核磁測井技術在稠油油藏識別與評價中的應用

何智勇

摘要：研究區(qū)塊塊主要含油層位為館陶組，埋深-1080—-1150m，其砂體發(fā)育較好，厚度一般在6～16m，厚度較大，本區(qū)塊為純油區(qū)，距離邊水較遠，為明顯高孔、高滲儲層，區(qū)塊主體無斷層發(fā)育，只是在邊部發(fā)育7條地層。北部邊界斷層近東西向，南掉;南部邊界發(fā)育2條南掉的斷層，相交在單25井東南部;東部發(fā)育4條小的正斷層將局部構造復雜化。但由于其油藏性質為稠油層導致評價難度較大，本文通過對該區(qū)“四性”關系研究并結合測井技術研究提高對稠油油層的評價精度。

關鍵詞：?濟陽坳陷;稠油油藏;四性關系;識別評價

勝利油田單家寺地區(qū)SH56塊屬于濟陽坳陷沾化凹陷濱縣陡坡構造，其館陶組地層原油密度一般為0.9820～0.9960g/cm3，地面脫氣原油粘度一般變化范圍在5.0-10×104mPa·s之間，為明顯稠油油藏，常規(guī)測井解釋難以對其進行精確的識別與評價。本文通過對核磁測井技術的研究并結合常規(guī)測井，對該區(qū)館陶組稠油層進行有效識別與評價。

1 儲層“四性”關系研究

1.1巖性特征

根據(jù)SH56塊主體內(nèi)取心井巖心觀察：館陶組儲層巖性總的特點粒度比較細。各砂體縱向上具有下粗上細特點，即由含礫不等粒砂巖～砂巖～粉砂巖構成正旋回沉積，底突變、頂為漸變。

1.2物性特征

根據(jù)2001年密閉取心井SH56-8-X10井常規(guī)物性分析化驗資料進行統(tǒng)計：孔隙度在18.7%～42.1%之間，平均為36.1%，滲透率在106×10-3μm2～4630×10-3μm2之間，平均為2786×10-3μm2，屬于高孔高滲儲層。

1.3?含油性與流體性質

據(jù)該塊生產(chǎn)井原油性質分析資料：50℃時地面脫氣原油密度一般0.9820～0.9960g/cm3，地面脫氣原油粘度一般變化范圍在5.0-10×104mPa·s之間。總礦化度：10300～15200 mg/l， 氯離子：6030～9200 mg/l，水型為CaCl2 。油藏具有邊水的中厚層高滲透層狀砂巖油藏特征，為地層—構造超稠油油藏。

2館陶組稠油層常規(guī)測井解釋分析

7號層（1135.6～1152.4m），厚度16.8m，測井響應特征：自然電位負異常，自然伽馬相對低值，高分辨率深感應電阻率數(shù)值為10～30Ω·m，聲波數(shù)值為120μs/ft，用聲波計算的平均孔隙度為32%，平均滲透率為415.3×10-3μm2，含油飽和度約為55.7%，該層1139～1141段聲波曲線數(shù)值雖明顯增大，分析是由于井眼擴徑引起的，因此綜合分析解釋為油干層，油層有效厚度為14.5m（見圖1）。

3館陶組稠油層核磁測井解釋分析

3.1時間域分析

由于水與輕烴（油、氣）的縱向馳豫時間T1相差很大，意味著它們的縱向恢復速率很不相同，水的恢復遠比輕烴快。雙TW測井利用特定的脈沖行列之間，等待一個比較長的時間TWL，使水與輕烴的磁化矢量全部恢復;再采集第二個回波串，等待一個比較短的時間TWS，使水的磁化矢量恢復，而輕烴（油、氣）的信號只部分恢復。這樣，TWL回波串得到的T2分布中油、氣、水各相都包含在其中，而且完全恢復;TWS回波串得到的T2分布中，水信號完全恢復，油、氣信號只是很少一部分;將TWL回波串和TWS回波串相減，得到差譜，從差譜中可以看到：水信號被消除，剩下油氣信號，對油氣進行識別和解釋。這便是核磁共振測井時間域分析（TDA）的理論基礎。但對于稠油，特別是淺部物性較好的儲層，在物性相似的情況下，稠油的縱向馳豫時間T1較小，較短的等待時間就能恢復，稠油層無差譜信號;而水層由于孔徑大，氫核極化需要的時間長，也會出現(xiàn)差譜信號。可以利用差譜信號的這種反特征來幫助判別油、水層。

3.2時間域分析

移譜分析是利用梯度場中流體的擴散性質對T2的影響來探測地層中流體的類型。梯度場中擴散對T2的影響可表示為：

從上式可看出，增大回波間隔TE將導致T2值減小，擴散系數(shù)D大的流體使T2值減小更多，擴散系數(shù)D小的流體使T2值減小較少。因此對比兩組大小不同TE的T2分布，根據(jù)T2分布上各峰的位置的移動變化情況可確定流體的類型。例如，對含氣（或輕質油）、水層來說，由于氣或輕質油的擴散系數(shù)遠大于水的擴散系數(shù)，因此將導致較大TE時氣或輕質油的T2峰迅速前移，甚至消失而水峰相對移動不大;對稠油、水層來說，水的擴散系數(shù)要大于油，這時較大TE時的水峰比油峰移動快。擴散分析（DIFAN）是在移譜分析的基礎上發(fā)展起來的，能定量評價沖洗帶油氣水關系。

3.3核磁測井綜合分析

根據(jù)以往稠油區(qū)的核磁資料與試油分析結果，稠油層與水層的T2譜、差譜和移譜信號存在一定的差異。該井目的層所含油質為稠油，詳細分析該井的標準T2譜、差譜和移譜特征，認為該井在1134～1154m處，其核磁資料具有一定稠油特征：標準T2譜前移明顯，譜峰集中在50ms左右;差譜信號弱;長、短回波間隔的T2譜差異不大，移譜效果不明顯，但與水層T2譜形態(tài)差別明顯（見圖2），故認為該段是具有一定含烴量的儲層。由于該井測量井段內(nèi)儲層油質偏稠，顯示為T2譜前移明顯，流體性質影響明顯，無法通過核磁共振資料T2分布顯示核磁測量井段的孔徑分布，在稠油層利用核磁資料計算出的孔隙度和滲透率數(shù)值也偏小，計算出準確的孔隙度和滲透率參數(shù)比較困難，但在判別流體性質和確定測試井段的過程中，起到了指導作用。總之，該井核磁資料達到了預期的測量目的。

4 結論及認識

（1）該區(qū)館陶組稠油層由于埋深較淺，具有較高的開發(fā)潛力，通過核磁測井分析技術與常規(guī)測井技術相結合，可以快速而準確的提高稠油層的解釋精度。（2）第一性資料在儲層測井評價中具有很重要的指導意義，尤其對難以識別的稠油油層，其參考價值更為重大，因此，在稠油儲層評價中應加強第一性資料的錄取。（3）稠油儲層解釋精度的提高，可以使我們在汽驅過程中及時了解油層中"三場"變化，掌握蒸汽推進情況，分析汽驅開發(fā)規(guī)律，為后續(xù)方案調整及汽驅效果評價提供依據(jù)。

參考文獻

[1]汪中浩，章成廣·低滲砂巖儲層測井評價方法【M】·北京：石油工業(yè)出版社，2004：4～5