滲透率。
表3 B49井裂縫發(fā)育巖心孔、滲分析數(shù)據(jù)表
深度/m
巖心孔隙度/%
巖心滲透率/10-3μm2
核磁滲透率/10-3μm2
3092.73
1.95
5.48
0.14
3093.65
1.27
2.90
0.02
3102.28
1.87
9.79
0.27
3106.92
1.30
3.12
0.43
3133.83
2.98
8.35
1.25
5 結(jié)論
    1) 核磁共振T2譜分布反映了孔隙孔徑大小的分布，能有效評價碳酸鹽巖的孔隙結(jié)構(gòu)及儲層的有效性。
    2) 孔隙結(jié)構(gòu)均質(zhì)性差異對移譜特征的影響：孔隙結(jié)構(gòu)均勻、孔隙度大時，T2譜移譜現(xiàn)象不明顯；孔隙結(jié)構(gòu)非均質(zhì)性強、孔隙度小時，T2譜移譜現(xiàn)象明顯，形狀和峰值變化較大。
    3) T2截止值與泥質(zhì)含量有密切關(guān)系，泥質(zhì)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86ms之間。
    4) 孔隙度大的巖心核磁計算的孔滲值較低孔巖心準(zhǔn)確，核磁計算的滲透率主要為基質(zhì)滲透率，不能有效的計算裂縫滲透率。
參考文獻
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[6] 高效增.核磁共振孔隙度和巖性有關(guān)[J].測井技術(shù)，1998，22(4).295-298.
 
(本文作者：顏其彬1 趙輝1 司馬立強1 施振飛2 1.西南石油大學(xué)資源與環(huán)境學(xué)院；2.中國石化江蘇石油勘探局測錄井處)