核磁共振測井在大慶長垣以西地區流體性質識別中的應用

王慧,付晨東,閆學洪,王艷,韓佳燃

(中國石油集團測井有限公司大慶分公司, 黑龍江 大慶 163412)

0 引 言

大慶長垣以西地區是松遼盆地近幾年重要的勘探地區,油氣資源豐富,平面及縱向上油水關系復雜[1],油層、油水同層、水層測井響應特征沒有明顯的差異,應用常規測井資料進行儲層流體性質識別存在一定的困難。目前核磁共振測井技術已經在油田勘探中廣泛應用[2],可以直接測量地層流體的氫原子信息,它的響應僅與巖石孔隙中氫核含量有關,基本不受巖石骨架影響[3],能夠提供與電阻率無關的油、氣、水流體性質識別。本文簡要論述MRIL-P型核磁共振測井儀器流體性質識別方法[4]在大慶長垣以西地區的適用性,確定移譜法更適合大慶長垣以西地區流體性質識別。在定性識別的基礎上建立了研究區核磁共振測井流體性質識別圖版,實現了定量解釋,圖版評價結果與實際試油結論符合率較高,可以很好地指導油田勘探開發。

1 儲層特征

根據巖心分析資料和試油資料分析,大慶長垣以西地區儲集層普遍發育砂巖、泥質粉沙巖,埋藏深度多在1 000～2 000 m。受構造、斷裂、砂體等多因素制約,不同層位具有不同的油水分布規律,儲層飽和度較低,非均質性強,油水層差異小。儲集層多屬中孔隙度、中低滲透率儲層,孔隙度以10～20 p.u.居多,滲透率多在1～100 mD[注]非法定計量單位,1 mD=9.87×10-4 μm2,下同之間。流體性質主要為油、油水同產,原油大部分屬中等黏度原油,原油黏度多數分布在5.0～50.0 mPa·s之間,以10～30 mPa·s居多。

2 大慶長垣以西地區核磁共振測井流體識別方法研究

2.1 核磁共振測井識別流體性質的方法適用性分析

MRIL-P型核磁共振測井最主要的識別流體性質的方法為標準T2譜法、移譜法、差譜法[4]。

標準T2譜法主要依據飽和多相流體的T2分布譜的整體形態特征,利用油、氣、水在T2譜的位置不同識別儲層流體性質[5],針對大慶長垣以西地區儲集層特點,油的信號和水的信號總是重疊在一起,從標準T2譜上很難識別出油層、水層(見圖1)。

差譜法是根據輕烴與水的縱向弛豫時間差異發展出的雙TW法,P型核磁共振測井儀器長等待時間為13、12 s,短等待時間為1、2 s。對于大慶長垣以西地區儲集層,因其試油層物性條件普遍較好,受短等待時間設計局限,即使短等待時間為2 s,水的信號也不能全部恢復,油層、油水同層、水層均有一定差譜剩余信號,差譜也很難識別油層與油水同層[6]。

移譜法識別流體性質主要為擴散弛豫,又稱雙TE法,測量自旋回波串時分子擴散引起的回波串衰減速率加快。大慶長垣以西地區以中等黏度原油為主,黏度大多在20 mPa·s左右,在原油黏度變化不大的前提下[7],當采用移譜測井時,由于水和原油的擴散系數不同,在長回波間隔時間下,相對短回波間隔T2譜,水層與油層在T2分布譜上會出現不同的位置變化,即水層的T2譜相對油層的T2譜會向減小的方向移動更快[8]。同時長回波間隔T2譜譜峰中,油的T2譜譜峰前移很小,而水的T2譜峰前移很快,這樣在T2分布譜上油峰、水峰能夠分離出來。統計大慶長垣以西24口核磁共振測井,一般短回波間隔T2譜最長弛豫時間在1 000～2 000 ms之間,而長回波間隔T2譜由于受不同流體擴散影響其T2譜譜峰位置及最長馳豫時間有明顯的差異(見表1),可見大慶長垣以西地區更適合用移譜法識別流體性質, 可以達到定性識別油層、油水同層,水層的目的。

圖1 油、油水、水在標準T2譜、移譜、差譜上的響應特征*非法定計量單位,1 ft=12 in=0.304 8 m,下同

2.2 核磁共振測井識別流體性質的測量模式適用性

MRIL-P測井儀包含74種測井模式,4種組合模式,統計該區原油黏度、地層壓力、地層溫度及目前的P型核磁共振測井,一次下井可進行標準T2測量,雙等待時間測井和雙回波間隔測井儀器的特點,選擇了雙TW雙TED9TWE核磁共振測井模式[9]。考慮D9TWE1模式長回波間隔太短,在實驗井采用D9WE2、D9TWE3、D9TWE4這3種不同測井模式進行分析(見圖2)。實驗井1 947.0 m試油為水層,1 960.0 m試油日產油2.36 t。可以看到在D9TWE2模式下,水層在長回波間隔下拖曳到300 ms,油層拖曳在1 000 ms;在D9TWE4模式下,水層油層均前移過快,2種模式下流體性質識別均存在一定的問題;可以看到在D9TWE3模式下,核磁共振測井移譜與試油結論吻合較好,因此在研究區核磁共振測井模式統一為D9TWE3采集模式(TWL=13 s,TWS=1 s,TEL=3.6 ms,TES=0.9 ms),這種模式下更有利于研究區油水層的識別。

圖2 3種不同核磁共振測井模式下的核磁共振測井響應特征

圖3 大慶長垣以西地區核磁共振測井流體性質識別圖版

2.3 大慶長垣以西地區識別油水層的解釋方法建立

在相同測井模式下,基于定性識別油水層,為了能在實際生產中更加直觀進行油水層識別,根據白松濤等[10]提出的砂巖巖石核磁共振T2譜的定量表征,提取核磁共振測井長回波間隔T2譜譜峰弛豫時間與長、短回波間隔T2譜最大弛豫時間之比建立大慶長垣以西地區流體性質識別圖版(見圖3)。圖版應用大慶長垣以西地區24口井,60個層試油資料(25個油層,30個油水同層,5個水層),符合53層,圖版符合率為88%。

3 應用效果分析

A井常規測井曲線及核磁共振處理成果見圖4。該層位相同常規曲線特征鄰井既有純油層也有油水同層,在1 689.0 m處進行了MDT測試,經LFA分析顯示流體類型為油水,以油為主,產少量水,常規測井等方法難以識別該層是油層還是油水同層。核磁共振測井處理成果顯示1 687.0～1 692.0 m井段儲集層長回波間隔T2譜最右側的峰主要位于200 ms處,長回波間隔T2譜前移慢,說明儲層含油指示明顯,在大慶長垣以西地區核磁共振流體性質識別圖版上A井落在油層區,壓后水力泵排,日產油8.72 t,為工業油層。核磁共振測井資料解釋與試油結果符合。

B井常規測井曲線及核磁共振處理成果見圖5。49Ⅰ、51號層。常規測井曲線顯示49Ⅰ號層為非均質層,含泥較重,受含泥影響,深側向電阻率值較低,為8.2 Ω·m,51號層稍好,常規曲線顯示為以水為主的含油水層,該井當時甲方認為沒有試油價值,以裸眼井處理。但從核磁共振處理成果分析,兩層核磁共振測井長回波間隔T2譜相對短回波間隔T2譜前移較慢,具有明顯含油特征。在大慶長垣以西地區核磁共振流體性質識別圖版上B井49Ⅰ、51號層落在油水同層區靠近油層區,認為這2層應為以產油為主的油水同層。49I號層和51號層TCP壓后自噴,日產油36.96 t,產水3.84 m3,為含水工業油層,核磁共振測井資料解釋與試油結果符合,在B井工業油流井發現中發揮了關鍵作用。

圖4 A井核磁共振測井識別油層實例

圖5 B井核磁共振測井識別油水層實例

4 結 論

(1)基于P型核磁共振測井資料,分析核磁共振測井識別流體性質3種方法在大慶長垣以西地區的適用性,得出移譜法較適宜在大慶長垣以西地區進行流體性質識別,在定性識別基礎上,提取T2譜特征參數建立了大慶長垣以西地區核磁共振流體性質識別圖版。

(2)大慶長垣以西地區2017年核磁共振測井10口井,試油7口井,試油20層,符合17層,核磁共振測井流體性質識別圖版應用符合率為85%,取得了較好的效果。