混油鉆井液中地層油的T1-T2二維核磁共振識別與評價方法

王志戰

(1.頁巖油氣富集機理與高效開發全國重點實驗室, 北京 102206; 2.中石化石油工程技術研究院有限公司, 北京 102206)

為了保障復雜巖性地層(頁巖、火成巖、蒸發巖等)、復雜井身結構(深井超深井、側鉆井、大位移井、水平井等)的鉆井安全及復雜鉆井工況(卡鉆、井壁失穩等)的快速處理,常常采用混油鉆井液。混油鉆井液是一種以水為連續相的水包油體系,混入的油品(白油、柴油、原油、礦物油、植物油等,稱為“基礎油”)有利于提高鉆井液的潤滑性、流變性及防塌抑制性[1-2],但會影響油氣的顯示。為此,地質錄井工作者主要采用氣測、巖石熱解、定量熒光等技術從巖屑、鉆井液兩個角度進行識別[3-5]。由于聚晶金剛石復合片(polycrystalline diamond compact,PDC)鉆頭、超深井等工藝技術導致巖屑細小,含油級別大幅度降低,以分析巖屑來識別和評價地層含油性的方法失去了物質基礎,因此檢測、識別、評價鉆井液的含油性便成為錄井的重要發展領域[6]。

色譜、光譜、質譜等技術可將油品中的組分按由輕到重的順序分離出3至數十個峰,由于鉆井液基礎油與地層油存在譜峰的疊加,所以主要采用扣除背景值的方法進行識別,以定性為主,定量精度較低。低場核磁共振具有對油質(密度或黏度)反應靈敏、一種純流體只有一個弛豫峰的技術優勢,成為識別鉆井液含油性的有效手段。王志戰等[7]采用一維(T2)核磁共振技術建立了混油鉆井液條件下判識地層含油性的方法,這種方法需要進行二次分析,通過添加弛豫試劑判別T2譜上新增的峰是油峰還是水峰或是否存在油峰與水峰的疊加。二維核磁共振T1-T2技術主要用于探測地層[8-10]或巖心中的受限流體,在T1-T2或T1/T2-T2譜上識別干酪根、束縛水(毛管束縛水、黏土束縛水)、可動水、不可動油或吸附氣、可動油或游離氣等信號[11-13];對于不受限的自由流體,謝然紅等[14]研究了磁場頻率分別為2、23 MHz條件下原油弛豫時間T1/T2比值與原油黏度/溫度比值的關系;Jia等[15]研究了磁場頻率為4.2 MHz條件下原油的飽和分、芳香分、膠質、瀝青質(saturate,aromatic,resin,asphaltene,SARA)4組分的T1-T2弛豫特征;Kumar等[16]研究了儲層溫度條件下油基鉆井液濾液的T1、T2弛豫特性;McCarhy等[17]發明了利用T1-T2二維核磁共振檢測鉆井液油水比的方法。這些方法均沒涉及鉆井液中同類流體(基礎油、地層油)的T1-T2判識。

現通過不同類型成品油、原油、混油鉆井液的獨立測試及混合測試,建立混油鉆井液中地層油的T1-T2判識圖版及含油量評價模型,確定T1-T2的檢測下限與重復性,實現混油鉆井液中地層油的直接、直觀、及時識別與高符合率評價。

1 實驗部分

1.1 實驗方案

混油鉆井液流體解釋圖版、含油量計算模型的建立:①通過對實驗室配置的混油鉆井液及混油鉆井液均勻混入不同質量的白油、原油的測量,識別混油鉆井液的水峰、基礎油峰、地層油峰,記錄各自的質心坐標(T2,T1);建立混入原油的質量與對應油峰的面積之間的關系曲線;②測量不同礦化度鹽水、不同密度和黏度原油、不同類型成品油,記錄其質心坐標(T2,T1),確定地層水礦化度對T1-T2信號峰的影響,確定不同密度和黏度原油,及不同類型成品油的質心分布。

檢測下限與重復性的確定:①采用閃點高、黏度低的白油作為實驗對象,測量不同質量白油的T1-T2譜,確定出現穩定T1-T2信號峰所對應的最低含油量或含油量;②通過對混油鉆井液均勻混入一定質量原油后的多次測量,確定T1-T2的重復性誤差。

1.2 實驗樣品

實驗樣品包括實驗室配置的混油鉆井液(密度為1.3 mg/L,黏度為50 mPa·s、含油率為5%)、不同礦化度(0.5×104、5×104、20×104mg/L)的鹽水、3種購置的成品油(白油、硅油、大豆油)及來自勝利油田某區塊的5種原油(表1)。密度、黏度均為20 ℃條件下測得的數據。

1.3 實驗儀器

采用蘇州紐邁電子科技有限公司生產的MicroMR20-025V oil核磁共振含油含水率分析儀,共振頻率為21 MHz,磁場強度為(0.5±0.08) T,磁體恒溫為32 ℃,探頭線圈直徑為25 mm,采用的脈沖序列為IR-CPMG。分析參數:回波間隔(time of echo,TE)為0.7 ms;反轉時間個數(number of time invert,NTI)為20;回波個數(number of echo,NECH):混油鉆井液和白油為5 000,水及成品油為8 000,原油為12 000;重復采樣次數(NS):混油鉆井液為16,水、原油及成品油為4;重復采樣等待時間(time of wait,TW):混油鉆井液、成品油為2 000 ms,原油為5 000 ms,水為20 000 ms。

2 結果與討論

2.1 解釋圖版的建立

2.1.1 不同流體的T1-T2測量結果

礦化度為0.5×104mg/L的鹽水,其T1-T2譜信號的質心坐標(T2,T1)為(2.682 7,4.159 6);礦化度為5×104mg/L的鹽水,其T1-T2譜信號的質心坐標為(2.682 7,4.159 6);礦化度為20×104mg/L的鹽水,其T1-T2譜信號的質心坐標為(2.682 7,4.159 6),如圖1所示。可見,鹽水的質心分布穩定,不隨礦化度的變化而變化,T1>T2,T1/T2=1.550 5。

圖1 不同礦化度水的T1-T2譜Fig.1 T1-T2 spectra of water with different salinity

白油T1-T2信號的質心坐標為(0.240 4,0.299 4);大豆油T1-T2信號的質心坐標為(0.155 1,0.240 4);硅油T1-T2信號的質心坐標為(0.240 4,0.578 0)。白油、大豆油、硅油信號的T1/T2分別為1.245 2、1.550 5、2.404 1。即大豆油的T1、T2均較短,白油和硅油的T2相同,但硅油的T1>T2(圖2)。

圖2 不同成品油的T1-T2譜Fig.2 T1-T2 spectra of different oil products

1#～5#原油T1-T2信號的質心坐標分別為(2.154 4,3.340 5)、(0.124 5,0.464 2)、(2.682 7,3.340 5)、(2.154 4,2.682 7)、(0.464 2,0.372 8),如圖3(a)～圖3(e)所示;原油的性質差別較大,譜圖形態差異也較大。根據Jia等[15]的研究,富含飽和烴的輕質油弛豫時間要長于富含芳香烴的中質油及富含膠質、瀝青質的重質油。黏度大于1 700 mPa·s的原油明顯偏離T1=T2的對角線,即T1>T2。

圖3 1#～5#原油及混油鉆井液的T1-T2譜Fig.3 T1-T2 spectra of 1#～ 5# crude oil and oil-emulsion drilling fluid

混油鉆井液T1-T2譜(圖3中6#),水信號的質心坐標為(0.005 8,0.033 4),基礎油信號的質心坐標為(0.041 6,0.719 7)。根據混油鉆井液的油水比及均勻混入原油后的譜峰變化,可確定出混油鉆井液中原油(地層油)信號的質心位置。

2.1.2 不同流體的T1-T2解釋圖版

將不同礦化度的鹽水、不同類型的成品油、不同性質的原油及混油鉆井液中的水、基礎油、地層油的T1-T2信號質心坐標,投影到(T2,T1)坐標系中,如圖4(a)所示;根據質心點的分布可以建立不同流體的T1-T2解釋圖版,如圖4(b)所示。可以看出,鉆井液中的水與鹽水的T1、T2弛豫時間差異較大,基本位于T1=T2對角線的兩端,鹽水的T1>3.75 s,鉆井液中的水T1<0.1 s,這是因為鉆井液中含有固相成分所致。鉆井液基礎油位于T1/T2=5～30,且T1=0.1～2 s的區域。地層油的T1、T2越長,油質越輕;其中,輕質油位于T1/T2=1～5、T1=2～3.75 s的區域;重～中質油位于T1/T2=1～5、T1=0.1～2 s的區域。

圖4 混油鉆井液流體解釋圖版Fig.4 Oil and water interpretation chart of oil-emulsion drilling fluid

2.2 評價模型的建立

根據探頭均勻區,稱取混油鉆井液4.343 0 g,依次加入1滴2#原油,進行稱重和T1-T2測量,共計8次,記錄每次加入的原油質量、T1-T2譜水峰面積和地層油油峰的面積。從圖5(a)可以看出,隨含油量的增加,水峰面積基本保持不變,油峰的面積不斷增大;其中第7次有所降低,可能是由于重復性的波動引起的。建立油峰面積與添加油質量之間的關系模型[圖5(b)],二者呈對數關系,相關系數達到0.986 9。

圖5 含油量評價模型Fig.5 Oil content evaluation model

采用4#原油對含油量評價模型進行驗證,根據模型計算的原油質量,與稱取的質量進行對比,加入0.041 8 g原油,根據測量結果計算的原油質量為0.031 4 g;加入0.099 4 g原油,計算的原油質量為0.035 0 g。可以看出,模型計算的質量與實際加入的質量呈正相關,絕對誤差為0.064 3 g,這與相同質量、不同黏度的原油含氫分子數不同有關。

2.3 評價指標的確定

從圖5(a)可以看出,無論水峰還是油峰的T1-T2信號面積都有所波動;采用4#原油的驗證結果也表明存在重復性問題,因此需要對T1-T2的重復性和檢測下限進行確定。

2.3.1 重復性

稱取4.467 3 g混油鉆井液,均勻混入0.081 3 g 1#原油后,連續進行9次測量,油峰信號面積最高為460.58,最低為386.64,平均為414.10,相對誤差平均為6.11%;絕對誤差最大為73.94。水峰信號面積最高為6 363.61,最低為6 714.35,平均為6 519.26,相對誤差平均為1.79%。可見,含量越高,重復性越好。

2.3.2 檢測下限

采用容積為6 mL的小玻璃瓶在萬分之一的電子天平上分別稱取0.000 5、0.001 2、0.004 5、0.011 6、0.036 2 g的白油,對應的含油量分別為83、200、750、1 933、6 033 mg/L。采用四氟膠帶封口,在干式恒溫器上恒溫32 ℃后,按含油量從高到低的順序分別進行T1-T2測量,含油量為6 033 mg/L的T1-T2譜圖具有明顯的油信號,面積占比為74.99%,質心為(0.155 05,0.372 76);在1 933 mg/L的T1-T2譜圖對應的位置也有明顯的信號,但噪聲較強,油信號的面積占比僅為16.43%;750 mg/L的T1-T2譜圖對應位置的信號十分微弱,低于噪聲信號;200 mg/L及83 mg/L的譜圖已見不到油信號。750、1 933、6 033 mg/L油信號的面積具有較好的相關性,相關系數為0.996 1。結合重復性誤差,確定T1-T2的檢測下限在200～750 mg/L。

3 應用效果

X2井是位于內蒙古自治區銀額盆地的一口預探井,目的層是中生界白堊系下統,設計井深4 512.1 m,設計井底巖性為玄武巖,采用混油鉆井液鉆進。位于低部位的鄰井—X1井在目的層段見到良好的含油顯示,壓裂后用3 mm油嘴的油管控制放噴,日產油51.67 m3,日產氣7 290 m3。X2井,在巴二段的鉆井過程中使用PDC+微取心鉆頭,導致巖屑細小,巖屑錄井無含油顯示,氣測值較低,錄井、測井均解釋為干層,沒有進行壓裂測試。在井底進行了氣測后效分析,并取了7個對應的鉆井液樣品進行T1-T2二維核磁共振測量,氣測后效值及對應的T1-T2鉆井液含油量如表2的示。

表2 X2井7個后效樣的氣測值及鉆井液含油量

該井混油鉆井液的水峰、基礎油、地層油信號分布符合所建立的解釋圖版[圖4(b)和圖6(a)],4#、6#、7#樣的氣測全烴與鉆井液含油量具有接好的一致性,相關系數達到0.981 0[圖6(b)];2#、3#、5#樣核磁共振測的含油量為0 mg/L;1#樣的氣測全烴較低,但核磁共振測得的含油量較高,達到18.039 0 mg/L。值得說明的是,在常溫常壓下,由于氣體的含氫分子數較低,測不到核磁共振信號,所以核磁共振通常只能測到鉆井液中的油、水信號,不適用于氣井。氣測全烴值與鉆井液核磁共振含油量/率之間的相關性與氣油比有關。對于純氣層,氣測有響應,鉆井液核磁共振沒有響應;對于氣油比為0的純油層,氣測沒有響應,鉆井液核磁共振有響應。可見,鉆井液核磁共振與氣測這兩項技術分別測量鉆井液中的含油性、含氣性,二者互為補充,構成井筒油氣含量的完整探測。

圖6 在X2井的應用效果Fig.6 Application effect in well X2

4 結論

(1)T1-T2二維核磁共振技術經過一次測量便能直接、直觀識別混油鉆井液中的基礎油、地層油,從而對地層油的含油量/率進行評價,相比于一維核磁共振需要在添加弛豫試劑前、后進行兩次測量,具有成本低、可用于在線分析等優勢。

(2)T1-T2二維核磁共振測量的重復性與含油量有關,含油量越高,重復性越好;T1-T2二維核磁共振測量的含油量檢測下限在200～750 mg/L。