二維核磁共振T1—T2譜在風(fēng)西復(fù)雜碳酸鹽巖儲(chǔ)層流體識(shí)別中的應(yīng)用

韓闖,李綱,別康,于代國(guó),陳文安,武芳芳

(1.塔里木油田勘探開發(fā)研究院,新疆庫(kù)爾勒841000;2.青海油田勘探開發(fā)研究院,甘肅敦煌736202;3.斯倫貝謝公司,北京100015)

0 引 言

風(fēng)西構(gòu)造位于青海省柴達(dá)木盆地西部坳陷區(qū),是大風(fēng)山背斜構(gòu)造帶上的三級(jí)潛伏構(gòu)造,位于大風(fēng)山構(gòu)造的西段。風(fēng)西構(gòu)造位于第三系生烴凹陷,N21、N1地層發(fā)育藻灰?guī)r、灰云巖有效儲(chǔ)層,與縱向平面普遍發(fā)育的泥巖蓋層交互沉積,生油巖、儲(chǔ)層、蓋層配置關(guān)系好,是風(fēng)西地區(qū)的主要勘探目的層。N1～N21地層發(fā)育濱淺湖相沉積,發(fā)育灘壩、灰坪及藻丘,形成了有利的儲(chǔ)集體,儲(chǔ)層巖性主要為藻灰?guī)r、灰云巖、灰質(zhì)泥巖和灰質(zhì)砂巖4類,其中最有利的為藻灰?guī)r儲(chǔ)層,灰云巖次之。儲(chǔ)層有效孔隙度為5.0%～14.7%,平均為7.5%,中位數(shù)為6.8%,60.4%的樣品滲透率小于0.02 mD(1)非法定計(jì)量單位,1 mD=9.87×10-4 μm2,下同,屬特低孔隙度特低滲透率儲(chǔ)層。風(fēng)西地區(qū)N1～N21地層為一較完整的背斜油藏,受整個(gè)柴西北區(qū)沉積環(huán)境控制,巖性較細(xì),孔隙以溶蝕孔和晶間孔為主,原油差異性分布,油水分異不明顯,試油及試采證實(shí)風(fēng)西地區(qū)構(gòu)造高、中、低部位油井生產(chǎn)多為油水同出,少量純油層,與柴西北區(qū)其他油藏特征相似,為低飽和度油藏。

對(duì)于復(fù)雜油氣儲(chǔ)層,由于多種因素的相互干擾,不僅定量評(píng)價(jià)遇到困難,有時(shí)甚至定性識(shí)別流體性質(zhì)也遇到挑戰(zhàn)[1]。風(fēng)西復(fù)雜混積碳酸鹽巖儲(chǔ)層礦物組分復(fù)雜,孔隙類型、孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜,非均值性較強(qiáng),巖石結(jié)構(gòu)復(fù)雜,使得儲(chǔ)層評(píng)價(jià)具有較大挑戰(zhàn)。為有效地、針對(duì)性地解決這些復(fù)雜問題,形成了以巖性掃描(litho-scanner)、高分辨率電成像(Formation MicroImager,FMI)、核磁共振(Combinable Magnetic Resonance,CMR)為手段,與常規(guī)資料結(jié)合的精細(xì)儲(chǔ)層評(píng)價(jià)方法。試油試采結(jié)果證實(shí)油井多為油水同出,油水關(guān)系復(fù)雜,常規(guī)電阻率、熱中子衰減等方法評(píng)價(jià)流體性質(zhì)受基質(zhì)、孔隙結(jié)構(gòu)、地層水等復(fù)雜因素影響,不能有效地區(qū)分油氣水層。因此,在風(fēng)西地區(qū),利用新一代核磁共振儀器(Combinable Magnetic Resonance-NG,CMR-NG)進(jìn)行有效嘗試,并得到試油驗(yàn)證。

1 電阻率流體評(píng)價(jià)方法的局限性

復(fù)雜油氣儲(chǔ)層由于多種因素的相互干擾,流體評(píng)價(jià)是儲(chǔ)層評(píng)價(jià)中最困難的部分[2]。研究區(qū)目前的試油結(jié)論表明,儲(chǔ)層的流體性質(zhì)與常規(guī)電阻率、孔隙度方法識(shí)別結(jié)果存在較大矛盾。從風(fēng)西地區(qū)試油層段的深側(cè)向電阻率—有效孔隙度交會(huì)圖可見(見圖1),該方法不能有效區(qū)分水層、油水層及油層,數(shù)據(jù)點(diǎn)較為雜亂,流體性質(zhì)特征不明顯,需要進(jìn)一步探求其他的儲(chǔ)層流體評(píng)價(jià)方法。

圖1 深側(cè)向電阻率—有效孔隙度交會(huì)圖

2 二維核磁共振T1—T2譜儲(chǔ)層流體評(píng)價(jià)方法

2.1 二維核磁共振T1—T2譜流體識(shí)別理論基礎(chǔ)

通常情況下,油、氣、水等流體在沒有外部束縛的自然狀態(tài)下,其T1/T2值為1;在地層條件下,油、氣、水賦存于地層孔隙內(nèi),受到地層孔隙空間的約束,其測(cè)量到的T1和T2值主要受孔隙結(jié)構(gòu)影響,不同性質(zhì)的流體T1/T2值也會(huì)發(fā)生變化。在孔隙半徑相對(duì)較大的孔隙空間內(nèi)(T2值一般大于100 ms),油水T1/T2值變化范圍相對(duì)不大,為1～2;但當(dāng)孔喉半徑變小,為微米級(jí)甚至納米級(jí)的尺度,孔隙流體受到約束作用很強(qiáng),不同的流體性質(zhì)其T1/T2值也會(huì)有較大的差別,T1/T2值受流體性質(zhì)影響變化范圍加大[3](見圖2)。尤其巖心實(shí)驗(yàn)證實(shí)在非常規(guī)油氣藏儲(chǔ)層,瀝青、干酪根、有機(jī)孔非可動(dòng)油、可動(dòng)油等組分信息在T1/T2值示意圖上有明顯不同。因此,T1—T2譜連續(xù)測(cè)量作為非常規(guī)油氣藏和稠油儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)、孔隙度和流體評(píng)價(jià)的有效手段,被認(rèn)知和利用。

圖2 不同地層孔隙流體T1/T2值示意圖

2.2 連續(xù)T1、T2譜的測(cè)量

CMR-NG沿用了CMR儀器獨(dú)有的鞍狀天線設(shè)計(jì),使得CMR系列儀器具有業(yè)界最高的核磁共振測(cè)井工作頻率和最短的回波間隔時(shí)間。CMR-NG最短回波間隔時(shí)間為0.2 ms,與CMR-Plus相同;CMR-NG在保持較小回波間隔時(shí)間優(yōu)勢(shì)的基礎(chǔ)上,重新設(shè)計(jì)和優(yōu)化了測(cè)量序列,新的測(cè)量序列有6種不同的測(cè)量等待時(shí)間,測(cè)量序列的回波個(gè)數(shù)和重復(fù)測(cè)量次數(shù)也根據(jù)不同的等待時(shí)間進(jìn)行優(yōu)化,從而提升了微小尺度孔隙的測(cè)量精度。利用新的測(cè)量序列測(cè)得的回波串,經(jīng)過進(jìn)一步的數(shù)據(jù)處理,可以同時(shí)解析得到地層的縱向弛豫時(shí)間分布譜即T1譜,橫向弛豫時(shí)間分布譜即T2譜及T1—T2譜交會(huì)圖。

3 T1/T2值流體識(shí)別及定量評(píng)價(jià)

3.1 盲源分離理論

盲源分離(Blind Source Separation,BSS)最早由Herault和Jutten在1985年提出,指在不知源信號(hào)和傳輸通道參數(shù)的情況下,根據(jù)輸入源信號(hào)的統(tǒng)計(jì)特性,僅由觀測(cè)信號(hào)恢復(fù)出源信號(hào)各個(gè)獨(dú)立成分的過程。盲源分離方法認(rèn)為每個(gè)觀測(cè)信號(hào)都可以近似為多個(gè)未知源信號(hào)的線性組合,假設(shè)存在由Z個(gè)樣本組成的多維測(cè)量集合,每個(gè)多維樣本的組分為M,其數(shù)學(xué)表達(dá)式[4-5]

vj=h1,j[w1]+h2,j[w2]++hr,j[wr]=Whj

(1)

式中,vj為在多個(gè)觀測(cè)信號(hào)中的第j個(gè)觀測(cè)信號(hào);W為M×r維的未知源信號(hào)矩陣;hj為r×1維線性組合的系數(shù)。合并Z個(gè)觀測(cè)信號(hào),vj作為矩陣V(M×Z)的列,系數(shù)hj作為矩陣H(r×Z)的列,則式(1)可以表達(dá)為

V≈WH

(2)

式中,矩陣W和H分別代表源信號(hào)特征矩陣和系數(shù)矩陣。式(2)表征了式(1)的線性近似等價(jià)于矩陣的因式分解。式(2)的因式分解通過矩陣W和H的非負(fù)條件約束來解決。通過非負(fù)條件約束保證矩陣W有一定物理意義。非負(fù)矩陣分解算法的一個(gè)關(guān)鍵參數(shù)是特征矩陣W的秩,它決定了要解析的源信號(hào)特征的數(shù)量。

T1—T2譜的盲源分離方法采用2個(gè)簡(jiǎn)單的步驟來估計(jì)最優(yōu)秩:①確定矩陣H協(xié)方差的特征值,并確定使特征值高于指定閾值的最佳源信號(hào)數(shù)。②將源信號(hào)數(shù)指定為步驟①中確定的最佳源信號(hào)數(shù),再次進(jìn)行因子分解。如果觀測(cè)信號(hào)集中的某個(gè)觀測(cè)信號(hào)具有較大的動(dòng)態(tài)范圍,則式(2)的矩陣因子分解可能會(huì)被相對(duì)值較高的觀測(cè)信號(hào)影響,產(chǎn)生偏差。為了使觀測(cè)信號(hào)集中的所有觀測(cè)信號(hào)權(quán)重相等,需要對(duì)觀測(cè)信號(hào)標(biāo)準(zhǔn)化。通過標(biāo)準(zhǔn)化處理,包含在系數(shù)矩陣H中的特征值相對(duì)比例不能夠表征原始數(shù)據(jù)中的真實(shí)貢獻(xiàn)。利用上述的2個(gè)步驟將觀測(cè)信號(hào)歸一化并分解為非負(fù)矩陣W和H,以獲取真實(shí)的不同特征貢獻(xiàn)。對(duì)于每個(gè)觀測(cè)信號(hào)vj,通過最小化以下代價(jià)函數(shù)確定特征的貢獻(xiàn)比例系數(shù)hk。

(3)

0≤hk,j≤ωj,∑khk,j=ωj

(4)

式中,ωj為第j個(gè)觀測(cè)信號(hào)的值。這些約束意味著不同特征貢獻(xiàn)比例是非負(fù)的,并且所有特征貢獻(xiàn)的總和等于非標(biāo)準(zhǔn)化觀測(cè)信號(hào)的值。

3.2 T1—T2譜盲源分析及流體識(shí)別

通過對(duì)測(cè)井采集的原始數(shù)據(jù)進(jìn)行質(zhì)量檢查,包括相位、回波形態(tài)檢查,根據(jù)數(shù)據(jù)質(zhì)量情況進(jìn)行預(yù)處理,然后對(duì)采集的回波串進(jìn)行數(shù)據(jù)處理和T1—T2譜二維聯(lián)合反演,得到初步結(jié)果主要包括:連續(xù)深度的核磁共振總孔隙度(MRP)、二維核磁共振T1—T2譜、T1譜和T2譜。

二維核磁共振T1—T2譜是地層巖石孔隙結(jié)構(gòu)和孔隙內(nèi)賦存的不同性質(zhì)流體綜合響應(yīng)的結(jié)果,是某個(gè)深度巖層孔隙流體所呈現(xiàn)的核磁共振T1—T2譜特征。二維核磁共振譜T1/T2分析主要是在數(shù)據(jù)反演產(chǎn)生的連續(xù)深度二維核磁共振T1—T2譜基礎(chǔ)上,對(duì)全井段或局部井段地層的T1—T2譜數(shù)據(jù)進(jìn)行疊加、處理分析,劃分出具有實(shí)際意義的T1/T2相態(tài)的種類和特征,并根據(jù)識(shí)別的T1/T2相態(tài)種類和特征計(jì)算每個(gè)深度點(diǎn)的相應(yīng)相態(tài)體積分量。T1/T2相態(tài)呈現(xiàn)為二維核磁共振T1—T2譜上的某個(gè)區(qū)域,各相態(tài)體積分量之和等于該深度的地層核磁共振總孔隙度。

目前常用的二維核磁共振T1—T2譜的處理解釋方法是盲源分離圖像處理技術(shù)進(jìn)行數(shù)據(jù)分析和聚類分析方法。該方法在不預(yù)設(shè)任何T1、T2截止值的情況下,利用圖像數(shù)據(jù)處理技術(shù)對(duì)二維核磁共振T1—T2譜進(jìn)行聚類分析,自動(dòng)識(shí)別最大可能的T1/T2相態(tài)的類別和數(shù)目,并根據(jù)選定的T1/T2類別逐深度對(duì)二維核磁共振T1—T2譜進(jìn)行解析,計(jì)算得出各深度點(diǎn)每個(gè)T1/T2組分的孔隙體積值。將識(shí)別出的不同T1/T2組分與特定性質(zhì)的地層流體進(jìn)行關(guān)聯(lián),并結(jié)合不同測(cè)量得出的信息進(jìn)行比對(duì)、驗(yàn)證,賦予每個(gè)T1/T2組分流體意義,進(jìn)而得到每種地層流體的體積含量,從而達(dá)到定量評(píng)價(jià)的目的(見圖3)。

圖3 二維核磁共振T1—T2譜流體識(shí)別及定量計(jì)算流程圖

4 應(yīng)用實(shí)例分析

為精確評(píng)價(jià)孔隙度及進(jìn)行儲(chǔ)層流體評(píng)價(jià),在風(fēng)西區(qū)塊B井測(cè)量了CMR-NG。該井儲(chǔ)層為典型的復(fù)雜混積碳酸鹽巖儲(chǔ)層,XX07～XX09 m井段為該段最有利的儲(chǔ)層段,去鈾伽馬24～25 API,深側(cè)向電阻率9～50 Ω·m,深感應(yīng)電阻率8～13 Ω·m,中子孔隙度4%～6%,密度2.65～2.69 g/cm3,縱波時(shí)差51～54 μs/ft(2)非法定計(jì)量單位,1 ft=12 in=0.304 8 m,下同。巖性掃描揭示的儲(chǔ)層礦物組分較為復(fù)雜,包含黏土礦物、石英長(zhǎng)石礦物、方解石、白云石、黃鐵礦和石膏,體現(xiàn)了典型的湖相復(fù)雜混積碳酸鹽巖的特征;CMR-NG提供了連續(xù)的T1—T2譜測(cè)量,T2譜的譜峰位置為33 ms,揭示儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)以中等孔隙為主,如果按照33 ms作為T2截止值,則核磁共振總孔隙度、有效孔隙度6.3%～6.8%,自由流體孔隙度2.5%～3.9%。

通過CMR-NG提供連續(xù)二維核磁共振T1—T2譜,利用盲源分析方法在B井有效測(cè)量段進(jìn)行分析得到6種不同的T1/T2組分,每種組分T1/T2值有一定差異。結(jié)合不同孔隙流體在二維核磁共振T1—T2譜上的不同位置和風(fēng)西區(qū)塊實(shí)際產(chǎn)出的流體性質(zhì),對(duì)每種T1/T2組分進(jìn)行流體定義(見圖4)。從圖4中T1/T2與T2均值(T2,LM)交會(huì)可以看出組分1、2的T2均值小于3 ms,組分3、4的T2均值為3～20 ms,組分5、6的T2均值大于20 ms;該區(qū)核磁共振實(shí)驗(yàn)分析的T2截止值為17 ms,分析可知組分1、2為黏土束縛流體,組分3、4為毛細(xì)管束縛流體,組分5、6為自由流體。同時(shí)組分2、4、5的T1/T2值為1～2,組分6的T1/T2值為4～5,組分3的T1/T2值為10～11;分析可知組分2、4、5的流體性質(zhì)為水,組分3、6的流體性質(zhì)為油。因此,結(jié)合T2均值和T1/T2值可以判斷各組分的流體性質(zhì)。

利用上述T1—T2譜分析得到的每種T1/T2組分對(duì)應(yīng)流體的特征,在XX07～XX09 m儲(chǔ)層段可以得到每種流體的體積含量,其中可動(dòng)油體積含量為3%～5%,可動(dòng)油飽和度為80%～83%(見圖5)。在二維核磁共振T1—T2譜圖上,該段的可動(dòng)油信號(hào)和毛細(xì)管束縛水信號(hào)較為明顯,可動(dòng)油信號(hào)強(qiáng)度更高(見圖6)。經(jīng)測(cè)試該段初期日產(chǎn)油16 m3,證實(shí)了二維核磁共振T1—T2譜流體識(shí)別方法的可靠性。

圖4 B井二維核磁共振T1—T2譜分析圖

圖5 B井二維核磁共振T1—T2譜解釋成果圖*非法定計(jì)量單位,1 c.u.=10-3 cm-1

圖6 B井XX08.1、XX08.5 m處二維核磁共振T1—T2譜圖

5 結(jié) 論

(1)在風(fēng)西復(fù)雜混積碳酸鹽巖儲(chǔ)層的流體評(píng)價(jià)分析中,由于電阻率受礦物組分、孔隙結(jié)構(gòu)、物性等綜合因素影響,對(duì)流體類型不敏感,電阻率、孔隙度方法不能有效地對(duì)儲(chǔ)層流體進(jìn)行定性和定量評(píng)價(jià)。

(2)CMR-NG作為新一代的核磁共振測(cè)井儀器,提供了T1譜、T2譜及T1—T2譜的連續(xù)測(cè)量。基于T1/T2值的流體識(shí)別方法,在風(fēng)西復(fù)雜碳酸鹽巖儲(chǔ)層經(jīng)過試油驗(yàn)證,證實(shí)該方法能夠有效解決風(fēng)西復(fù)雜儲(chǔ)層流體識(shí)別、定量評(píng)價(jià)的困難,彌補(bǔ)了常規(guī)電阻率方法的不足。該方法可以在其他復(fù)雜儲(chǔ)層進(jìn)一步嘗試驗(yàn)證,以確定其適用儲(chǔ)層類型。