核磁共振測(cè)井在川西低孔隙度低滲透率儲(chǔ)層中的應(yīng)用

吳見萌,葛 祥,張 筠,董 震

(中國(guó)石化石油工程西南有限公司測(cè)井分公司,四川成都610100)

核磁共振測(cè)井在川西低孔隙度低滲透率儲(chǔ)層中的應(yīng)用

吳見萌,葛 祥,張 筠,董 震

(中國(guó)石化石油工程西南有限公司測(cè)井分公司,四川成都610100)

以核磁共振巖心實(shí)驗(yàn)標(biāo)定為依據(jù),充分結(jié)合譜信息的分布特征,并借助測(cè)試資料對(duì)核磁共振測(cè)井在川西低孔隙度低滲透率儲(chǔ)層中的評(píng)價(jià)技術(shù)進(jìn)行了深入研究,其結(jié)果表明,核磁共振測(cè)井較易剔除非儲(chǔ)層,能夠提供可靠的儲(chǔ)層參數(shù),較為準(zhǔn)確判別儲(chǔ)層流體性質(zhì),應(yīng)用效果較好,提高了低孔隙度低滲透率儲(chǔ)層的測(cè)井解釋符合率。

核磁共振測(cè)井;低孔隙度;低滲透率;儲(chǔ)層參數(shù);流體性質(zhì)

0 引 言

川西地區(qū)須家河組主要儲(chǔ)層位于須二段和須四段,砂體發(fā)育,單層厚度大,約30～80 m;儲(chǔ)層巖性復(fù)雜,包括石英砂巖、(長(zhǎng)石)巖屑砂巖、鈣屑砂巖和灰質(zhì)礫巖等,儲(chǔ)集空間以粒間孔、次生溶蝕孔為主,普遍發(fā)育裂縫,儲(chǔ)層非均質(zhì)性極強(qiáng),儲(chǔ)層基質(zhì)物性差,絕大多數(shù)孔隙度小于10%,滲透率低于0.1× 10-3μm2,屬于致密甚至超致密碎屑巖儲(chǔ)層,具有復(fù)雜的氣水關(guān)系。常規(guī)測(cè)井在評(píng)價(jià)復(fù)雜巖性的儲(chǔ)層參數(shù)和流體性質(zhì)方面存在多解性。核磁共振成像測(cè)井的最大特點(diǎn)是測(cè)量結(jié)果不受巖石骨架成分的影響,直接進(jìn)行地層孔隙和流體類型的探測(cè),能夠較好地避開復(fù)雜巖性對(duì)儲(chǔ)層評(píng)價(jià)造成的不利影響,更為準(zhǔn)確地計(jì)算儲(chǔ)層參數(shù)和判別儲(chǔ)層流體性質(zhì),進(jìn)而提高測(cè)井解釋精度[1]。

1 剔除非儲(chǔ)層

常規(guī)測(cè)井曲線較易識(shí)別出致密砂巖、泥巖、炭質(zhì)頁巖等非儲(chǔ)層,但對(duì)于炭質(zhì)砂巖僅依靠常規(guī)曲線則遇到了識(shí)別難題,很可能測(cè)井解釋為高孔隙度、高含氣飽和度的假優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層,對(duì)諸如此類非儲(chǔ)層,核磁共振測(cè)井技術(shù)展現(xiàn)出了較大的優(yōu)勢(shì)。

以××5井須二段4 785～4 790 m炭質(zhì)砂巖為例,該段巖性純,孔隙度曲線同向變化,電阻率測(cè)值較高,常規(guī)處理成果反映為優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層。該段核磁共振有效孔隙度較低,平均有效孔隙度僅1.59%,同時(shí),差譜法指示該層無明顯可動(dòng)天然氣信息,為非有效儲(chǔ)層。因此,利用核磁共振測(cè)井技術(shù)能有效剔除炭質(zhì)砂巖等非儲(chǔ)層。

2 提供可靠的儲(chǔ)層參數(shù)

對(duì)于須家河組儲(chǔ)層,常規(guī)測(cè)井曲線的計(jì)算精度相對(duì)較差。針對(duì)川西地區(qū)須家河組致密碎屑巖儲(chǔ)層開展了85塊巖心孔隙度和10塊巖心滲透率、飽和度的核磁共振實(shí)驗(yàn)分析,結(jié)果表明核磁共振測(cè)井可以在致密儲(chǔ)層提供比較可靠的儲(chǔ)層參數(shù)[2]。

以××5井為例,取心段4 739～4 755 m,巖性為灰色細(xì)粒巖屑砂巖,儲(chǔ)集物性差,巖心分析孔隙度為0.8%～3.7%;取心段4 925～4 933 m,巖性為淺灰色中、粗粒巖屑石英砂巖,儲(chǔ)集物性相對(duì)較好,巖心分析孔隙度為4.7%～6.5%。圖1左圖第6道顯示巖心分析孔隙度與核磁共振有效孔隙度對(duì)應(yīng)性較好,同時(shí),依據(jù)這2段巖心,對(duì)巖心分析孔隙度與核磁共振有效孔隙度進(jìn)行了線性回歸(見圖1右),其相關(guān)系數(shù)為0.95,則說明核磁共振測(cè)井所計(jì)算的儲(chǔ)層物性參數(shù)可靠。

圖1 ××5井巖心孔隙度與核磁孔隙度相關(guān)關(guān)系圖

圖2 ××8井核磁共振測(cè)井提取儲(chǔ)層參數(shù)

依據(jù)××5井核磁共振測(cè)井處理參數(shù),對(duì)××8井須二段進(jìn)行了核磁共振測(cè)井資料處理,圖2為× ×8井須二段4 975～4 976 m和5 010～5 016 m巖屑砂巖巖心分析與核磁共振測(cè)井提供儲(chǔ)層參數(shù)對(duì)比圖。圖2中第7、第8、第9道顯示取心段巖心分析孔隙度與核磁共振有效孔隙度、巖心分析含水飽和度與核磁共振含水飽和度、巖心分析滲透率與核磁共振滲透率相關(guān)關(guān)系較好,則核磁共振測(cè)井所計(jì)算的儲(chǔ)層參數(shù)合理。

圖3 ××11井3 550～3 563 m井段核磁共振測(cè)井流體判別成果圖

3 識(shí)別流體性質(zhì)

川西地區(qū)致密碎屑巖儲(chǔ)層中的孔隙流體成分以氣、水為主,因此,在儲(chǔ)層流體識(shí)別中,主要以測(cè)試資料為依據(jù),結(jié)合譜信息的分布特征,并借助巖心分析飽和度與核磁分析飽和度相關(guān)關(guān)系研究[4],有針對(duì)性地建立起川西地區(qū)須家河組不同地層段 T2譜的氣、水分布界限。其界限值見表1。

表1 川西地區(qū) T2譜氣水分布界限情況表

3.1 低電阻率氣層

××11井須四段3 550～3 563 m巖性為淺灰色中、細(xì)粒巖屑石英砂巖,氣測(cè)全烴 4.894%↗37.893%。常規(guī)測(cè)井曲線特征反映該儲(chǔ)層段電阻率絕對(duì)值較低,約10Ω·m,與相鄰泥巖段的電阻率測(cè)量值較為接近,僅依靠常規(guī)測(cè)井曲線難以判別該儲(chǔ)層是否含水[3]。

核磁共振測(cè)井處理成果圖顯示 T2分布譜幅度較高,分布范圍大(0.5～3 000 ms),反映基質(zhì)孔隙度相對(duì)較高,為儲(chǔ)層特征;該儲(chǔ)層段A、B、D組回波衰減信號(hào)所得到的譜分布特征呈雙峰指示,即左峰對(duì)應(yīng)的束縛水,右峰對(duì)應(yīng)的可動(dòng)流體信息,據(jù)此,可看出該儲(chǔ)層可動(dòng)流體所占的比例大,同時(shí),差譜法指示 T2分布峰延后,其主峰主要分布在100～400 m s之間,為明顯氣層特征;此外,移譜顯示長(zhǎng)回波間隔T2分布譜較短回波間隔 T2分布譜向減小的方向偏移,也具明顯天然氣響應(yīng)特征,綜合評(píng)價(jià)為氣層(見圖3)。

3.2 高電阻率水層

核磁共振測(cè)井能較為明顯地區(qū)分出裂縫性致密碎屑巖儲(chǔ)層可動(dòng)水、可動(dòng)氣的分布信息。以××5井為例,5 032.2～5 042.9 m井段,巖性為細(xì)粒巖屑石英砂巖,漏失鉆井液24.9 m3;5 063.7～5 091.9 m井段,巖性為細(xì)粒巖屑石英砂巖,氣測(cè)全烴0.075↑0.812%。常規(guī)與成像測(cè)井反映該儲(chǔ)層段基質(zhì)物性相對(duì)較差,網(wǎng)狀裂縫發(fā)育,且深側(cè)向電阻率較高,依據(jù)川西須家河組儲(chǔ)層評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn),上述2個(gè)層儲(chǔ)層應(yīng)評(píng)價(jià)為氣層。但核磁共振譜分布特征(見圖4)上有明顯含水跡象,這主要表現(xiàn)在5 035～5 036 m和5 075～5 076 m井段網(wǎng)狀裂縫發(fā)育段,長(zhǎng)等待時(shí)間T2分布譜明顯前移,依據(jù) T2譜的氣、水分布界限,可得出5 035～5 036 m井段可動(dòng)流體信息幾乎被地層水所占據(jù),平均可動(dòng)水孔隙度為1.58%,5 075～5 076 m可動(dòng)流體信息被部分地層水所占據(jù),平均可動(dòng)水孔隙度為1.0%;差譜顯示,裂縫不發(fā)育段,T2譜分布范圍為100～400 m s,具明顯含氣特征。據(jù)此,綜合分析認(rèn)為,該段地層裂縫含水,基質(zhì)孔隙含氣。完井后經(jīng)射孔測(cè)試,該儲(chǔ)層段獲得水產(chǎn)量72.4 m3/d,進(jìn)一步證實(shí)了成像測(cè)井與核磁共振測(cè)井結(jié)合識(shí)別儲(chǔ)層流體性質(zhì)的可靠性。

3.3 鈣屑砂巖氣層

××22井3 830.6～3 834.0 m井段巖性為淺灰色中粒鈣屑砂巖,氣測(cè)無異常,錄井未解釋。常規(guī)測(cè)井曲線響應(yīng)特征反映該儲(chǔ)層儲(chǔ)集物性相對(duì)較差,含氣特征不明顯。核磁共振處理成果圖(見圖5)顯示 T2分布譜幅度較低,譜分布范圍相對(duì)較窄,即基質(zhì)物性相對(duì)較差;長(zhǎng)等待時(shí)間 T2譜右峰反映可動(dòng)流體信息,右峰延后,其主峰分布范圍在100～400 m s之間,差譜法也指示譜分布范圍在100～400 m s,具明顯氣層特征,同時(shí),核磁共振有效孔隙度3.85%,平均可動(dòng)氣孔隙度為2.57%,平均含水飽和度33.2%,綜合評(píng)價(jià)為氣層。該儲(chǔ)層段經(jīng)套管射孔、加砂壓裂及酸化壓裂測(cè)試,獲得天然氣產(chǎn)量2.413 1×104m3/d,證實(shí)了利用核磁共振測(cè)井資料判別儲(chǔ)層流體性質(zhì)的可靠性。

3.4 裂縫-孔隙型氣層

圖4 ××5井5 020～5 100 m井段核磁共振與成像測(cè)井組合圖

圖5 ××22井3 830.6～3 834.0 m井段核磁共振流體判別成果圖

核磁共振測(cè)井在裂縫性致密碎屑巖儲(chǔ)層中應(yīng)用效果較好。以××5井須二段5 138.5～5 178.5 m為例,該儲(chǔ)層段巖性為灰色細(xì)粒巖屑砂巖,氣測(cè)全烴0.037↑61.829%,井口氣泡40%。常規(guī)測(cè)井曲線和成像測(cè)井圖顯示該儲(chǔ)層儲(chǔ)集物性好,高角度裂縫極為發(fā)育;同時(shí),核磁共振測(cè)井處理成果圖反映 T2分布譜幅度較高,分布范圍大(0.5～3 000 m s),儲(chǔ)集物性好,差譜(見圖6)顯示可動(dòng)流體較發(fā)育,并且譜峰延后,其峰值主要集中在80～400 m s之間,具明顯氣層特征。此外,核磁處理平均有效孔隙度為5.9%,平均可動(dòng)氣孔隙度為4.4%,平均含水飽和度為25%,綜合評(píng)價(jià)為裂縫-孔隙型氣層。該解釋層經(jīng)射孔測(cè)試,獲天然氣產(chǎn)量8.582 1×104m3/d,無阻流量19.886×104m3/d,核磁共振測(cè)井解釋結(jié)論與測(cè)試結(jié)果一致。

圖6 ××5井5 138.5～5 178.5 m井段核磁共振儲(chǔ)層流體性質(zhì)判別成果圖

表2 M RIL-P型核磁共振測(cè)井判別儲(chǔ)層流體性質(zhì)結(jié)果對(duì)照表

3.5 應(yīng)用效果評(píng)價(jià)

表2為核磁共振測(cè)井在川西地區(qū)須家河組致密碎屑巖儲(chǔ)層的流體性質(zhì)判別結(jié)果,從表2中可以看出,核磁共振測(cè)井判別致密儲(chǔ)層的流體性質(zhì)具有較好的效果,其解釋符合率為88.9%。

4 結(jié) 論

(1)核磁共振測(cè)井能有效剔除炭質(zhì)砂巖等非儲(chǔ)層。

(2)核磁共振測(cè)井在川西低孔隙度低滲透率致密地層中可以提供比較準(zhǔn)確的儲(chǔ)層參數(shù)。

(3)核磁共振測(cè)井在川西低孔隙度低滲透率儲(chǔ)層評(píng)價(jià)中能準(zhǔn)確判別復(fù)雜儲(chǔ)層的流體性質(zhì),特別是能解決低電阻率氣層、高電阻率水層、鈣屑砂巖氣層的流體識(shí)別問題。

[1] 肖立志.核磁共振測(cè)井資料解釋與應(yīng)用導(dǎo)論[M].北京:石油工業(yè)出版社,2001.

[2] 肖立志.核磁共振成像測(cè)井與巖石核磁共振及應(yīng)用[M].北京:北京科學(xué)出版社,1998.

[3] 曾文沖.油氣藏儲(chǔ)集層測(cè)井評(píng)價(jià)技術(shù)[M].北京:石油工業(yè)出版社,1991.

[4] 莫修文,李舟波,梅忠武.核磁測(cè)井資料的解釋方法與應(yīng)用[J].測(cè)井技術(shù),1997,21(6):424-431.

The Application of the NM R Logging to Low Porosity and Permeability Reservoir in West Sichuan

WU Jianmeng,GE Xiang,ZHANG Yun,DONG Zhen
(Well Logging Branch,Southwest Petroleum Engineering CO.L TD.,SINOPEC,Chengdu,Sichuan 610100,China)

The app lication of the NMR technology has p layed a very important role in evaluation of the low po rosity and permeability reservoir in w estern Sichuan.Based on the NM R co re tests data and combined w ith the spectrum signal distributing and testing data,researched is NM R logging evaluation technology fo r low porosity and low permeability reservoir in w estern Sichuan. The results show that the NMR logging can p rovide app rop riate reservoir parameters for real reservoir and accurately identify reservoir fluid p roperty,so,app lication effect is better.Mo reover, it imp roves interp retation accurate rate for low porosity and low permeability reservoir and p rovides technical support for exp loitation in the tight clastic rocks in west Sichuan area.

NMR logging,low porosity,low permeability,reservoir parameter,fluid p roperty

1004-1338(2010)02-0159-05

P631.84

A

吳見萌,男,1982年生,工程師,從事測(cè)井資料解釋與綜合研究工作。

2009-11-04 本文編輯 余 迎)