陳木銀, 陳江浩, 曹孟鑫, 徐磊, 何西攀, 吳建華

(1.中國石油集團測井有限公司長慶分公司, 陜西 西安 710201; 2.中國石油集團測井有限公司技術(shù)中心, 陜西 西安 710077)

0　引　言

核磁共振測井在油田勘探開發(fā)中發(fā)揮著重要作用[1]。當(dāng)前市場上主要應(yīng)用的核磁共振測井儀有Schlumberger公司的CMR和MRScanner、Halliburton公司的MRIL-P和MRIL-XL、Baker Hughes公司的MREx,而且這3大測井公司都開發(fā)出了自己的隨鉆核磁共振測井儀[2]。MRT(Magnetic Resonance Tool)是中國石油集團測井有限公司自主研發(fā)投入商業(yè)化應(yīng)用的核磁共振測井儀,并以采集精度高、處理速度快贏得了市場的認(rèn)可。

1　MRT核磁共振測井儀

1.1　儀器主要組成

MRT多頻核磁共振測井儀器主要由儲能短節(jié)、電子儀和探頭3部分組成,其中儲能短節(jié)主要是為儀器工作時提供附加的能量供給,由12個電容模塊組成。電子儀主要包括:①發(fā)射電路,用于產(chǎn)生大功率RF脈沖信號;②接收電路,對接收到的NMR回波信號進行放大、濾波和解調(diào);③對儀器工作進行控制、刻度以及數(shù)據(jù)通訊的電路;④儀器供電電路。探頭包括:①1個強鐵氧體磁體(主磁體)和2個磁性更強的地層預(yù)極化釤鈷永久磁體,主磁體安裝在玻璃鋼外殼內(nèi)部,用于產(chǎn)生靜磁場B0,釤鈷永久磁鐵用于對地層氫原子預(yù)極化;②埋置于探頭玻璃鋼外殼中的RF天線。

圖1　MRT核磁共振測井儀在不同地層中測井重復(fù)對比圖

1.2　儀器主要技術(shù)指標(biāo)

測量范圍:孔隙度0～100 p.u.地層。測量誤差:孔隙度15 p.u.以上地層,重復(fù)性相對誤差不超過10%;孔隙度15 p.u.以下地層,絕對誤差小于1.5 p.u.。工作頻率:9個(500～800 kHz)。垂直分辨率:標(biāo)準(zhǔn)模式下183 cm,高分辨率模式下122 cm,靜態(tài)模式下61 cm。最大測速:180 m/h?；夭ㄩg隔:最小0.6 ms。泥漿電阻率低限:0.02 Ω·m(帶合適的泥漿排除器)。井眼范圍:150～400 mm。儀器串長度:15.124 m(大探頭);14.358 m(小探頭)。儀器串重量:620 kg(大探頭);560 kg(小探頭)。

1.3　采集方式與提供成果

MRT多頻核磁共振測井儀采用梯度靜磁場,使用9種觀測頻率同時工作,在井內(nèi)以居中方式測量,能夠?qū)崿F(xiàn)對9個不同直徑的同心圓柱殼地層信息進行采集[2]。測井前按地層特點及作業(yè)目的選擇合理的采集模式,該儀器可以提供單TE單TW、單TE雙TW、雙TE單TW、雙TE雙TW等4類53種觀測模式,能夠滿足不同測井需求[3]。

MRT所采集的原始數(shù)據(jù)通過回波反演、標(biāo)準(zhǔn)T2譜分析、綜合油氣評價和孔隙結(jié)構(gòu)分析等處理可以為用戶提供標(biāo)準(zhǔn)T2譜、差譜、區(qū)間孔隙度、總孔隙度、有效孔隙度、毛細管束縛水孔隙度、泥質(zhì)束縛水孔隙度、可動油氣體積、可動水體積、含油飽和度、滲透率和孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)等地層信息,為儲層評價提供準(zhǔn)確依據(jù)。

2　可靠性分析

2.1　儀器穩(wěn)定性

MRT核磁共振測井儀在長慶油田通過9口井的實驗和130多口井的應(yīng)用顯示該儀器測井資料重復(fù)性好,重復(fù)誤差指標(biāo)滿足行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)(SY/T5132—2012)要求。

圖1是MRT核磁共振測井儀分別在大小2種孔隙度地層測井重復(fù)性對比圖。其中A地層孔隙大于12 p.u.,使用的采集模式為D9TWE3(TWL=12.988 s,TWS=1 s,TES=0.9 ms,TEL=3.6 ms),測速為1 m/min;B地層孔隙度小于8 p.u.,采集模式為D9TWA(TWL=12.7 s,TWS=2 s,TE=0.9 ms),測速為2 m/min。從圖1中可以看出2個地層的T2譜和差譜主曲線與重復(fù)曲線在形態(tài)、分布位置和幅度上都十分接近,僅泥質(zhì)信號上有細微差別。選擇相同的處理參數(shù)計算的總孔隙度、有效孔隙、毛細管束縛水孔隙度以及滲透率曲線基本重合。通過對總孔隙度的重復(fù)誤差分析獲得A地層的重復(fù)誤差95%分布在0.5 p.u.之內(nèi),B地層的93%分布在1.0 p.u.以內(nèi),均在行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)允許范圍之內(nèi)。B地層之所以誤差范圍稍大主要是由于其泥質(zhì)含量略高引起。滲透率通過相關(guān)對比分析得到主曲線與重復(fù)曲線之間的相關(guān)性均在0.97以上,誤差遠遠小于半個數(shù)量級,說明該儀器性能穩(wěn)定可靠。

2.2　儀器的一致性

MRT正式投產(chǎn)前在10多口井中與P型核磁共振測井進行了一系列對比實驗,通過對不同孔隙條件地層的測量,對兩者的T2譜與計算的儲層參數(shù)進行分析,從而確定2種核磁共振測井在采集精度上的一致性。

圖2是在大小2種孔隙度地層條件下,MRT與P型核磁共振測井儀使用相同采集模式和測速的對比結(jié)果。其中,C地層孔隙度約為15 p.u.,使用的采集模式為D9TWE3;D地層孔隙度小于10 p.u.,采集模式為D9TWA。可以看出C地層中2種儀器所測的T2譜呈單峰分布在10～3 000 ms之間,幅度相同,差譜分布位置及幅度也具有較好的一致性,兩者總孔隙度誤差95%小于1.5 p.u.,滲透率之間的相關(guān)系數(shù)高于0.91。D地層中2種儀器所測T2譜除局部泥質(zhì)信號略有差異外,其余部分的分布位置以及幅度都十分接近,呈單峰或雙峰分布在2～1 000 ms之間,兩者差譜均較弱,總孔隙度誤差98%小于1.5 p.u.,滲透率之間的相關(guān)系數(shù)均高于0.90,表明2種儀器之間的采集精度基本一致。

為驗證MRT核磁共振測井計算結(jié)果對儲層反映的精確程度,對圖2的2種地層條件下核磁共振測井計算的孔隙度和滲透率與巖心分析值進行了對比?？梢钥闯?種儲層參數(shù)在變化趨勢和絕對值上都具有很高的一致性。表1是MRT計算的孔隙度與P型核磁共振測井及巖心分析孔隙度平均誤差對比結(jié)果,可以看出該儀器無論是與P型核磁共振測井對比還是與巖心分析值對比都具有很高的一致性,說明該儀器的采集精度能夠滿足各類地層評價需求。

表1　MRT與P型核磁共振測井及巖心分析孔隙度平均誤差

圖2　在不同地層MRT與P型核磁共振測井儀測井對比圖

3　應(yīng)用效果評價

MRT核磁共振測井儀自2015年正式在長慶油田應(yīng)用以來共完成130多口井的測井作業(yè),全部取得合格資料,作業(yè)成功率在97%以上。

圖3　S195井C6地層測井綜合解釋成果圖

3.1　儲層劃分與參數(shù)計算

劃分儲層與提供儲層參數(shù)是測井評價的首要任務(wù),對于簡單的砂泥巖剖面常規(guī)測井資料就能很好地解決,但在致密油及頁巖油藏中卻面臨很大挑戰(zhàn)。核磁共振測井由于不受巖石骨架影響能夠準(zhǔn)確直觀地識別出儲層,并精確提供儲層的孔隙度和滲透率等參數(shù)。圖3是S195井C6地層測井綜合解釋成果圖。該井加測核磁共振測井項目,使用D9TWA模式。該段地層雖然砂體較厚,但自然伽馬較高且自然電位幅度小,常規(guī)測井資料僅密度測井曲線對儲層具有一定指示作用,此時應(yīng)用常規(guī)測井資料劃分有效儲層并確定含油性具有一定難度。從核磁共振測井資料看該段砂體共有5段相對較好。通過分析得到核磁共振計算的孔隙度與巖心分析值之間的誤差小于1.0 p.u.,滲透率誤差在半個數(shù)量級之內(nèi)。

從核磁共振測井計算的儲層參數(shù)看,該砂體物性一般,孔隙度在10～12 p.u.之間,滲透率在0.1～0.6 mD。由于T2譜主要分布在5～400 ms之間,在致密儲層條件下反映孔隙流體主要以烴為主,根據(jù)物性及T2譜特征將2號、3號層解釋為差油層,4號、5號、6號層物性稍好,解釋為油層,在2 096～2 107 m處射孔,經(jīng)加砂85 m3壓裂后獲日產(chǎn)油31.1 t,與核磁共振測井解釋結(jié)果相吻合。

3.2　流體性質(zhì)識別

核磁共振測井資料是識別儲層流體性質(zhì)的重要手段之一,其物理基礎(chǔ)在于不同流體的核磁極化時間、弛豫時間以及擴散特性存在明顯差異,對于具有相似地質(zhì)特征的地層建立標(biāo)準(zhǔn)T2譜、差譜和移譜與流體性質(zhì)關(guān)系,從而有效地區(qū)分儲層流體性質(zhì)。

圖4　L27井C7地層核磁共振測井解釋成果圖

圖5　W271井C9地層核磁共振測井解釋成果圖

通常在小孔隙度地層條件下的流體處于受限擴散狀態(tài),油與水的擴散弛豫差異較小,此時孔徑對弛豫影響遠小于流體,因此,T2譜的位置直接反映孔隙中的流體性質(zhì)[4]。長慶油田當(dāng)孔隙度小于12 p.u.、油的黏度大于2 Pa·s時,100 ms前基本為水的信號,100 ms后為油的信號,此時采用雙TW模式獲得的差譜也具有含油指示性。圖4是L27井C7地層核磁共振測井解釋結(jié)果。該井采用D9TWA模式測量,可以看出圖4中兩砂體T2譜呈雙峰特征分布在10～1 000 ms之間,且100 ms后峰幅度較大,判斷2個層具有較好的含油性;同時100 ms前T2譜也有一定強度信號,表明儲層含水,綜合分析判斷39號層為油水同層,而38號層由于物性稍差,解釋為差油層,經(jīng)在1 591 m處射孔試油獲日產(chǎn)油10.7 t、水3.9 m3。圖5是W271井C9地層核磁共振測井解釋結(jié)果。該井采用D9TWA模式測量,圖5中砂體T2譜信號較強,但基本分布在100 ms之前,且無明顯差譜信號,根據(jù)對該區(qū)域油的T2特征譜認(rèn)識,說明該砂體含油性差,解釋為水層,在2 182～2 186 m井段射孔試油,日產(chǎn)水29.1 m3,與核磁共振測井解釋結(jié)果一致。

圖6　Y135井Y9地層核磁共振測井解釋成果圖

圖7　Z19井Y9地層核磁共振測井解釋成果圖

對于孔隙度大于12 p.u.地層,受孔隙結(jié)構(gòu)影響,通常水的弛豫時間與油相當(dāng),而且水在短等待時間內(nèi)不能完全極化,此時利用譜位置或差譜法進行流體識別不再有效。如果油的黏度與水差異較大時,兩者的擴散弛豫有明顯區(qū)別,采用雙TE模式獲得的移譜將對油和水具有較好的區(qū)分作用[5]。長慶油田孔隙度大于15 p.u.的侏羅系地層,一般3.6 ms回波間隔的T2譜主峰在油層上大于100 ms,譜幅度較緩且收斂慢,而水層上則分布在100 ms前,譜幅度較陡收斂快。圖6是Y135井Y9核磁共振測井解釋結(jié)果。該井采用D9TWE3模式,可以看出該砂體電阻率只有4 Ω·m,常規(guī)判斷含油性很困難,而核磁共振測井D組T2譜與A組T2譜相比稍有前移,但主峰位置仍在100 ms后,說明該層具有較好的含油性,解釋為油層和油水同層,經(jīng)2 364～2 366 m段射孔試油獲日產(chǎn)油23.9 t,水2.4 m3。圖7是Z19井Y9核磁共振測井解釋結(jié)果(采集模式為D9TWE3)。可以看出,該砂體頂部11號層D組T2譜前移量明顯小于砂體下部12號層的前移量,且主峰位置在100 ms后,說明該砂體頂部具有一定含油性。砂體下部D組T2譜呈尖峰狀且主峰在100 ms前,說明下部基本不含油,經(jīng)在1 998～1 999 m段射孔試油獲日產(chǎn)油1.53 t,水43.6 m3,由此可以看出該儀器所測移譜能夠較好地反映大孔隙儲層的流體性質(zhì)。

4　結(jié)　論

(1) 通過對不同孔隙度條件下的地層重復(fù)資料分析表明,MRT核磁共振測井儀器所測T2譜形態(tài)及分布位置重復(fù)性好,計算的儲層參數(shù)重復(fù)誤差在行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)允許范圍內(nèi),儀器具有很高的穩(wěn)定性。

(2) 該儀器與P型核磁共振測井所采集的T2譜在形態(tài)及分布位置上都具有很高的一致性,兩者孔隙度誤差在1.5 p.u.之內(nèi),滲透率誤差小于半個數(shù)量級?？紫抖扰c巖心分析值之間誤差小于1.5 p.u.,采集精度能夠滿足各種地層需要。

(3) 不同孔隙度地層條件下,MRT核磁共振測井所測的T2譜形態(tài)及分布位置、差譜、移譜與儲層流體性質(zhì)有較好的對應(yīng)性,應(yīng)用該儀器采集的資料能夠較好地識別儲層流體性質(zhì),能為儲層評價提供更加豐富的地質(zhì)信息。

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